april 2011

Russia’s ArcticShelf DevelopmentNeeds New TechTo Turn a ProfitBut It’s Clear Such Development is Inevitable

p. / стр. 8

The latest cutting-edge tech solutionsПередовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

Tech Trends / Новые технологии

Освоение российского арктического шельфа неизбежноИ требуются новые технологии, чтобы сделать добычу рентабельной

p. / стр. 30

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS - UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE

ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

TNK-BP Takes Big Strides in Improving ESP Mean Time Between Failure RatesTNK-BP удалось добиться впечатляющих результатов в наработке УЭЦН на отказ p. / стр. 22

This month’s issue of Oil&Gas Eurasia looks at critical technol-ogies to keep Russian production

on the rise, and to develop new frontier areas that will take the country into the future.

As everyone knows, Russia stays on top as the world’s more prolific oil pro-ducer because of a whole spectrum of artificial lift technologies that keep aging brown fields in Siberia pumping.

And as for the future – it is the Arctic and a host of very different tech-nologies for offshore and harsh environments generally, that gets the focus.

First let’s talk first about artificial lift. This month, OGE carries an article from specialists at TNK-BP that explains how the company was able to vastly increase the mean time between failures of its Electric Submersible Pumps (ESPs).

Companies fritter away millions of dollars each year in lost produc-tion during downtimes while ESPs are pulled out of wells for mainte-nance or replacement. By increasing the time that the ESP fully func-tions, less production is lost and less is spent on maintenance.

We’ve paired this TNK-BP article with a technology piece on a field automation product that also keeps production high:rod pump control-lers. This article comes courtesy of engineers at Lufkin Automation in Houston, Texas and focuses on the technology behind the calibration of inferred production using reciprocating rod pumps.

Lufkin Automation, a division of Lufkin Industries,is the global lead-er in the manufacture of pump controllers and automation systems for artificial lift. Since 1996, Lufkin has installed its rod-pump control-lers and automation systems throughout Tatarstan, West Siberia and Belarus.

In the last month, Lufkin Industries has reinforced its commitment to the Russian market by opening a Moscow Representation to coor-dinate sales and service support throughout the CIS. With markets in Russia, the Middle East and China key to Lufkin’s future revenue growth, the company has also recently opened a new manufacturing plant in Ploesti, Romania, to supply these regions.

Though Russian producers tend to favor the ESP for historical rea-sons, Lufkin is aiming to change that mindset, offering artificial lift

В этом месяце в журнале «Нефть и газ Евразия» рассматриваются технологии первостепенной важности для поддержания добы-чи и развития новых отдаленных районов, за которыми – буду-

щее страны.Общеизвестно, что Россия по-прежнему остается самым продук-

тивным производителем нефти в мире благодаря полному спектру технологий механизированной добычи, которые обеспечивают насос-ную эксплуатацию скважин на сибирских месторождениях с падаю-щей добычей.

Что касается будущего, то, в целом, в фокусе – Арктика с различны-ми технологиями для шельфовой разработки и суровых условий.

Вначале давайте поговорим о механизированной добыче. В мае «Нефть и газ Евразия» представляет статью специалистов TNK-BP, в которой объясняется, каким образом компании удалось увеличить межремонтный период фонда УЭЦН.

Миллионы долларов составляют убытки компаний от потери продук-ции при простоях, когда УЭЦН извлекаются из скважин для ремонта и замены. Мы публикуем эту статью TNK-BP наряду с технической стать-ей о продукте для автоматизации промыслов, который обеспечивает поддержание высокого уровня добычи: контроллере насоса. Эта ста-тью любезно предоставлена инженерами компании Lufkin Automation из Хьюстона в Техасе и касается технологии определения прогнозируе-мой добычи с применением глубинных штанговых насосов.

Lufkin Automation, подразделение Lufkin Industries, является миро-вым лидером в производстве контроллеров и систем автоматизации механизированной добычи. С 1966 года Lufkin устанавливает контрол-леры УСШН и системы автоматизации в Татарстане, Западной Сибири и Беларуси.

В минувшем месяце Lufkin Industries укрепил позиции на россий-ском рынке открытием московского представительства для коорди-нации продаж и сервисной поддержки в СНГ. Для рынков России, Ближнего Востока и Китая, ключевых в обеспечении роста прибы-ли в будущем, компания также недавно открыла новые производс-твенные мощности в Плоэшти (Румыния) для обеспечения поста-вок в эти регионы.

Хотя исторически так сложилось, что в российской добыче отда-ется предпочтение УЭЦН, Lufkin поставил цель изменить эту установ-ку, предлагая решения в области механизированной добычи, включая автоматизацию станков-качалок, плунжерных подъемников, винтовых насосов; контроллеры нагнетательных скважин; ПО автоматизации,

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Пэт Дэвис ШимчакPat Davis Szymczak

Lufkin Opens Moscow Office, Russia Ponders Arctic CourseКомпания Lufkin открывает представительство в Москве, а в России думают об Арктике

2

#4 April 2011


Oil&GasEURASIA

solutions including automation for beam pumping units, plunger lift, and PCP, injection well controllers, automation software as well as beam pumping units, hydraulic pumping units and plunger lift.

Our second theme this month is the Arctic. OGE features an arti-cle that gives us a glimpse of some of the policy considerations of the Russian government with regard to the development of Russia’s Arctic shelf. State companies Gazpromneft and Rosneft have recent-ly concluded studies and made proposals regarding shelf development through 2030.

And they actually ask the question: Does it make sense to devel-op Russia’s Arctic shelf or should Russian shelf development be limit-ed to the Black Sea and the Caspian Sea shelf and to Far Eastern proj-ects Sakhalin-1, Sakhalin-2 and Sakhalin-3? This should give the glob-al community pause.

Think about it, experts say that at this point in history, two thirds of the world’s unexplored hydrocarbon resources lie in the Arctic (and the lion’s share of it is in the Russian Arctic.) Russia’s tentative “should we do this?” question is based on the realization that Arctic develop-ments are costly.

But every day new technologies are released onto the market to solve problems of working in extreme environments. And that brings me to my second pitch of the day: Don’t forget to mark on your calendar the upcoming SPE Artic & Extreme Environments Conference & Exhibition – Moscow, October 18 – 21.

Like the bilannual SPE Russian Oil&Gas Technology Conference & Exhibition, this new Arctic event focuses on global technologies. And the event will truly be a global one that is expected to travel year to year between Russia, Norway and venues in other countries with an interest in developing the Arctic such as Canada and the U.S. (Alaska).

Oil&Gas Eurasia is proud to have been selected as the official pub-lication of this event. And we will be producing also the Official Show Catalogue and Show Daily Newspaper. Please contact [email protected] for more information.

And last but not least, don’t forget about MIOGE. Anyone who is any-one in the Russian oil and gas industry comes to Moscow in June for this signature event. And no media or marketing company does what Oil&Gas Eurasia does for its customers during this show. We offer high profile distribution of up to 8,000 copies of the June edition of OGE at the show.

And if you are a western firm needing to ship brochures into Russia, stop and consider how much money you’d save by calling OGE to handle trans-lation and print management right here in Moscow. We can deliver your collateral direct to your stand for half the cost of printing in the US or Europe and shipping to Moscow. Think about it.

So that’s about it. I myself am taking off for Houston shortly to attend the Offshore Technology Conference OTC during Russia’s May holidays. This year is special to Russia with the local Houston diplomatic com-munity putting on a “Russia Day” breakfast, and the Russian Chamber of Commerce hosting its annual cocktail reception for Russian dele-gates to the OTC.

Here’s a cultural sensitivity quiz – which of the two events do you think will attract the most Russians? Write me at [email protected]. I myself already know the answer because as an American working and living in Russia I’ve just about given up on hold-ing breakfast meetings. Having said that, I’m sitting at a Moscow café right now, finishing this little editorial and the Italians at the table next to me just ordered vodka shots. It’s 11 a.m. and the kitchen here just closed breakfast.

наряду со станками-качалками, гидроприводными насосами и плун-жерными подъемниками.

Другая наша тема в этом месяце – Арктика. НГЕ предлагает ста-тью, которая является взглядом на стратегические соображения рос-сийского правительства в вопросах разработки арктического шельфа. Государственные компании «Газпром нефть» и «Роснефть» недавно подвели итоги изучения проблемы и выдвинули предложения по разра-ботке шельфа до 2030 года.

Фактически, они задаются вопросом: «Целесообразно ли разраба-тывать российский арктический шельф или достаточно ограничить-ся несколькими существующими проектами в Черном и Каспийском морях, а также дальневосточными проектами «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Сахалин-3»? Мировое сообщество может передохнуть.

Задуматься есть над чем. Эксперты говорят, что 2/3 неразведан-ных запасов углеводородных ресурсов находится в Арктике (и льви-ная их доля – в российской части Арктики). Нерешительность России и вопрос «делать это или нет?» обоснован тем, что разработка Арктики весьма затратна.

Но каждый день на рынок выходят новые технологии, способные решить проблемы работы в экстремальных условиях. Таким образом, моим вторым призывом сегодня будет: «Не забудьте отметить в кален-даре дату проведения „Конференции и выставки SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике“ – 18-21 октября».

Как и на проходящей раз в два года «Российской технической нефте-газовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче», на новом мероприятии по Арктике в центре обсуждения – технологии миро-вого уровня. И это событие также должно приобрести международ-ный масштаб, при том что оно будет проводиться от года к году в России, Норвегии и других странах, проявляющих интерес к разработке Арктики, таких как Канада и США (Аляска).

«Нефть и газ Евразия» гордится тем, что выбрана официальным изданием этого мероприятия. Мы также будем издавать официальный каталог и ежедневную газету мероприятия. Для получения более под-робной информации свяжитесь с нами по электронной почте [email protected].

И последнее, но не менее важное: не забудьте про MIOGE. Представители всей нефтегазовой отрасли приезжают в июне в Москву на это знаковое мероприятие. И ни одна медийная или маркетинго-

вая компания не делает для своих клиентов на этом шоу то, что делает НГЕ. Мы предлагаем эффективное рас-пространение на этом мероприятии 8 000 экземпляров июньского номера журнала «Нефть и газ Евразия».

Если вы – западная компания, которой нужно доста-вить в Россию брошюры, подумайте, сколько денег можно сэкономить, позвонив в НГЕ и заказав перевод и организацию печати на месте, в Москве. Мы можем изго-товить и доставить печатные материалы прямо к вам на стенд за половину стоимости печати в США и Европе и доставки в Москву. Задумайтесь об этом.

Лично я в скором времени отправлюсь в Хьюстон, чтобы посетить Конференцию по шельфовым технологиям (OTC) во время майских праздников в Москве. Этот год для России особенный, будет прово-диться дипломатический завтрак «День России», а российская торго-вая палата пригласит на фуршет, ежегодно проводимый для российс-ких делегатов OTC.

А теперь – тест на понимание особенностей других культур. Как вы думаете, на какое из двух мероприятий мы привлекаем большее коли-чество россиян? Напишите мне на [email protected]. Я уже знаю ответ, поскольку, как американка, которая работает и живет в России, уже почти оставила попытки организации деловых встреч в сочетании с завтраком.

Эти строчки я пишу, сидя в московском кафе, где итальянцы за соседним столиком как раз заказали по рюмке водки. Сейчас 11 часов утра, и с кухни только что закончили подавать завтрак.

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ


Lufkin Opens Moscow Office,

Russia Ponders Arctic Course

Компания Lufkin открывает представительство в Москве,

а в России думают об Арктике

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

INDUSTRY UPDATE | СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Introducing www.oilandgaseurasia.com

Представляем www.oilandgaseurasia.com

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

TNK-BP Makes Marked Progress in Improving ESP MTBF Rates

TNK-BP удалось добиться впечатляющих результатов в наработке УЭЦН на отказ

Accurate Calibration of Inferred Production using

Reciprocating Rod Pumps

Точное определение прогнозируемой добычи/дебита

с применением глубинных штанговых насосов

INTERNATIONAL PROJECTS | МЕЖДУНАРОДНЫЕ ПРОЕКТЫ

Total’s New Stake in NOVATEK Gives French Access to Yamal LNG

Total получила акции «НОВАТЭКа», Франция – проект «Ямал СПГ»

INDUSTRIAL AUTOMATION | ПРОМЫШЛЕННАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ

Computerized Identification for Oil and Gas Processing Plants

Технология автоматизированной идентификации

на нефте- и газоперерабатывающих предприятиях

POLITICS AND POLICY | ПОЛИТИКА

Where Have All the Oil Men Gone?

Wherever They Went, They´re Not in Top Management

А где же нефтяники?

Где бы они ни были, в руководстве нефтяных компаний их нет

NANOTECHNOLOGY | НАНОТЕХНОЛОГИИ

Nanotechnology to Boost Oil Recovery in Russia Up to 60-65 Percent

Нанотехнологии помогут обеспечить повышение нефтеотдачи

в России до 60-65%

44

8

Development of Russia’s Arctic Shelf is Inevitable

But New Technologies are Required

to Make Production Profitable

Освоение российского арктического шельфа неизбежно

И требуются новые технологии,

чтобы сделать добычу рентабельной

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

28

48

36

22

16

26

42

6

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

Oil&GasEURASIA

www.oilandgaseurasia.com e-mail: [email protected]

MOSCOW ADDRESS 67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111, Moscow 125009, Russia. Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836. Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).ISSN 1812-2086Press Run: 12,000 © 2010, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111.Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36.Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министер-ством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств мас-совых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Жур-нал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к ка та ло гу «Га зе ты. Жур на лы» «Рос пе ча ти» (№ 45834), ка та лог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати»(№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790).Ти раж: 12 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2010, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США) Все права за щи ще ны.

INMARSAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

Netzsch. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover

EMERSON. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

«Зульцер Хемтех». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

AUTUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

CRC-Evans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

MacGregor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27, 29

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

«Новомет-Сервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

«ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

«Интегра-Геофизика». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

«НПО «НефтеГазМаш» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

«ФРЭКОМ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

№4 Апрель 2011

6

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

ENVIRONMENTAL PROTECTION | ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Environmental impact assessment: domestic vs. international approach

Оценка воздействия на окружающую среду: отечественный и международный подходы

ОБОРУДОВАНИЕ

Многофункциональная установка для приготовления растворов «БПР-4»

ОАО «Мотор Сич» : высокотехнологичные решения для газовой промышленности

GEOSTEERING | ГЕОНАВИГАЦИЯ

Geosteering Streamlines Exploration and Drilling

Геонавигация оптимизирует разведку и бурение

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

TECHNOLOGY EDITORElena [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

TRANSLATIONAPRIORI Translation AgencyElena Kamenyarzh, Sergei Naraevsky

CIRCULATION ANDSUBSCRIPTIONSElena [email protected]

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) [email protected]

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэ вис Шим чак [email protected]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА/ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТД-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори»Елена Каменярж, Сергей Нараевский

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКАЕлена Лунева[email protected]

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯМарина Алешина Анна Бовда[email protected]

is a Member of:

U.S. SALES [email protected]&Gas Eurasia HoustonGalleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056Tel.: +1 832 369 7516Fax: +1 281 657 3301Call Toll Free fromwithin the U.S.: +1 866 544 3640

EUROPEAN SALESAnna Bovda, Steve [email protected].: +7 (495) 781 8837Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALESDario Mozzaglia [email protected].: +39 010 583 684Fax: +39 010 566 578

CASPIAN SALESMedina Pashaeva, Lala Abdullayeva [email protected].: +99 412 4933189, +99 412 4934507Fax: +99 412 4932478Mobile: +99 450 2223442

59

56

60

62

Oil&GasEURASIAFor more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com8


Объявлены призеры конкурса «В фокусе – новые технологии» конференции по шельфовым технологиям (OTC)

На конференции по шельфовым технологиям (OTC) объявлены 15 технологий, которые получили награды конкурса «В фокусе – новые технологии» в этом году. Награды, которые будут присуж-даться 2 мая на OTC, отражают признание инновационных новых технологий в области разработки и добычи на шельфе.

Призеры выбраны по технологиям, которые:разработаны не более, чем два года назад;оригинальны, принципиально новые и могут совершить про-

рыв в области шельфовой разработки и добычи;проверены посредством полномасштабного применения или

успешного опытного испытания;привлекательные для широкого спектра применения в отрас-

ли, а такжеобеспечивают значительные преимущества в сравнении с

существующими технологиями.

Получатели наград этого года:Компания Baker Hughes – технология гибридного бурового

долота Kymera™.Компания Baker Hughes – удобная система контроля пескоп-

роявлений geoFORM™ с технологией Morphic™.Компания Canrig Drilling Technology Ltd. – технология захвата

трубы с использованием шариков в прорезанных пазах Canrig SureGrip™;

Компания Halliburton – услуга обработки воды CleanWave™;Компания MyCelx Technologies – технологическая система

очистки воды MyCelx;Компания National Oilwell Varco – срезные плашки небольшо-

го усилия ShearMax™ для обсадной трубы;Компания PG Pump Solutions and Techni – легкая и экономная

насосная система PG-MAPS® для любых жидкостей;Компания REELWELL AS – Reelwell – мультиградиентная

система; Компания SBM OFFSHORE NV – высоковольтный вертлюг

с электроприводом переменного тока;Компания SBM OFFSHORE NV – рукав COOL®;Компания Schilling Robotics, LLC – мощный подводный аппа-

рат с дистанционным управлением;Компания Schlumberger – услуга многочастотной диэлектри-

ческой дисперсии при помощи диэлектрического сканера;Компания Schlumberger – услуга многополюсных акустичес-

ких скважинных измерений во время бурения SonicScope®;Компания Twin Filter BV. – динамический коагулятор центро-

бежного типа;Компания Weatherford International Ltd. – глубоководная сис-

тема для бурения с замкнутым контуром.

Более подробная информация о конференции OTC находится на сайте www.otcnet.org/2011.

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

OTC Announces Spotlight On New Technology Award Winners

The Offshore Technology Conference (OTC) has announced 15 technologies that have earned this year’s Spotlight on New Technology Awards. The awards, which will be presented on May 2 at OTC, recognize innovative new technologies in offshore E&P.

The winners have been chosen from technologies that are:Less than two years old;Original, groundbreaking, and capable of revolutionizing the

offshore E&P industry;Proven – through full-scale application or successful proto-

type testing;Appealing throughout a wide spectrum of the industry, andImpactful and provide significant benefits beyond existing

technologies.

This year’s award recipients are:Baker Hughes – Kymera™ Hybrid Bit Technology;Baker Hughes – geoFORM™ conformable sand management

system with Morphic™ technology;Canrig Drilling Technology Ltd. – Canrig SureGrip™ Ball-and-

Pocket Gripping Technology;Halliburton – CleanWave™ Water Treatment Service;MyCelx Technologies Corp – MyCelx Clean Water Technology

System;National Oilwell Varco – ShearMax™ Low Force Casing Shear

Rams;PG Pump Solutions and Techni – PG-MAPS®;REELWELL AS – Reelwell – Multi Gradient System;SBM OFFSHORE NV – High Voltage Electric AC Swivel;SBM OFFSHORE NV – COOL® Hose;Schilling Robotics, LLC – Heavy-Duty ROV;Schlumberger – Dielectric Scanner® Multifrequency

Dielectric Dispersion Service;Schlumberger – SonicScope® Multipole Sonic-While-Drilling

Service;Twin Filter BV. – Dynamic Centrifugal Coalescer;Weatherford International Ltd. – Deepwater Closed-Loop

Drilling System.

For more information on OTC, visit www.otcnet.org/2011.

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

9



Нефть и ГазЕВРАЗИЯ Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

CleanWave™ Water Treatment Service Remove Suspended Solids, Oil from Water

For every barrel of oil or gas produced in the world approximately three barrels of water are produced along side. Furthermore 10-40 percent of the fluid volume used in fracturing operations flows back during the subsequent clean-up stages. At the same time changing climatic condi-tions along with socio economic and geopolitical concerns make access to freshwater increasingly difficult for opera-tors around the world. Balancing the disposal and/or reuse of all this water and access to fresh water in a way that is environmentally acceptable and economically feasible remains a challenge to the oil and gas industry.

Halliburton’s mobile CleanWave™ system uses an elec-trical process that has the capacity to destabilize and coagulate suspended colloidal matter in water. When con-taminated water passes through the electrocoagulation cells, the anodic process releases positively charged ions which bind onto the negatively charged colloidal particles in water resulting in coagulation. At the same time gas bubbles, produced at the cathode, attach to the coagulated matter causing it to float to the surface where it is removed by a surface skim-mer. Heavier coagulants sink to the bottom leaving clear water, suitable for use in drilling and production opera-tions.

Reduce Environmental FootprintHalliburton’s focus with the

CleanWave service is to treat produced and flow back water to a standard suit-able for reuse in fracturing or drilling fluids. In doing so, the volume of waste-water sent for disposal is minimized. Water acceptable for use in fractur-ing or drilling fluids is returned to the operator, reducing their demand for freshwater. Additionally, the CleanWave service can result in significant reduc-tion of truck use in water management.

Услуги по обработке воды CleanWave™ – удаление растворенных твердых веществ, нефти из воды

На каждый произведенный в мире баррель нефти или газа приходится приблизительно три барреля одновре-менно добываемой воды. Более того, от 10 до 40% объема жидкости, используемой в процессах раздробления плас-тов, затекает обратно в скважину при последующих этапах ее очистки. В то же время, изменяющиеся климатические условия, в сочетании с социально-экономическими и гео-графическими вопросами, все больше усложняют опера-торам доступ к пресным водным ресурсам по всему миру. Балансирование между утилизацией и/или повторным использованием всех этих вод и доступом к пресной воде экологически чистым и экономически выгодным способом остается проблемным вопросом для нефтяной и газовой промышленности.

Мобильная система CleanWave™ от компании Halliburton использует электрическую обработку, которая способна дестабилизировать и сгустить взвешенные гру-бодисперсные примеси в воде. При прохождении загряз-ненной воды через электрокогуляционные ячейки, анод-ный процесс высвобождает положительно заряженные ионы, которые прилипают к отрицательно заряженным коллоидным частицам в воде, что приводит к образованию сгустков. В то же время, газовые пузырьки, образуемые на поверхности катода, прилипают к сгустившимся частицам, заставляя их всплывать на поверхность, где они удаляются с помощью поверхностного скиммера. Более тяжелые сгус-тки осаждаются на дне и не загрязняют чистую воду, кото-рая пригодна для использования при операциях бурения или добычи/дебита.

Снижение влияния на окружающую средуУслуга компании Halliburton с использованием сис-

темы CleanWave заключается в обработке произведенной воды и воды обратного потока для получения стандартной воды, пригодной для повторного использования в жид-костях, применяемых при раздроблении пластов и буре-нии. Таким образом, объем сточной воды, направляемой на утилизацию, сводится к минимуму. Вода, пригодная

для использования в жидкостях для бурения или раздробления пластов, возвращается к оператору, снижая его потребность в пресной воде. Кроме этого, CleanWave может значительно сократить использование грузовиков, задействованных в перевозке воды. В среднем, каждая установка CleanWave за каждый месяц работы заменит 175 грузовиков с водой, 6 300 миль (10,1 км), пройденных грузовиками, и 900 часов времени на дорогу и автомо-бильных выбросов в атмосферу.

Эксплуатационные преимуществаМобильная установка CleanWave

от компании Halliburton имеет проек-тную мощность обработки около 20 баррелей воды в минуту. Легко нара-щивая количество установок, опера-

System makes water disposal in oil and gas production economi-cally feasible.

Система помогает экономно использовать воду в процессе добычи.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: H

ALLIB

UR

TO

N

#4 April 2011



On average, each CleanWave unit working monthly would eliminate 175 truckloads of water, 6,300 miles of truck traf-fic and 900 hours of road time and emissions.

Operational BenefitsHalliburton’s mobile CleanWave unit has a design

treatment capacity of approximately 20 barrels of water per minute. With easy scalability this gives operators the ability to quickly treat the large volumes of water in reserve and flow back pits and, depending on the operation, to treat flow back and produced water online during a fractur-ing operation. CleanWave service was designed to remove suspended solids, oil, other insoluble organics and bacteria from the water.

Reelwell Wins OTC Spotlight Award 3rd Time

Reelwell receives the OTC Spotlight Award the 3rd time in a row. The prize in 2011 is awarded for the Reelwell Multi Gradient System (RMGS), whereas previous years the prize was awarded for Reelwell Drilling Method (RDM) and the Reelwell Telemetry System (RTS). Reelwell also received the ONS Innovator Award in 2010.

This year’s winning system, the RMGS, allows for the use of a high density passive fluid in the wellbore annulus and a lighter active circulating fluid – “heavy over light”. Benefits include safer drilling operation, reduced well cost and increased horizontal reach.

By means of a Fluid Partition Unit (FPU) or well geo-metrics, RMGS can use two or more fluid densities in the well bore while drilling. The possibility of using a heavy, passive fluid over a light, active fluid is unique to Reelwell. The system includes these features:

Performance of Managed Pressure Drilling with little or no surface pres-sure in the well annulus.

Use of kill mud in the well annulus at all times reducing the risk of blow-out, even when performing advanced drilling operations.

Drilling longer open hole section – reduced numbers of casing strings.

Increased horizontal reach –reduced torque and drag in horizontal section.

The technology development of RDM is supported by Shell and the Research Council of Norway. Reelwell also recently started a new Joint Industry Project “ERD Beyond 20 km” supported by several international oil companies and the Research Council of Norway’s Demo2000 program.

●

●

●

●

торы могут быстро обрабатывать большие объемы воды, закачиваемые в хранилища и ямы для воды обратного потока и, в зависимости от операций, обрабатывать обрат-ный поток воды и производимую воду сразу в процессе операции раздробления пласта. Система CleanWave пред-назначена для удаления растворенных твердых веществ, нефти и других нерастворимых органических примесей и бактерий из воды.

Компания Reelwell в третий раз удостоена награды конференции по шельфовым технологиям (OTC)

Компания Reelwell получает награду конференции по морским технологиям (OТС) третий раз подряд. Призом 2011 года компания награждается за мультиградиентную систему Reelwell (RMGS), а в предшествующие годы призов были удостоены метод бурения Reelwell (RDM) и телеметрическая система Reelwell (RTS). Reelwell также получила награду за инновации на конференции «Шельфовые технологии Северного моря» (ONS) в 2010 году.

Удостоенная награды этого года система RMGS позволяет использовать пассивную жидкость высокой плотности в затрубном пространстве ствола скважины и низковязкую активную циркулирующую жидкость – «тяжелая жидкость над легкой жидкостью». Преимущества включают более безопасное проведение бурения, снижение стоимости скважины и увеличение участка горизонтального ствола.

С помощью установки разделения жидкостей (FPU) или на основе геометрических параметров скважины, система RMGS может использовать жидкости двух и более плотностей в скважине во время операции бурения.

Возможность использования тяжелой пассивной жидкости, находящейся над легкой активной жидкостью, является уникальным свойством системы Reelwell. Система включает следующие характеристики:

осуществление бурения с контролем давления с незначительным или отсутс-твующим давлением в затрубном про-странстве на устье скважины;

использование бурового раство-ра для глушения скважины в затрубном пространстве при постоянном снижении риска фонтанирования скважины даже при выполнении операций прогрессив-ного бурения;

бурение более глубокого необсажен-ного участка скважины – меньшее коли-чество обсадных труб;

увеличенный горизонтальный ствол скважины – сниженный крутящий момент и трение о стенки скважины на горизонтальном участке.

Развитие технологии метода бурения RDM осуществляется при поддержке Научного Совета Норвегии (the Research Council of Norway) и

●

●

●

●

RMGS allows drilling longer open hole section.

RMGS обеспечивает возможность бурения более глубокого необсаженного участка скважины.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: R

EE

LW

ELL

11




компании Shell. Компания Reelwell также недавно начала новый совместный промышленный проект «Бурение с отходом от вертикали более 20 км» при поддержке нескольких международных нефтяных компаний и программы Demo2000 Научного совета Норвегии.

Система COOL™ для транспортировки СПГ в сложных морских условиях

Система COOL™ от компании SBM Offshore состоит из гибкого криоген-ного плавучего рукава и соедините-лей для транспортировки СПГ между последовательно пришвартованными

судами, то есть точно таким способом, которым типо-вые нефтяные и газовые плавучие объекты осуществля-ют транспортировку груза. Компания SBM Offshore также прошла квалификацию по производству рукава COOL™. Система COOL™ получила сертификат оценки конструк-ции от Американского бюро судоходства (ABS) и серти-фикат пригодности для обслуживания от норвежского квалификационного общества Det Norske Veritas (DNV), которые подтверждают успешные результаты испытаний, проведенных в соответствии с требованиями стандартов EN1474-2.

Система COOL™ позволяет надежно и безопасно выгру-жать СПГ последовательно от плавучего судна добычи СПГ (FLNG) к стоящему за ним судну-транспортировщику СПГ. Систему также можно использовать для переброски СПГ на плавучую установку хранения и перегазификации СПГ (FSRU).

До введения системы COOL™, выгрузка СПГ в открытом море на разгрузочные судна-транспортеры, пришварто-ванные рядом, была возможна только при благоприятных погодных условиях. Но в связи с потенциально сложными погодными условиями на море, в некоторых местах, где планируется использование судов по добыче СПГ, пере-броска СПГ с корабля на корабль требует последовательной пришвартовки кораблей (последовательная транспорти-ровка). В 2005 году компания SBM Offshore начала разра-ботку криогенной транспортировочной системы для этих целей.

Последовательная транспортировка является стандар-тной практикой в традиционных плавучих установ-

ках по добыче, хранению и отгрузке нефти (FPSO) с применением плавучего

шланга транспортировки нефти. Эта система поспособствова-ла росту количества плавучих добывающих объектов по всему миру на протяжении последних десятилетий. Благодаря большо-му флоту плавучих добывающих объектов, компания накопила почти 200-летний совокупный

опыт работы с установками FPSO, на которых произвела более 5 000

SBM Offshore’s COOL™ to Transfer LNG in Difficult Offshore Environment

SBM Offshore’s COOL™ system is comprised of a flexible cryogenic floating LNG hose and connectors designed to allow the transfer of LNG between vessels in a tandem moored configuration, i.e. in exactly the same way that traditional floating oil and gas facilities carry out cargo transfers. SBM Offshore has also completed the qualification for the manufacturing of the COOL™ hose. The COOL™ system has achieved a Certificate of Design Assessment by ABS and a Certificate of Fitness for Service by DNV, reflecting satisfactory results of tests carried out according to the requirements of EN 1474-2 Standards.

The COOL™ system allows for reliable and safe offloading of LNG in tandem from a Floating LNG production vessel (FLNG) to an LNG carrier. It can also be used for importing LNG onto a floating LNG storage and re-gasification unit (also called an FSRU).

Before the COOL™ system, open sea offloading of LNG cargoes to offtake carriers in a side-by-side configuration was only possible in benign environmental conditions. But because of potentially harsh sea conditions in some locations where floating LNG production vessels are being planned, the ship-to-ship transfer of LNG requires a tandem offloading configuration. In 2005, SBM Offshore began the development of a cryogenic transfer system for this purpose.

Tandem offloading is standard practice for traditional FPSOs, using a floating oil offloading hose string. This system has contributed to the global growth of floating production facilities over the last four decades. Thanks to company’s large fleet of floating production assets, it have almost 200 years of accumulated FPSO operational experience in which it have performed over 5,000 offshore offloading operations for crude oil, condensates and LPG.

Company expects, that COOL™ system will be a key component of future offshore Floating LNG Projects. By enabling tandem offloading of product from the FLNG vessels using a floating hose system, SBM Offshore has enabled a step change in the safety of this critical LNG transfer operation. This system will also allow FLNG projects to be considered in harsher locations without excessive downtime due to offloading system availability, and with significantly reduced risk.

Floating hose will provide LNG transfer even in bad environmental conditions.

Плавучий рукав обеспечит отгрузку СПГ и в плохую погоду.

●

●

SOURCE / ИСТОЧНИК: SBM OFFSHORE

#4 April 2011



SBM’s COOL™ hose design is based on a patented system, and comprises a well proven outer marine hose with an inner composite LNG hose. The space between these two hoses is filled with insulating materials which have excellent properties over the full range of ambient to cryogenic temperatures. The COOL™ connector consists of both a structural and a fluid connector. It is a cryogenic quick connect/disconnect system that handles and connects the COOL™ hose to the LNG Carrier bow manifold and therefore facilitates LNG loading and unloading. The fluid connector component has been jointly developed in conjunction with FMC Technologies.

Schilling Robotics’ HD™ ROV Simplifies ROV Operation

Schilling Robotics’ Heady-Duty (HD™) ROV is a 150 hp, 4,000-meter rated work-class ROV that is designed to elevate the performance and effectiveness of deepwater remote intervention. The HD™ simplifies ROV operation and maintenance through the application of an enhanced, integrated system design. This allows operating personnel to focus on the requirements of their customer instead of primarily focusing on piloting or maintenance skills. One of the most significant advancements with the HD™ is the adoption of modular mechanical, electrical, and control subsystems which reduce the time requirements for all maintenance tasks to one hour or less. This step-change improvement will enable ROV operators to increase opera-

морских разгрузочных операций для сырой нефти, кон-денсатов и СПГ.

Компания расчитывает, что система COOL™ станет основным компонентом будущих морских плавучих про-ектов СПГ. Делая возможным последовательную выгрузку продукта из судна FLNG при помощи системы плавучего рукава, SBM Offshore сделала шаг в сторону повышения безопасности этой важной операции по транспортировке СПГ. Данная система так же позволит рассматривать проек-ты FLNG в местах с более сложными погодными условиями без чрезмерного времени простоя оборудования, благода-ря наличию транспортировочной системы и значительно сниженному риску операции транспортировки.

Конструкция рукава COOL™ от компании SBM Offshore основана на запатентованной системе и включает хоро-шо зарекомендовавший себя внешний морской рукав с внутренним шлангом транспортировки СПГ. Пространство между шлангом и рукавом заполнено изоляционными материалами, которые имеют превосходные свойства во всем диапазоне температур – от температуры окружающей среды до криогенных температур. Соединитель COOL™ состоит из конструкционного и жидкостного соедините-ля. Он представляет собой криогенную систему быстрого подключения/отключения, которая удерживает и подклю-чает рукав COOL™ к носовому манифольду судна-транс-портировщика СПГ и облегчает погрузку и разгрузку СПГ. Компонент жидкостного соединителя был разработан сов-местно с компанией FMC Technologies.

Подводный аппарат HD™ с дистанционным управлением от компании Schilling Robotics

Мощный подводный аппарат с дистанционным управ-лением HD™ от компании Schilling Robotics представля-ет собой подводный аппарат рабочего класса мощнос-тью 150 л.с., рассчитанный на глубину погружения 4 000 м и предназначенный для повышения эффективности и производительности глубоководных ремонтных работ, выполняемых дистанционно. Эксплуатация и обслужива-ние подводного аппарата упрощено посредством примене-ния усовершенствованной конструкции интегрированной системы. Это дает операционному персоналу возможность сосредоточиться на требованиях своего заказчика и не уде-лять основное внимание навыкам по пилотированию или обслуживанию аппарата. Одно из наиболее существенных преимуществ аппарата HD™ состоит в применении модуль-ных механических, электрических и управляющих подсис-тем, которые снижают требования ко времени на любые задачи по обслуживанию до одного часа и менее. Это кар-динальное улучшение позволит операторам подводного аппарата повысить эффективность работы, что особенно важно на проектах, где суточная ставка оплаты судна может составлять до $500 000.

Аппарат HD™ не только является результатом 25-лет-него опыта работы компании Schilling Robotics в сфере

Adoption of modular subsystems reduce the time requirements for all maintenance tasks.

Применение модульных подсистем снижает требования по времени на все виды ТО.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: S

CH

ILL

ING

RO

BO

TIC

S

13




прогрессивных систем с дистанционным управлением, но также и продуктом долгосрочного сотрудничества с компа-нией FMC Technologies в области разработки технологий по улучшению дистанционно проводимых ремонтных работ подводного оборудования. Глубоководные операции пред-ставляют собой уникальный набор задач, которые требуют инновационных решений, и аппарат HD™ обеспечивает решение этих задач, значительно упрощая конструкцию системы и при этом достигая высоких показателей произ-водительности.

Надежная насосная система PG-MAPS® для сложных случаев применения под водой

Многоцелевая насосная установка – PG-MAPS® разра-батывалась с целью получить более компактную, легкую и экономную насосную систему, которую можно использо-вать для нескольких видов подводных и надводных работ.

Система PG-MAPS была разработана компанией PG для удовлетворения широкого спектра потребностей рынка в подводном насосном оборудовании. Применяя линейную и управляемую программным обеспечением приводную систему с двигателем на основе постоянного магнита от компании Techni в сочетании с проверенной технологией надводных насосов от компании FELUWA Pumpen, система PG-MAPS® была разработана для получения ряда техничес-ких и экономических преимуществ.

Сочетание компактной конструкции, высокой про-изводительности и высоко-го давления придает этой системе чрезвычайную надежность и обеспечивает широкие возможности для использования в различ-ных сложных подводных и надводных условиях. Насос имеет достаточно малые размеры и может транспор-тироваться на грузовике. Он также может быть включен в состав стандартного обо-рудования на борту судов снабжения или платформ. Типовые подводные и над-водные виды применения включают в том числе:

т р а н с п о р т и р о в а н и е подводного загрязненного бурового раствора и буро-вой грязи, проходку верхне-го интервала скважины, глу-боководные работы;

подводный и надвод-ный впрыск воды и хими-ческих веществ высокого давления;

подводный подпор жид-кости, конденсатов, воды, сырых продуктов;

●

●

●

tional efficiency, which is particularly critical on projects where vessel day-rates can be as high as $500,000 per day

The HD™ not only reflects Schilling’s 25 years of experience in advancing industry expectations of remotely operated systems, but also the long-term collaboration with FMC Technologies in the development of technolo-gies to improve remote intervention of subsea equipment. Deepwater operations present a unique set of challenges that require innovative solutions, and the HD™ addresses these challenges by significantly simplifying system design while achieving superior performance.

PG-MAPS® Robust Pump System Fits Difficult Subsea Applications

The PG-MAPS® – Multi Application Pump Solution - is designed in order to obtain a more compact, light-weight and cost effective pumping system applicable for several subsea and topside applications.

The PG-MAPS was designed by PG to meet the wide range of subsea pumping requests from the market. By utilizing a software controlled linear actuating system with a permanent magnet motor from Techni combined with a proven topside pump head technology from FELUWA Pumpen, the PG-MAPS® was designed to obtain several technical and cost-efficient advantages.

The combination of compact design, high capacity and high pressure makes this solution an extremely robust pump system well suited for difficult applications subsea and topside. The pump is small enough to be trans-ported by truck and can be a part of the standard equipment onboard supply vessels or platforms. Typical applications include, but are not limited to the following subsea and topside applica-tions:

Subsea Mud and Drill cuttings handling, tophole drilling, deep waters;

Subsea/Topside High Pressure Injection of water or chemicals;

Subsea Liquid Boosting, condensate, water, crude;

Subsea Heavy Oil Boosting;

Well Intervention and Fracking.

A full scale pilot version of the pump has been tested during 2010 with excellent results. Capacity, discharge pressure and pulsation free operation has been verified.

The pump is self-prim-ing, does not need a tradi-

●

●

●

●

●

#4 April 2011



tional subsea or topside VSD and may be powered by both AC and DC.

The PG-MAPS® enables the use of the ultimate pump principle for challenging fluids in the E&P industry, for applications and locations where a pump principle with crankcase arrangement previously was impossible to imple-ment, i.e. subsea mining were space is limited.

PG-MAPS® is a significant improvement from an environmental aspect compared with existing pump tech-nologies as it utilizes a hermetically sealed design, without any dynamic seals, and thus reduces the risk of spill to the environment.

The award is a recognition of the hard work of devel-oping new technology over the last three years.

Twin Filter’s Dynamic Centrifugal Coalescer Helps to Increase Produced Water Treatment Performance

The Dynamic Centrifugal Coalescer improves the per-formance of produced water (PW) separation systems. The size of oil droplets is very crucial in any oil water separation system. By means of high gravitational forces, oil droplets between 3 to 30 micron are increased in size to some 50 to100 micron. This allows “traditional” separation devices to remove the oil from the water at a much improved ef-ficiency rate. The DCC is a non-plugging (use of PFTE materials) mechanical coalescing technology and a proven solution for increasing the performance of produced water treatment.

The Dynamic Centrifugal Coalescer can be used as part of new oil water separation systems for produced water as well as for upgrading existing systems. Other applications include: well testing, run-off water/bilge water, slop water treatment, frac flu-ids, waste water clean-up and gas treatment.

подводный подпор тяже-лой нефти;

внутрискважинные рабо-ты и гидравлический разрыв пласта.

Полноценный опытный образец насоса прошел испы-тания в 2010 году с хороши-ми результатами. Были про-верены производительность, давление нагнетания и отсутс-твие вибраций. Насос имеет функцию самовсасывания и не нуждается в традиционном подводном или надводном

регулируемом приводе (VSD), а также может запитываться как переменным, так и посто-янным напряжением.

Система PG-MAPS® позволяет использовать исключи-тельный принцип работы насоса для сложных жидкостей отрасли разработки и добычи в условиях, ранее исключав-ших применение насоса с картером, – например, при под-водных разработках на ограниченной территории.

С позиций экологии, система PG-MAPS® – это зна-чительное достижение по сравнению с существующими насосными технологиями, так как в ней используется гер-метичная конструкция без уплотнений для подвижных соединений, в связи с чем снижается риск утечки в окружа-ющую среду.

Награда – это официальное признание кропотливой работы по разработке новой технологии на протяжении последних трех лет.

Динамический коагулятор центробежного типа компании Twin Filter повышает эффективность обработки извлекаемой воды

Динамический коагулятор центробежного типа улучшает эффективность систем сепарации извлекаемой воды. Размер капель нефти имеет очень важное значение в любых системах сепарации воды. В данном коагуля-торе, при помощи больших гравитационных сил, капли нефти от 3 до 30 микрон увеличиваются в размере до 50-100 микрон. Это позволяет традиционным устройствам сепарации отделять нефть от воды с гораздо большей эффективностью. Динамический коагулятор использует незагрязняющую технологию механического коалесци-

рования (используются фторопластовые мате-риалы) и является проверенным решением для повышения эффективности обработки добываемой воды.

Динамический коагулятор центробеж-ного типа может использоваться как часть новых систем сепарации воды и жидкости для добываемой воды, а также для обновления уже существующих систем. Среди других приме-нений: испытания скважины, обработка сточ-ной воды/льяльной воды, кухонных стоков, жидкостей гидроразрывов, очистка сточных вод и обработка газа.

●

●

The pump does not need a tradi-tional subsea or topside VSD.

Насос не требует традиционного подводного или надводного регулируемого привода (VSD).

●

●

Oil droplets increase in size allows to remove oil efficiently.

Увеличение капель нефти позволяет эффективнее отделить ее от воды.

●

●

SOURCE / ИСТОЧНИК: TECHNI

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: TW

IN F

ILTE

R

16 Oil&GasEURASIA

INDUSTRY UPDATE

Introducing | Представляемwww.oilandgaseurasia.com

RecruitmentПодбор персонала

As young professionals join the ranks of experienced hands, they post their resumes and search for job openings on OGE on-line. With a range of offers from field work to office management, OGE’s recruitment pages bring together Eurasia-based oil and gas professionals and jobs.

По мере приобретения опыта, молодые профессионалы размещают свои резю-ме и ищут объявления о вакансиях на сайте НГЕ. Предлагая должности в различ-ных областях – от полевых работ до управления компаниями, страницы НГЕ помо-гают профессионалам нефтегазовой отрасли в Европе в поиске работы.

Calendar of EventsКалендарь событий

OGE packs a heavy schedule ranging from seminars to some of the biggest events and conferences Russia has to offer. Check our calendar regularly to make sure you do not miss the events which will promote your interests best. We’ll be happy to meet you!

НГЕ предлагает достаточно объемный перечень мероприятий – от семинаров до крупномасштабных событий и конференций, которые проводятся в России. Регулярно сверяйтесь с нашим календарем, чтобы убе-диться в том, что вы не пропустили события, которые наилучшим образом представят ваши интересы.

Будем рады встретиться с вами!

Social Integration (Twitter and Facebook)Социальная интеграция (Twitter и Facebook)

Use the OGE website as a springboard to Twitter and Facebook conversations – we are in the forefront of bringing the social web to Russia’s oil and gas industry. Join us there today!

Используйте сайт НГЕ как плацдарм для общения в сетях Twitter и Facebook – мы зани-маем передовые позиции в использовании социальных сетей в российской нефтегазовой отрасли. Присоединяйтесь к нам сегодня!

The Latest NewsПоследние новости

Oil&Gas Eurasia is committed to bringing you the latest industry news. Our headlines cover explora-tion, production downstream and more. With geographical coverage from Eastern Europe to the Asia Pacific Rim and from Africa to the Arctic seas, our news will help you make the right decisions when it comes to doing business in Russia and the former Soviet Union.

Журнал «Нефть и газ Евразия» готов знакомить вас с последними новостями отрасли. В наших заголовках – развед-ка, добыча, переработка и другие темы. Охватывая географичес-кое пространство от Восточной Европы до азиатско-тихоокеан-ского региона и от Африки до арктических морей, наши ново-сти помогут вам принять пра-вильное решение в том, что каса-ется ведения бизнеса в России и странах бывшего СССР.

Tech TrendsНовые технологии

Tech trends are one of OGE’s most popular segments on-line, drawing engineers and hands-on managers from across Russia and surrounding regions. Highlighting new oil and gas industry technologies, we bring the latest know-how to our readers.

Раздел «Новые технологии» – один из наиболее попу-лярных онлайн-разделов, привлекающий инженеров и активных менеджеров в России и соседних регионах. Освещая тему новых нефтегазовых технологий, мы зна-комим читателей с новейшими «ноу-хау» в отрасли.

Digital Version of OGEЗагрузка электронной версии журнала

OGE is also available as a digital product. Check out our site to learn how to subscribe to OGE Digital. Be the first to have the news and reports professionals use to make business decisions in Russia and Eurasia.

Журнал НГЕ также доступен в электронном виде. Загляните на наш сайт, чтобы узнать, как подписаться на элект-ронную версию НГЕ. Получайте первы-ми новости и репор-тажи, которые про-фессионалы исполь-зуют для принятия решений в бизнесе в России и Евразии.

17


СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯПоследние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

Конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и АрктикеМосква, Россия, 18-20 октября 2011 года

Подача РефератовСрок подачи рефератов - до 29 апреля 2011 года.

Девиз конференции:“Экстремальные Проблемы для Разведки и Добычи”

ПРИВЕТСТВИЕ СО-ПРЕДСЕДАТЕЛЕЙ ПРОГРАММНОГО КОМИТЕТАУважаемые коллеги!

18-20 октября 2011 года в Москве состоится нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE «Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике».

Не случайным является решение руководства SPE провести такую конференцию в России. Именно Россия обладает огромными углеводородными ресурсами, приуроченными к сложным природно-климатическим условиям, включая побережье Арктики и шельф северных морей. Ресурсы только отдельно взятого арктического шельфа России оцениваются в 100 млрд тонн нефтяного эквивалента, а его эксплуатация может длиться так долго, как это потребуется нашей стране и международному сообществу.

Однако освоение этих богатств сопряжено с огромными техническими и технологическими трудностями, требующими решения целого ряда новых задач, включая разработку новых и эффективных технологий, путей минимизации отрицательного воздействия на окружающую среду и экосистему в целом, максимизации промышленной безопасности, улучшения системы и качества образования и подготовки специалистов для освоения природных ресурсов. И наконец, активного вовлечения в решение всех этих вопросов местного населения потребует напряженной работы всего общества в целом и, в первую очередь, ученых и специалистов нефтегазового комплекса.Мы рады пригласить Вас принять участие в работе этой конференции и выставке. Ожидается, что в октябре этого года в Москве соберутся лидеры российской и международной науки и промышленности, представители нефтегазодобывающих и сервисных компаний, научно-исследовательских институтов и ВУЗов, чтобы поделиться опытом и обсудить наиболее важные вопросы, стоящие перед отечественной и мировой наукой и практикой.Конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике предоставляет специалистам нефтегазовой отрасли уникальную возможность обменяться опытом, обсудить новейшие технологии и технические проблемы по всем аспектам освоения и разработки месторождений в Арктике и осложненных условиях. Программный комитет особенно заинтересован в докладах, содержащих конкретные примеры освоения месторождений в осложненных условиях, включая арктические и морские месторождения. Докладам, посвященным постановке и решению наиболее актуальных задач разведки и разработки месторождений арктического шельфа, будет уделено особое внимание. Программный комитет приглашает Вас предоставить реферат в одной из следующих технических категорий:

ПРОГРАММНЫЙ КОМИТЕТ Брезицкий Сергей Владимирович, Сопредседатель программного комитета, ОАО “ТНК-ВР Менеджмент”

Золотухин Анатолий Борисович, Сопредседатель программного комитета, РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина

Аанеланд Кнут, North Energy

Агаев Гурбат, Statoil ASA

Биркели Тригве, Falck Nutec AS - РоссияБэйтс Ларри, ВР РоссияГрант Алан, Reed Exhibitions, Raffles Energy Pte Ltd.

Губайдуллин Марсель Григорьевич, Северный Арктический

Федеральный университет МакМорран Пол”, ИнтеграКолбиков Сергей, НОВАТЕККузнецов Михаил Алексеевич, ОАО “НК “Роснефть”Макинтайр Дон, ERM

Мухитов Aдиль, Schlumberger

Одиберт-Айет Энни, Total E&P

Островски Лукас, Baker Hughes

Папуша Александр Николаевич, Мурманский государственный

технический университетСургучев Леонид Михайлович, International Research Institute of

Stavanger (IRIS)

Тибаут Хан, SBM Offshore

Цуневский Андрей Ярославович, ОАО «Газпром»

Часовских Дмитрий Леонидович, Halliburton

Геология и разведка. • Сейсмические исследования в арктических морях в условиях наличия ледовых образований, частично покрывающих поверхность воды. •Оценка выявленных и потенциальных ресурсов нефти и газа в арктических морях и прилегающих территориях Крайнего Севера. Потенциал нефтегазоносных бассейнов севера и геология малоизученных районов. • Стратегия разведки • Геофизика: новые методы геофизической технологии - от сбора и обработки данных до интерпретации – и их влияние на стратегию разведочного бурения• Управление рисками и неопределенности – вопросы идентификации и оценки технических и нетехнических рисков и неопределенностей и их влияния на разведку.•Получение характеристик и моделирование пластов

Технологии бурения и строительства скважин•Проблемы увеличения продолжительности сезона бурения в арктических морях (т.е. за пределы безледного периода).• Эксплуатация мобильных буровых платформ и буровых судов в условиях ледового покрова, наличия опасных ледяных образований и т.п. Вопросы удержания судов «на точке» в такого рода условиях, ледовый менеджмент и т.д.• Разработка наземных буровых установок в арктическом исполнении • Утилизация отходов при бурении скважин • Бурение разгрузочных скважин, стратегия и системы глушения• Решение сложных задач при строительстве и заканчивании скважин •Доступ к развитой инфраструктуре• Управление ресурсами (проверка, ремонт и техническое обслуживание) и влияние зимних условий.

Разработка наземных и морских месторождений •Планирование разработки месторождения• Системы обустройства и проектирование конструкций в арктическом исполнении• Технологии для подводной добычи• Трубопроводный транспорт, многофазный поток и системы контроля•Концепция «интеллектуального месторождения»• Транспорт и логистика•Особенности холодных климатических условий. Ледовые нагрузки и прочность материалов.

Технология разработки и добыча • Технологии добычи в осложненных условиях•Мониторинг продуктивных пластов, управление данными в режиме реального времени•Описание характеристик пласта и моделирование•Оптимизация добычи•Методы Повышения Нефтеотдачи (МПН) пластов•Инновационные технологии и искусственный интеллект в оптимизации процессов разработки месторождений•Интегрированные Операционные Центры и «интеллектуальные» месторождения•Методы увеличения нефтеотдачи пласта в арктических условиях, примеры успешного примения

Новейшие технологии и пределы их использования• Строительство морских и наземных скважин в условиях вечной мерзлоты, наличия приповерхностного газа и т.п. •Прогрессивные технологии и технические средства поиска, разведки и добычи нефти и газа в условиях Арктики, а также в сложных условиях (аномально высокие температура и давление, высокое содержание H2S и CO2, тяжелая нефть). •Примеры применения новейших технологий на месторождениях в осложненных условиях и в Арктике.•Инновационные технологии в бурении, заканчивании скважин и методах эксплуатации.•Комплексное ведение работ

Технические задачи и нерешенные проблемы, связанные с разработкой арктических морских и прибрежных месторождений • Разработка и эксплуатация плавучих систем добычи, сбора и отгрузки в арктических условиях (имеется ввиду в условиях ледяного покрова). Вопросы удержания «на точке» и управления льдом. Системы позиционирования бурового судна и системы морских стояков.•Обеспечение устойчивости гравитационных платформ в условиях слабых морских грунтов, вечной мерзлоты и наличия околоповерхностного газа. • ISO19906 – международный стандарт для арктических морских сооружений•Влияние арктических условий на проектирование морских установок и инфраструктуру проектов, •Логистика и морской транспорт•Вспомогательные объекты инфраструктуры и вспомогательные суда.

Сбор метеорологических и морских данных и наблюдения за окружающей средой• прогнозирование ледовой нагрузки • контроль свойств льда• контроль за ледовой обстановкой • гидрометеорологические условия• опасные геологические процессы• отслеживание и прогнозирование распространения зоны вечной мерзлоты

Промышленная безопасность, охрана окружающей среды, и социальная ответственность

Промышленная безопасность и чрезвычайные ситуации при проведении работ на море в арктических условиях •Влияние зимних условий на платформы – аспекты специфических трудностей и возможные пути решения.• Эвакуация персонала с морских сооружений в условиях ледяного покрова. •Аварийно-спасательное оборудование – проблемы и решения надежности в арктических условиях• Управление чрезвычайными ситуациями в арктических условиях, основные задачи и пути решения•Морские средства индивидуальной защиты – задачи и опыт использования в арктических условиях•Вспомогательные морские и воздушные суда – роль в чрезвычайных ситуациях на морских платформах• Разлив нефти – стратегия предотвращения, минимизация воздействия на окружающую среду, оборудование и координация усилий в борьбе с разливами между компаниями, странами, регионами• Управление отходами, контроль выброса загрязняющих веществ, сточных вод•Обучение персонала действиям в режиме чрезвычайной ситуации на морских платформах, применение опыта других регионов с осложненными условиями• Безопасность работ на удаленных береговых объектах

Темы технических сессий для подачи рефератов

Социальное развитие в нефтегазоносных районах крайнего Севера:•Мониторинг и контроль воздействия на окружающую среду при разведке и добыче – выбросы, сточные воды, физическое воздействие•Обеспечение стабильности и вклад компаний в сохранение исторически сложившегося жизненного уклада коренных народов Севера•Предварительная экологическая оценка влияния на окружающую среду против технических решений, выбираемых для реализации проекта•Вклад добывающей отрасли в создание социальных ценностей для местного населения – максимально эффективный и стабильный подход к разработке программ социального развития в регионе•Концепция выбора поставщиков - создание местных/региональных малых предприятий, которые смогут стать поставщиками качественной продукции и услуг для добывающей отрасли

Кадровые ресурсы для разработки арктических месторождений• Система подготовки квалифицированных кадров для решения сложных технических задач при разработке месторождений в Арктике• Разработка региональных и местных профессиональных требований, подготовка квалифицированных местных кадров •Адаптация к местным условиям, передача и внедрение опыта и знаний• Создание условий работы, адаптированных к уникальной суровой окружающей среде

Инструкции для предоставления рефератов

•Получите необходимые разрешения на публикацию от Вашего руководства для предоставления Вашего реферата.• Реферат должен быть предоставлен в срок до 29 апреля 2011 года с помощью веб-сайта www.arcticoilgas.ru• Реферат должен быть представлен на русском или английском языке.• Реферат должен содержать не более 300 слов и включать описание и выводы Вашей статьи, а также техническое направление, наиболее подходящее к теме Вашей статьи.•Авторы рефератов, которые будут отобраны для технической конференции, будут уведомлены об этом в начале июня 2011 года.

Если Ваш реферат отобран для конференции...

• Если Ваш реферат был отобран для конференции, то он может быть опубликован (в том виде, в котором он представлен) на веб-сайте Конференции и в информационных буклетах. •Ваш реферат может быть выбран либо для технической презентации, либо для стендового доклада. Если Ваш реферат будет отобран, Вы должны предоставить презентацию и полную версию статьи на двух языках – английском и русском.•Полная версия Вашей статьи должна быть предоставлена в срок до 16 сентября 2011 года. • Полная версия Вашей статьи будет доступна всем участникам конференции в электронном виде на сайте, а также будет доступна в электронной библиотеке SPE.• Если Вы по какой-либо причине не сможете предоставить полную версию статьи к указанному сроку, Ваш доклад будет снят с технической программы конференции. •Подробные инструкции для подготовки Вашей статьи, слайдов и постеров будут разосланы каждому автору, чей доклад будет отобран для конференции. • SPE не отвечает за финансовые издержки авторов, связанные с поездками, расходами на гостиницу, питанием или другими непредвиденными расходами.

Рекомендуемая структура реферата

Описание работыОписание области деятельности, в которой была проведена работа (например, промысловые данные, лабораторные исследования, анализ керна, компьютерное моделирование). Если представляемая статья является обзорной, опишите границы рассматриваемой проблемы.

ПрименениеОписание возможного применения результатов, представленных в работе.

Результаты, выводыКраткое описание результатов и основных выводов, представленных в работе, а также описание основных отличий от работ по схожей тематике, выполненных ранее. Укажите, будет ли опубликована новая информация и/или включены промысловые данные, данные исследований, результаты компьютерных расчетов.

Технический вкладОписание значимости представляемой работы путем перечисления (не более трех) технических и/или научных достижений, значимых для мировой базы знаний нефтяной и газовой индустрии.

Коммерциализация Общество Инженеров-Нефтяников (SPE) придерживается политики, направленной против использования коммерческих фирменных знаков, названий компаний и против использования названий с коммерческим/рекламным подтекстом в содержании или в наглядных пособиях/ слайдах. Использование таковых приведет к тщательному рассмотрению Программным Комитетом поданных рефератов и при наличии признаков коммерциализации, материал может быть изъят из Программы Конференции.

Авторское ПравоВсе авторы статьей, предоставленных на конференцию, должны заполнить и предоставить форму, передающую авторское право SPE, или предоставить заполненную форму, освобождающую от передачи авторских прав, если применимо.

Место проведения конференцииПавильон 75 Всероссийского выставочного центра (ВВЦ) – новый современный выставочный комплекс, построенный в соответствии с международными стандартами, с использованием самых современных материалов и архитектурных решений. Комплекс находится в 11 км от центра Москвы. От гостиниц, выбранных организаторами для проживания участников будут организованы автобусы до места проведения конференции. Дополнительную информацию можно найти по ссылке http://www.arcticoilgas.com/ru/Home-Ru/gettingthere/

Наталья Ситникова, Менеджер проекта,

+7 495 937 6861 доб. [email protected]

Клавдия Родионова, Директор филиала SPE в России+7 495 748 [email protected]

Контакты:

22 Oil&GasEURASIA

In 2006, TNK-BP management took a strategic decision to vastly increase the company’s Electric Submersible Pump Mean Time between Failures (ESP MTBF). At

the time, TNK-BP had relatively low ESP MTBF, and so, as the largest operator of ESPs in all of Russia (95 percent of TNK-BP’s oil production utilizes ESP pumps) improving efficiency was crucial to emerge as a technology leader and to realize financial savings.

Average ESP MTBF in 2006 was at 295 days and, in order to set themselves a target, TNK-BP launched into a benchmark data analysis of its competitors. In 2004, TNK-BP had joined a Joint Industry Project (JIP) called ESP-RIFTS (Reliability Information Failure Tracking System) and senior leaders used this data to set an appropriate target of basically doubling ESP MTBF in five years (2006 through 2011) – the target was to reach an average of 600 days ESP MTBF in 2011.

In order to achieve this goal, TNK-BP set about cre-ating a dedicated team and improving communication between the company’s regions. The ESP MTBF sector team rapidly expanded in size with representatives from each of the 14 regional businesses, ensuring “the right people were in the right place doing the right things” and, with its subsequent successes in implementing strategic company targets, the team would go on to set a very high standard for the rest of the company. This was a program on a huge scale and so, in order that it would achieve the intended results, an internal teamwork initiative was set up: formal company-wide meetings were held on monthly basis, help-ing to align key performance indicators (KPIs) across each part of the ESP business and internal TNK-BP artificial lift practices were held twice per year in Nizhnevartosk, Russia, unifying work plans and run life targets.

Before taking action, TNK-BP developed an innova-tive and unique internal Group Analysis Monitoring System (GAMS) to collect, verify and analyse a massive amount of essential ESP information. The system pulled data from many sources across the company and assembled it into a

В 2006 году руководство TНК-BP приняло стратеги-ческое решение существенно увеличить среднее время бесперебойной работы установок погружных

центробежных насосов (СВБР УЭЦН). В то время пока-затели СВБР УЭЦН компании TНК-BP были относитель-но низкими. Поскольку компания является крупнейшим оператором УЭНЦ в России (в 95% добычи нефти TНК-BP используются погружные центробежные насосы), повы-шение эффективности их работы стало главным фак-тором для сокращения расходов и завоевания позиции технологического лидера.

В 2006 году в среднем СВБР УЭЦН составляло 295 дней. Для определения целевых показателей TNK-BP провел ана-лиз эталонных показателей своих конкурентов. В 2004 году TNK-BP присоединилась к совместному отраслевому про-екту ESP-RIFTS (система отслеживания неполадок и инфор-мации о надежности), и высшее руководство использовало эти данные для определения задачи – удвоения СВБР УЭЦН за пять лет (с 2006 по 2011) – в среднем 600 дней СВБР УЭЦН в 2011 году.

Для достижения этой цели TНК-BP создала специа-лизированный отдел и повысила эффективность обме-на информацией между регионами, в которых работает компания. Отдел СВБР УЭЦН быстро расширялся за счет представителей из всех 14 региональных подразделений, чтобы “нужные люди были в нужном месте, занимаясь нуж-ным делом”. Благодаря успешному выполнению стратеги-ческих задач, отдел установил высокую планку для всей остальной компании. В целях достижения намеченных в рамках этой широкомасштабной программы результатов была проделана значительная работа внутри компании: официальные встречи на уровне компании проводились ежемесячно, позволяя скорректировать основные показа-тели деятельности (ОПД) по всем подразделениям, а прак-тические семинары по механизированной добыче TНК-BP проводились дважды в год в Нижневартовске (Россия), унифицируя планы работ и целевые показатели по сроку эксплуатации.

ARTIFICIAL LIFT

Sergei Sviderskiy, Director of Artificial Lift Section, TNK-BP Сергей Свидерский, начальник отдела механизированной добычи, TNK-BP

TNK-BP Makes Marked Progress in Improving ESP MTBF RatesTNK-BP удалось добиться впечатляющих результатов в наработке УЭЦН на отказ

23


МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Прежде чем приступить к активным действиям TNK-BP разработала инновационную и уникальную внутрен-нюю групповую систему анализа и мониторинга (GAMS) для сбора, проверки и анализа больших массивов важной информации о УЭЦН. Система извлекает данные из раз-личных источников внутри компании и переводит их в удобный для пользователя формат, что позволило понять, например, что поломка насосов является основной причи-ной неполадок УЭЦН (44%). На основе десятков тысяч актов технического осмотра анализ выявил истинные причины неполадок, что чрезвычайно важно для точного определе-ния источника неполадок и внесения изменений самым эффективным и успешным способом.

После этого TНК-BP смогла внедрить технологии для повышения надежности оборудования УЭЦН при помо-щи определенных технических протоколов и инноваций, будь то обновление двигателей, кабелей или собственно насосов. Например, после того как были выявлены три основные причины выхода из строя двигателей – негер-метичность двигателей и уплотнителей, слабая изоляция статора и порванная мембрана, были внесены улучшения в технические спецификации и управление качеством. В итоге, по состоянию на июнь 2010 года, количество вышед-ших из строя двигателей сократилось на 18%: с 11,2 поло-мок на 100 скважин в год до 8,8 – относительно небольшое улучшение, если брать программу в целом, но, тем не менее, существенное.

Месторождение компании “Каменное” в Нягане (Западная Сибирь) с 277 днями СВБР УЭЦН в среднем в 2007 году, представляющее широкое поле деятельности для улучшений, стало хорошим местом для инвестиций.

Приложив немалые усилия в смыс-ле времени и и проведя множество лабораторных исследований мы обнаружили, что отложения кар-боната кальция в оборудовании УЭЦН были главной причиной поломки насосов, гораздо более существенную, чем считалось ранее. Была разработана програм-ма предотвращения образования отложений в скважине, в частнос-ти, свою эффективность доказал метод непрерывного введение ингибитора солеотложения через каппилярные трубки под насос, таким образом предотвращая образование отложений у источ-ника. Результаты говорят сами за себя – через год СВБР УЭЦН соста-вило 340 дней, а в декабре 2010 – уже 889 дней. Успех этой програм-мы привел к тому, что аналогич-ные программы были развернуты во всех подразделениях TNK-BP, повысив срок эксплуатации прак-тически во всех региональных подразделениях.

Также показатели СВБР УЭЦН были существенно улучшены на “Кальчинском” месторождении, которое входит в проект TНК-BP “Уват”. Учитывая, что в декабре 2005 году средний срок эксплуа-

user-friendly format, showing for example that pump fail-ures were comfortably the main contributor to ESP failures (44 percent). Based on dozens of thousands of individual inspection reports, the analysis detailed true root causes for failures, essential to better define origins of failures and then implement improvements in the most efficient and successful manner.

TNK-BP was then able to implement targeted pro-grams to improve ESP equipment reliability with specific technical protocols and innovations, whether upgrading motors, cables or the pumps themselves. For example, after the three principal root causes for motor failures had been identified as leakages of motors and seals, reduced stator insulation and ruptured diaphragms, improved technical specifications and quality control during manufacturing were ordered. The result was that, as of June 2010, the number of failed motors had declined 18 percent from 11.2 failures per 100 wells per year to 8.8 – a relatively small improvement when taken in the context of the program as a whole but a significant one nonetheless.

The company’s Kamennoye field in the Nyagan region of West Siberia, with is ESP MTBF at 277 days in mid 2007 offering sizeable room for improvement, was a good case for investment. After a substantial amount of time and lab analysis was carried out, it was discovered that calcium carbonate scale on ESP equipment was playing a very sig-nificant role in pump failures, and a much larger one than previously thought. A downhole scale prevention program was initiated, with a particularly successful method in this case being the continuous injection of scale inhibitor through capillary tubing to the bottom of the pumps, thus tackling the formation of scale at its source. The results speak for them-selves with ESP MTBF improving by a remark-able 340 days in one year, and reaching 889 days by December 2010. The success here led to similar programs being deployed across TNK-BP, improving run life in nearly every regional business.

The ESP MTBF metric was also signifi-cantly improved at the Kalchinskoye field, part of TNK-BP’s Uvat proj-ect. With average run life at a relatively low 301 days in December 2005, it was decided that the field was a good candidate for extended technical upgrades. Again, root cause analy-sis was vital in establish-ing how best to proceed with enhancements and, consequently, there was a focus on upgrad-ing downhole power,

Project Results

- 90% increase in MTBF achieved over 14,589 wells.

- Program has achieved net value to the company of $306m

- Across more than 200 mature fields in West Siberia and Orenburg

- Average production of 200,000 tonnes of oil per day (1.5m bblpd)

Результаты проекта

- 90% рост в СВБР на более чем 14 589 скважин.

- Программа принесла компании чистую прибыль в размере 306 млн. долл. США

- Свыше 200 зрелых месторождений в Западной Сибири и Оренбурге

- Средний объем добычи – 200 000 тонн нефти в день (1,5 млн. барре-лей в день)

24

#4 April 2011

ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

тации был относительно невысоким – 301 день, было решено, что место-рождение является хорошим претен-дентом на широкомасштабное техни-ческое обновление. Опять же анализ глубинных причин стал краеугольным для определения наиболее эффектив-ных методов по улучшению ситуации. При этом первостепенное внимание уделялось обновлению мощности скважины, что привело к оптимиза-ции процедур установки и к пилотным проектам диспетчерского управления. Срок эксплуатации устойчиво возрас-тал с 2005 года, достигнув 551 день к концу 2006 года и 937 дней к декабрю 2010 года. Таким образом, показатель за пять лет утроился.

Это лишь малая толика историй успеха в рамках этой инициативы. Важно отметить, что техническое обновление было проведено во всех 14 региональных подразделениях ТНК-BP с развертыванием свыше 50 различ-ных видов оборудования УЭЦН. Когда в 2006 году было принято стратеги-ческое решение, СВБР УЭЦН в сред-нем составляло 295 дней. В результате работы, направленной на повышение

эффективности, к декабрю 2010 года показатель вырос до 560 дней. Рост составил 90%.

Этот рост вылился в существенные финансовые плюсы я для ТНК-BP, поскольку объем нефтедобычи напрямую зависит от УЭЦН, и более долгий срок эксплуатации под-разумевает больший объем добываемой нефти при мень-ших капиталовложениях и операционных затратах. Хотя сокращение задержек в добычи нефти является основным экономическим преимуществом, есть и другие – более жес-ткие технические требования требуют меньшего ремонта и замены оборудования; обновление ведет к сокраще-нию необходимого обслуживающего персонала насосов, позволяя использовать квалифицированных сотрудников на других проектах; более высокие показатели охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды, например, сокращение количества дней капитального ремонта скважины, позволяют предотвратить ЧП на место-рождении. В целом, несмотря на существенные капиталов-ложения в программу, результаты были настолько значи-тельными, что к июню 2010 чистый финансовый результат программы уже достиг 307 млн. долл. США.

ТНК-ВР проделала большой путь в направлении лидерства лидирующих позиций и заявила о себе, как о технологическом лидере в нефтяной отрасли России. Согласно данным совместного отраслевого проекта, ТНК-ВР передвинулась с 12-го на 8-ое место среди крупных международных нефтяных компаний и с 5-го на 2-ое место при сравнении с российскими компаниями.

ТНК-ВР продолжает работу над своими планами. Используя полученные результаты компания намерена добиться показателей в в 600 дней СВБР УЭЦН к концу 2011 года. Полученны е многообещающие результаты открыва-ют совершенно новые перспективы в том смысле, чтобы добиться срока эксплуатации гораздо выше первоначаль-ной планки в 600 дней,.

which then led to improved installation procedures and supervision pilots. Run life has consistently increased since 2005, reaching 551 days by the end of 2006 and 937 days by December 2010, thus more than tri-pling from the low five years earlier.

These examples are only a few of the success stories that this initiative has produced, and it is important to note that tech-nical upgrades have been implemented across each of TNK-BP’s 14 regional busi-ness locations, with more than 50 different types of ESP equipment deployed. Since the strategic decision was taken in 2006 with aver-age ESP MTBF at 295 days, the results are testament to the company’s focus on improving efficiency with run life hav-ing steadily increased to 560 days in December 2010, an increase of 90 percent.

These increases had huge financial implications for TNK-BP – since so much oil volume was dependent on ESPs, longer run life has translated directly into more oil production at less capital investment and less operating cost. While less deferred oil has been the most positive economic highlight, there have been a number of other benefits: higher technical specifications has required fewer equipment repairs and replacements; the upgrades have led to less manpower needed at the pumps, allowing a redeployment of skilled personnel to other projects; an improved HSE performance as fewer rig workover days inherently corresponds to reduced exposure to normal oil filed hazards. Overall, despite the substantial capital invest-ment in the program, the results were so significant that the program had already achieved a net financial value of $307 million as of June 2010.

TNK-BP is well on the way to moving up the leader board in relation to its competitors and establishing itself as a technology leader in Russia’s oil industry. From Joint Industry Project data, TNK-BP moved from 12th to eighth place in relation to major international oil companies and from fifth to second when compared to Russian compa-nies.

TNK-BP is continuing its plans and, based on current results, is on course to achieve its goal of an average of 600 days ESP MTBF by the end of 2011. With such promising results so far, sustained improvement beyond the original target of 600 days run life has emerged as a significant busi-ness opportunity.

PHOTO / ФОТО: TNK-BP

A downhole scale preven-tion program was developed for Kamennoye field.

Для Каменного месторождения была разработана программа предотвращения образования отложений в скважинах.

●

●

26 Oil&GasEURASIA

It is desirable to estimate production from a reciprocat-ing rod pumping system using the downhole pump as a meter. This paper evaluates a common procedure

which calibrates inferred production using measured pro-duction data. It is shown that the traditional procedures for measuring and processing data from calibration periods can cause significant error in subsequent inferred produc-tion estimates. An improved method of data processing and analysis is proposed.

IntroductionDownhole reciprocating rod pumps can be employed

to estimate liquid production. However, these pumps can only serve as “meters” if pump leakage is known and fluid shrinkage can be approximated. Industry practices for estimating pump leakage are quite mature. Under a wide variety of conditions, fluid shrinkage can also be approxi-mated.

Целесообразно производить оценку добычи/дебита системы « скважина – штанговый насос», используя глубинный насос в качестве средства измерения.

Эта статья оценивает общую методику калибровки про-гнозируемой добычи/дебита с использованием данных, замеренных в процессе добычи. Доказано, что стандартные методики измерения и обработки данных в зависимости от интервалов калибрования могут привести к серьезным ошибкам при последующей оценке предполагаемой добы-чи/дебита. Предложен усовершенствованный метод обра-ботки и анализа данных.

ВведениеГлубинные штанговые насосы могут применяться для

оценки добычи/дебита жидкости. Вместе с тем, эти насосы могут служить средством измерения только в случае, когда известна утечка насоса и может быть вычислено значение сжатия жидкости. Отраслевые требования оценки утечки насоса достаточно хорошо сформированы. Сжатие жид-кости также может быть аппроксимировано для значитель-ного многообразия различных условий.

В течение многих лет, применялся один метод – упро-щенный метод компенсации и утечки насоса, и усадки жид-кости. Этот метод включает измерение фактической добычи из скважины при одновременной математической оценке объема жидкости, поднимаемого глубинным насосом за один ход плунжера. Вычисляется соотношение этих двух величин (общеизвестное как «КПД насоса» (коэффициент наполнения насоса) или «К-фактор»). Затем рассчитывается предполагае-мая добыча путем сложения объема жидкости, поднимаемого за один ход плунжера для требуемого числа ходов с учетом площади поперечного сечения насоса и «К-фактора».

Применение такой методики иногда приводило к неутешительным результатам. Поскольку «К-фактор» уста-навливается для каждой заданной скважины, последую-щее сравнение расчетной добычи с измеренной добычей может тоже дать неутешительный результат.

ARTIFICIAL LIFT

Accurate Calibration of Inferred Production Using Reciprocating Rod PumpsТочное определение прогнозируемой добычи/дебита с применением глубинных штанговых насосов

Article supplied courtesy of Lufkin Automation and is the first of two parts. Read the whole article at www.oilandgaseurasia.com

Статья предоставлена компанией Lufkin Automation. Часть 1Читайте статью полностью на www.oilandgaseurasia.com

Over the years, one practice has been employed as a “shortcut” method to compensate for both pump leakage and fluid shrinkage. This method involves measuring the actual production from the well while also computing the “net fluid stroke” of the downhole pump. The ratio of these two values (commonly known as “pump efficiency” or “K factor”) is derived. Production is then inferred by accumu-lating “net fluid stroke” for a set of strokes and applying pump cross-sectional area and the “K” factor.

Application of this technique has sometimes led to disappointing results. Once a “K” factor has been estab-lished for a given well, subsequent comparison of inferred production to measured production may yield disappoint-ing results.

It can be shown that combining both the leakage and the shrinkage compensation into a single “K” factor will result in error. This error is most pronounced in wells which experience variable pump fillage. This includes wells which “pump off” and wells which experience gas interfer-ence. By definition, wells that “pump off” experience a wide range of pump fillage throughout the “pumping-down-time-pumping” cycle. Similarly, gas interference (often the result of landing the pump above the perforations) can cause variable pump fillage – even if the well does not “pump off”. Since the vast majority of rod-pumped wells do (in fact) produce with varying pump fillage, the errors associated with the “K” factor calibration technique are almost universal.

General Approach to Inferred ProductionEquation 1 provides a general model for calculating

inferred production from a single stroke of a reciprocating rod pump.

PD = (C × D² × SP × K) – L … (1)

where PD = pump displacement [example: BBL]C = a mathematical constant including ratio of diameter to area and other units-of-measure conversions D = pump plunger diameter [example: inches]SP = effective pump plunger stroke length [example: inch-es]K = calibration factor [dimensionless, 0.0~1.0]L = volume of fluid which “leaks” through or around the pump during the stroke [same units as PD]

The constant “C” is easily derived after the choosing units of measure for other parameters. Pump diameter is a known value – based on the physical installation. If the downhole (pump) card can be derived, algorithms can be applied to this card to accurately estimate effective plunger stroke length. It is the two parameters “K” and “L” which create the greatest uncertainty in most inferred production calculations.

“K” FactorAs used in equation (1), the “K” factor is really intend-

ed to account for the “shrinkage” of the pumped fluid. A specific volume of liquid and gas at pump pressure and temperature will translate to a smaller volume of stock tank liquid. A portion of the pump barrel may be occupied by gas when the traveling valve opens. Gas in solution at pump pressures will become “free gas” at stock tank condi-tions. The “K” factor is intended to account for this loss of volume.



WWW.LUFKIN.COM

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ

ДОБЫЧИ

Объявляем об открытии

нашего нового московского

представительства, созданного с

целью улучшения обслуживания

клиентов компании в России

и СНГ

Оборудование, Сервис и Поддержка:

Автоматизация для станков-качалок, плунжерного лифта,

винтовых насосов

Контроллеры нагнетательных скважин

Программное обеспечение автоматизации

Станки-качалки

Гидравлические насосные установки

Оборудование плунжерного лифта

Газлифт

Оборудование для заканчивания скважин

■

■

■

■

■

■

■

■

На протяжении 20 лет Lufkin поставляет оборудование мирового класса для механизированной добычи, автоматизации нефтепромыслов и сервиса в России и СНГ. Сегодня ак-тивность Lufkin в СНГ значительно возросла. Используя производство в Румынии и сервисную поддержку в Уфе и Оренбурге, московское представительство позициони-рует Lufkin как компанию, поставляющую правильные решения в области механизированной добычи для своих клиентов в СНГ, в срок и надежно с первого раза.

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763

e-mail: [email protected]

Можно отметить, что объединение утечек и компен-сации сжатия в один «К-фактор» приведет к ошибке. Эта ошибка наиболее очевидна для скважин с переменной величиной заполнения насоса. Это включает скважины, которые работают в «периодическом режиме» и скважины, которые испытывают сильное влияние газа. По определе-нию, скважины, который работают в «периодике», имеют опыт работы в широком диапазоне значений заполнения насоса в процессе цикла «откачка-накопление-откачка». Подобным образом, влияние газа (зачастую, когда насос находится над интервалом перфорации) может вызвать перемену величины заполнения насоса, даже если сква-жина не работает в периодическом режиме. Поскольку подавляющее большинство скважин, на которых работают штанговые насосы, (фактически) осуществляют добычу с переменным значением заполняемости насоса, ошибки связанные с методикой калибровки «К-фактора», являются наиболее распространенными.

Общий подход к прогнозированию добычи/

дебита

Уравнение 1 дает общую модель подсчета предполага-емой добычи за один ход плунжера штангового насоса.

PD = (C × D² × SP × K) – L … (1)

где: PD = производительность насоса [пример: баррель]C = математическая константа, включающая отношение диаметра к площади и другие переводы единиц измеренияD = диаметр плунжера насоса [пример: дюймы]SP = эффективная длина хода плунжера насоса [пример: дюймы]K = калибровочный коэффициент [безразмерный, 0.0~1.0]L = объем жидкости, «протекающей» через насос или вокруг него во время ходя [те же единицы, что и PD]

Константа “C” рассчитывается несложным образом после выбора единиц измерения других параметров. Диаметр насоса является известной величиной, основан-ной на параметрах установки. Если глубинная (скважин-ная) динамограмма может быть выведена, то к этой дина-мограмме могут быть применены алгоритмы для точной оценки эффективной длины хода плунжера.

Наибольшую неопределенность в большинстве расче-тов прогнозируемой добычи создают коэффициенты “K” и “L”.

K- фактор Как и в случае использования в уравнении (1) «К-фак-

тор» в действительности направлен на подсчет сжимаемос-ти закачиваемой жидкости. Удельный объем жидкости и газа при давлении насоса и температуре в скважине будет преобразован в меньший объем жидкости в резервуаре-хранилище. При открытии нагнетательного клапана часть цилиндра насоса может быть заполнена газом. Газ, который находится под давлением в растворенном виде, становится свободным газом в условиях резервуара. Коэффициент “K” предназначен для учета этой потери объема.

Утечки в насосеДля целей этого обсуждения, термин «утечка» приме-

няется в отношении любой жидкости, которая проходит над нагнетательным клапаном, а затем под нагнетатель-

Pump LeakageFor the purposes of this discussion, the term “leakage”

applies to any fluid which passes from above the traveling valve to below the traveling valve while the traveling valve is closed. This includes fluid which “slips” through the clear-ance between plunger and barrel. Leakage also includes any fluid which physically “leaks” through the traveling valve due to ineffective sealing.

Various investigators have attempted to develop equations which predict the “slippage” of a pump from physical parameters of the installation (pump size, bar-rel length, clearance, fluid viscosity, pressure differential, eccentricity, etc.). Chambliss1,2 provides a good summary of these investigations. This class of “predictive” methods is of limited utility in estimating leakage for installed oilfield pumps. The accuracy of these methods is limited because many of the parameters included in the equa-tions are not known for a pump installed in actual well conditions.

Nolen and Gibbs³ suggested methods for measuring pump leakage “in-situ”. Of these methods, their “Method 1 – Pump Leakage from Initial Load Loss Rate” has been com-monly employed. When applied to traveling valve leakage, this method has come to be known as a “static traveling valve check”.

Ignoring details of the Nolen and Gibbs’ procedures for interpreting the traveling valve check data, their representation of pump leakage can be summarized by equation 2.

L = LMax × Cp … (2)

Where:LMax = Maximum leakage rate [example: BPD]Cp = Pump slippage coefficient

Nolen and Gibbs introduced methods for estimating the maximum leakage rate LMax in reference 3. Those methods will not be discussed here.

Equations 1 and 2 can be combined to yield equation 3:

PD = (C × D² × SP × K) – (LMax × Cp) … (3)

Nolen and Gibbs suggest that Cp is usually assigned a constant value of 0.5. However, they present an equation (19) which can be applied to a downhole (pump card) for more rigorous estimation of Cp.

As explained by Nolen and Gibbs, their equation (19) will result in a Cp of approximately 0.5 when the downhole card is “full”. However, for cards with incom-plete fillage, the value of Cp will increase with decreasing pump fillage. This emphasizes a significant point which is often overlooked:

When pump fillage is less than 100%, the pump leaks on the downstroke because the traveling valve is forced to carry the fluid load for a larger fraction of the total stroke period.

to be continued...

28

#4 April 2011

ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

ным клапаном, в то время как нагнетательный клапан закрыт. Сюда включается жидкость, которая «проскаль-зывает» в зазор между плунжером и втулкой насоса. Утечка также включает любую жидкость, которая физи-чески «протекает» через нагнетательный клапан из-за неполной герметизации.

Различным исследователям предпринимались попытки разработать формулы для прогнозирования «отклонения» физических параметров установки насо-са (размеров насоса, длины втулки, зазоров, вязкос-ти жидкости, градиента давления, эксцентриситета и т.д. ). Хороший обзор этих исследований предлагает Чамблисс1,2 . Применение этого класса методов «про-гнозирования» ограничено, необходимостью оценки утечек в насосах, установленных на нефтепромыслах. Точность этих методов ограничена, так как многие из параметров, включенных в уравнения, неизвестны для насосов, установленных в реальных скважинных условиях.

Нолен и Гиббс³ предложили методики опреде-ления утечки насосов «на месте». Одна из их методик «Методика 1 – Утечки насоса от скорости потери перво-начальной нагрузки» получила широкое применение. В случае применения утечек для нагнетательного клапа-на эта методика получила известность как «статическая проверка нагнетательного клапана».

Опуская детали процедуры Нолена и Гиббса для интерпретации проверки нагнетательного клапана, их подсчет утечки насоса можно обобщить в формуле 2:

L = LMax × Cp … (2)

где:LMax = максимальная скорость утечек [пример: баррелей в день]Cp = коэффициент изменения подачи протечек насоса при изменении давления нагрузки

Нолен и Гиббс представили методики подсчета максимальной скорости утечек LMax в приложении 3. Эти методики будет обсуждаться здесь.Уравнения 1 и 2 при объединении дают уравнение 3.

PD = (C × D² × SP × K) – (LMax × Cp) … (3)

Нолен и Гиббс предполагают, что Cp обычно имеет постоянное значение 0,5. Вместе с тем, они представ-ляют формулу (19), которая может быть применена на забое (динамограмма насоса) для более точной оценки Cp. Как объясняют Нолен и Гиббс, их формула (19) даст в результате Cp приблизительно 0,5 в случае, когда забойная динамограмма «полна». При этом для динамограмм с неполным заполнением значение Cp увеличится с уменьшением заполнения насоса. Это очень важный момент, который обычно оставляют без внимания.

Когда заполнение насоса менее 100%, утечка насо-са происходит при движении плунжера вниз, потому что нагнетательный клапан находился под давлением жидкости большую часть общего периода движения плунжера.

продолжение следует...



WWW.LUFKIN.COM

Регенеративный VSD LufkinРегенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является энергосберегающим. Он генерирует электричество, обеспе-чивая работу насоса и поступление дополнительной энергии в электросеть.

Новые компоненты

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертораНовая комплектация

Преимущества

Низкогармонические искажения Исключает необходимость использования резисторов для динамического торможенияСнижает потребление электричестваПовышает надежность и увеличивает МРП

Использует проверенные технологии

Контроллер системы ШГН LWM, интегрированный с VSDЕдиный машинный интерфейсСнижение эффекта «всплытия штанг» Возможность использования совместно с ШГН или винтовым насосом Одновременное обеспечение работы нескольких ПШГН Защита редуктора ПШГН от избыточного крутящего момента Изменение скорости при движении плунжера вверх и вниз Автоматический рестарт после сбоя/остановки

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ

E-MAIL: [email protected]

30 Oil&GasEURASIA

The refrain of today’s mass media reporting on various levels of authority on the Russian Fuel and Energy Complex is: “The development of Russia’s Arctic

shelf: to be, or not to be?”

Costs on Building of Platforms and Production

are “Exceedingly High”

Many experts of Fuel and Energy market consider that Russia Arctic shelf crude hydrocarbons production costs are too high. To compare, according to data of Rosneft’s in-house training course, the prime cost of one ton of oil production equals:

in the Middle East – $5-10; at currently developed fields of Russian Federation – $30-60;on the Arctic shelf – $200-300;Along with the high production costs, there also are

excessively high initial costs to developing the shelf and building sleet-proof oil production platforms. The offshore platform building technologies that exist today and which have proven themselves many times on offshore fields all over the world do not apply to Arctic conditions. Some spe-cial sleet-proof platforms capable of withholding the enor-mous lateral pressure of ice floes and resisting the stresses of icebergs hundreds of thousands of tons in weight must be built. You may object and say that sleet-proof platforms are being actively used in Norway for many years now. However, it should be noted that first, the Norway shelf is surrounded by the warm Gulf Stream current and second, there are no icebergs in the Norwegian and North Seas and

●

●

●

В настоящее время в средствах массовой информации, в коридорах власти и в среде управленцев россий-ского ТЭК активно обсуждается почти шекспиров-

ский вопрос: «Быть или не быть освоению российского арктического шельфа?»

Расходы на строительство платформ

и добычу «зашкаливают»

Большинство экспертов топливно-энергетического рынка считают, что стоимость добычи углеводородного сырья на арктическом шельфе России слишком высока. Для сравнения, по данным внутрикорпоративного учебного курса компании «Роснефть» себестоимость добычи одной тонны нефти составляет:

на Ближнем Востоке – $5-10; на разрабатываемых сегодня месторождениях Российской Федерации – $30-60;на арктическом шельфе – $200-300.Кроме высокой себестоимости добычи, также очень

высоки первоначальные расходы на освоение шельфа и строительство ледостойких нефтедобывающих платформ. Существующие технологии строительства морских плат-форм, многократно опробованные на шельфовых мес-торождениях во всем мире, невозможно использовать в Арктике. На арктическом шельфе необходимо устанавли-вать специальные ледостойкие платформы, способные выдерживать колоссальное боковое давление ледяных массивов и противостоять айсбергам, имеющим массу в сотни тысяч тонн. Здесь можно возразить, что в Норвегии ледостойкие нефтяные платформы активно эксплуатиру-

●

●

●

OFFSHORE ARCTIC

Timofei Krylov, economist, expert-analyst, member of work group on drafting the “ROSNEFT Program on Developing the Russian

Shelf through 2030”

Крылов Тимофей Алексеевич, экономист, эксперт-аналитик, член рабочей группы по подготовке «Программы НК „Роснефть“ по

освоению шельфа РФ до 2030 года»

Development of Russia’s Arctic Shelf is InevitableBut New Technologies are Required to Make Production Profitable

Освоение российского арктического шельфа неизбежноИ требуются новые технологии, чтобы сделать добычу рентабельной

31


АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ


ются уже в течение многих лет. Однако необходимо учитывать, что, во-первых, норвежский шельф омывается теплым атлантическим течением Гольфстрим, во-вторых, в Норвежском и Северном море отсутствуют айсберги, и, в-третьих, тол-щина ледяного покрова на море редко превышает 80 см.

Ледостойкие платформы, способ-ные выдерживать ледовые нагрузки, существующие в российских арктичес-ких морях, конструктивно представляют собой каменно-бетонные конусообраз-ные сооружения, устанавливаемые непос-редственно на грунте, на морском дне. Чем больше глубина, тем дороже такое сооружение. Пока в мире есть опыт стро-ительства лишь одной такой платформы. Стационарная ледостойкая нефтедобы-вающая платформа Hibernia была пос-троена в северной Атлантике у берегов Канады около острова Ньюфаундленд и сдана в эксплуатацию в 1982 году. Уже тогда ее стоимость составила почти $8 млрд. Очевидно, что сегодня строитель-ство подобной платформы обойдется гораздо дороже.

Необходимо признать, что уровень развития технологий в таких областях, как добыча и строительство, не обеспечивает рентабельности при освоении арктичес-кого шельфа российских морей. Недавно группы экспертов двух основных россий-ских нефтедобывающих компаний, НК

«Роснефть» и НК «Газпром нефть», прово-дили исследования и подготовили программы освоения континентального шельфа России до 2030 года. Основной целью исследований была попытка ответить на вопрос – стоит ли в полной мере осваивать российский континен-тальный шельф или достаточно ограничиться несколькими существующими проектами в Черном и Каспийском морях, а также дальневосточными проектами «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Сахалин-3»? В итоге эксперты нефтегазовой отрасли не смогли предоставить руководству компаний и российскому правительству четкие рекомендации по данному вопросу.

Поставке энергоресурсов альтернативы нетВместе тем, несмотря на отсутствие положительной

рентабельности шельфовых проектов, приходится при-знать тот факт, что у России в долгосрочной перспективе нет другого выбора, кроме как реализовывать эти проек-ты. Эра добычи нефти с месторождений, расположенных на суше, постепенно подходит к концу. Однако нефть и газ по-прежнему будут оставаться основным источником энергии и топлива на планете как минимум еще 50-100 лет. Хотя эксперты утверждают, что, например, запасов нефти на шельфе Норвегии хватит еще не более чем на 10-15 лет. Затем Норвегии придется переориентироваться в своей международной специализации и найти себе другой источник дохода. Ситуация в России не столь катастро-фична. Российский шельф богат углеводородными ресур-сами. Однако российская нефть на суше, как и в ситуации с Норвегией, по оценкам ученых, также закончится через 10-15 лет.

the third, ice cover thickness on the sea rarely exceeds 80 centimeters.

Sleet-proof platforms capable of resisting ice loads existing in Russia’s Arctic seas structurally represent stone-concrete cone-shaped constructions mounted directly on the sea bottom. The greater is the depth, the more expen-sive is the construction. Only one case example of such platform construction has been known in the world for the present time. Stationary sleet-proof oil producing plat-form Hibernia was built in the North Atlantic near Canada shore beside the Island of Newfoundland and was put into operation in 1982. Even then, its cost approximated $8 bil-lion. Apparently, the cost of a similar platform today will be much higher.

It should be recognized that the level of technol-ogy development in such areas, like production and build-ing, does not provide cost effectiveness when developing Russian Arctic shelf. Groups of experts from two main Russian oil producing companies Rosneft and Gazprom neft have concluded studies recently and prepared programs to develop Russia’s continental shelf through 2030. The pri-mary purpose of these studies was an effort to answer the question – can completing development of the Russian continental shelf be justified or it is enough to be limited to several existing projects at the Black and Caspian Seas, and to Far Eastern projects “Sakhalin-1”, “Sakhalin-2” and “Sakhalin-3?” As a result, oil and gas industry experts could not provide the companies’ management and the Russian government with detailed recommendations regarding the issue.

Development of Russian Arctic shelf will require rigs, similar to Hibernia, which is the world’s largest in terms of weight – 1.2 million tons.

Для разработки арктического шельфа России потребуются такие платформы, как Hibernia – самая крупная в мире по весу (1,2 млн тонн).

●

●

32

#4 April 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

No Alternative Energy Supplies are AvailableHowever, despite the absence of shelf projects posi-

tive cost efficiency, we have to acknowledge the fact that Russia has no choice at a long-term perspective other than to implement these projects. The age of oil production on land-based fields is drawing to a close. Still, oil and gas will remain the primary source of energy and fuel on Earth for the next 50-100 years. On the other hand, experts claim that oil resources in the Norwegian shelf will last no longer than another 10-15 years. Then Norway would have to re-orient its international specialization and find an alterna-tive source of income for itself. The situation in Russia is not so dire. The Russia shelf is rich in hydrocarbon resourc-es. But Russian oil on land, just like in Norway, would also come to its end point in 10-15 years.

Certain steps are being made by the Russia govern-ment today in order to technologically improve the econ-omy. Examples are the organization of state corporation Rosnano, foundation of innovative center “Skolkovo”. Some positive efforts of private companies are supported – for example, design and development of “e-mobile”. Certainly, such initiatives contribute to development of Russia economy and improve the quality of Russians’ lives, but they unlikely would provide Russia with competitive advantages in world’s market. Since the mid-20th century, Russia has specialized in energy supplies. Although the Russian crude hydrocarbon resources are not as large as those in the Middle East, political stability is Russia’s main advantage over the Middle East. Given the current situa-tion in the world, it may be assumed that energy supplies to world markets in the coming decades will help Russia maintain its existing growth.

Technological Break-through is NeededIn order to maintain current level of export for the

coming decades, the problem of crude hydrocarbon pro-duction cost effectiveness on the shelf should be addressed. This entails a technological breakthrough in the scope of shelf production technologies.

Conditionally, the problem of hydrocarbon production on the Arctic shelf may be divided into several components. First of all, it is creation of essentially new, cheap and strong constructions of the offshore production facilities (plat-forms) capable of withstanding extreme ice loads and iceberg stresses. As for today, there are proposals on sleet-proof plat-forms from Rubin design office and a number of other design agencies, but these technical projects are still very expensive and leave much to be technically perfect.

Subsea and Ice-breakersOne of the ways to get rid of the ice load is – “get under-

water.” This requires developing and creating subsea produc-ing units and building stand alone and deepwater operation unit which can function at lower temperatures and with minimal maintenance. Financial support is needed to create subsea robots which could enable assembling of the above mentioned constructions in deep waters. Development of one of such robots has been already proceeding at Ocean company. These are original “crab” and “spider” robots which can move along the sea bottom performing assembly opera-tions. However, this design project is practically the private initiative of a group of Ocean’s designers which has not been given appropriate attention neither from the potential cus-tomers – oil companies, nor from the government.

Сегодня российское правительство предпринимает определенные шаги для технологической модернизации экономики. В качестве примеров можно назвать органи-зацию госкорпорации «Роснано», учреждение инноваци-онного центра «Сколково». Поддерживаются и позитивные начинания частных компаний – например, разработка «E-мобиля». Безусловно, подобные инициативы способствуют развитию российской экономики и повышают качество жизни россиян, однако в ближайшем будущем они вряд ли обеспечат России конкурентные преимущества на миро-вом рынке. Так уж сложилось исторически, что с середины XX века Россия, главным образом, специализируется на поставке энергоресурсов. Хотя российские запасы угле-водородного сырья по своим объемам уступают ближне-восточным, политическая стабильность является основ-ным преимуществом России по сравнению со странами Ближнего Востока. Учитывая обстановку в мире, можно предположить, что в ближайшие десятилетия именно пос-тавка энергоресурсов на мировой рынок поможет России сохранить имеющийся темп роста уровня жизни населе-ния.

Необходим технологический прорывЧтобы сохранить в ближайшие десятилетия имеющий-

ся уровень экспорта энергоресурсов, необходимо решить проблему себестоимости добычи углеводородного сырья на шельфе. Для этого в области добычных шельфовых тех-нологий необходим технологический прорыв.

Условно проблему добычи углеводородов на аркти-ческом шельфе можно разделить на несколько составля-ющих. Прежде всего, это создание принципиально иных, дешевых и прочных конструкций морских нефтедобыва-ющих сооружений (платформ), способных выдерживать экстремальные ледовые нагрузки и воздействия айсбергов. Сегодня уже есть предложения по ледостойким платфор-мам от КБ «Рубин» и ряда других проектных организаций, однако данные технические проекты по-прежнему слиш-ком дорогостоящи и технически далеки от совершенства.

Уйти под воду и построить ледоколыОдин из способов избавиться от ледовой нагрузки

– это «уйти под воду». В этой связи необходимо стимули-ровать разработку и создание подводных добычных ком-плексов и транспортировочных сооружений, способных работать автономно на большой глубине, при низких тем-пературах и минимальном техобслуживании. Необходимо финансировать создание подводных роботов, способных собирать вышеуказанные конструкции на большой глуби-не. Разработка одного из таких роботов уже осуществля-ется в ОАО «Океан». Это своеобразный робот-«краб», или робот-«паук», способный передвигаться по морскому дну и осуществлять сборочные работы на дне. Однако пока подобная разработка – это практически частная инициа-тива группы конструкторов ОАО «Океан», не получившая должного внимания ни со стороны потенциальных клиен-тов – нефтяных компаний, ни со стороны государства.

Разработчики и строители буровых подводных лодок также нуждаются в финансовой поддержке. По данным экспертов, современная подводная лодка с комплектом ядерного вооружения обходится государству в сумму, экви-валентную примерно $1 млрд. Конструкторы посчитали, что если с подводной лодки убрать вооружение и оснастить ее буровым оборудованием, сумма получится примерно такая же. Однако в любом случае, затраты на подобную

Объём памяти ............................................................................................ 2,0 Гбайт

Диапазон измерения азимута .............................................................. 0…3600

Рабочие диапазоны зенитных углов

при измерении азимута ......................................................... 0-700 и 110-1800

Погрешность измерения азимута скважинным прибором ......... ± 1,00

Диапазон измерения зенитного угла ................................................ 0…1800

Погрешность измерения зенитного угла ............................................. ± 0,10

Время измерения в одной точке скважинным

прибором, не более .................................................................................. 1,0 мин.

Номинальный диапазон температуры окружающей среды для скважинного прибора ............................................ -300…+1500СМаксимальное рабочее гидростатическое давление ............. 80 MПаНапряжение аккумуляторной батареи ....................................................16 ВЁмкость аккумуляторной батареи .................................................... 4,0 А/часВремя непрерывной работы без подзарядкиаккумуляторной батареи, не менее ......................................................7,2 часДиаметр скважинного прибора .............................................................. 42 ммДлина скважинного прибора................................................................2300 ммМасса скважинного прибора ...................................................................... 15 кгДлина батарейного модуля .....................................................................550 мм

SPT GyroTracer™

Бесплатформенный гироскопический инклинометр GyroTracer – это вы-сокоточный, надежный прибор для

подземной навигации. Он применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобыва-ющей, строительной и других отраслях и предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла уста-новки отклонителя бурильного инструмен-та относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положе-ния скважин любого профиля. Гироинк-линометр может использоваться в геофи-зических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, го-ризонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов сква-

жин старого фонда. Данный прибор позво-ляет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН.

Используя новейшие технологии, ком-пания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраивае-мый гироскоп (ДНГ) для определения на-правления скважины.

В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследо-ваний скважин в колонне в магнитно-неус-тойчивых зонах.

Гироскопический инклинометр cосто-ит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора цент-

раторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании.

Измерения проводятся при останов-ках скважинного прибора в точках из-мерения. GyroTracer может работать как c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор, так и в автономном режиме с питанием от много-зарядного батарейного модуля. При рабо-те с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Мож-но использовать одножильный или много-жильный кабель.

GyroTracer является мировым лидером по вырезке боковых стволов. На сегодня с его помощью вырезано более 500 скважин по всему миру.

Технические характеристики

34

#4 April 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

Developers and builders of drilling submarine also need financial support. According to experts, a modern submarine with nuclear weapons costs the government about $1 billion. The designers have calculated that if the weapons were removed from the submarine and replaced with the drilling equipment, the cost would be almost the same. However, in any case, the costs to be spent on such a drilling “submarine” will always be less than those spent on building of just one sleet-proof drilling platform.

Furthermore, transportation infrastructure needs to be created, namely ice-breakers and other supply vessels in a number sufficient for the needs of oil companies par-ticipating in projects on the Russia continental Arctic shelf development. It should not be forgotten that according to expert estimates, Russia may be subject to a so-called “ice pause” by 2015 – that is the time when all the ice-break-ers capacities would deplete their lifetime resource and Russian ice-breakers would be cut into scrap metal.

Joining the World Society’s Efforts for Safe

Development of the Arctic Shelf

The accident in the Gulf of Mexico and indeed the overall number of man-made disasters has clearly have shown how vulnerable human beings an the environment are. Existing methods of resisting environmental accidents in offshore waters in non-freezing Arctic seas are absolutely inefficient. For example, collection and liquidation of oil spillage either by means of containment booms and barri-ers, or by burning method become insufficient and techni-cally unfeasible in difficult ice conditions.

It is necessary to understand that any oil spillage in the Arctic Zone environment can pollute neighboring water area for dozens of years, and there are no technologies for cleaning up such polluted areas today. Besides, with-out any such technology, it is impossible to proceed with implementing shelf projects in the Arctic Zone – doing so would be irresponsible. Some ecology specialists represent-ing Western oil companies (specifically, British Petroleum) have already proposed to arrange for joint efforts in the scope of environmental safety in Arctic Zone. However, yet this initiative has not been supported neither by govern-ments of countries – potential participants of Arctic shelf development projects, nor by the managers of the com-panies themselves which are more anxious about urgent problems and safety concerns of already operating oil production projects.

Staying Afloat with RosshelfThe author, however, believes that founding of Rosshelf

state corporation, similar to Rosnano, would help finding solutions for the above problems. Such corporation would be engaged in resolving these concerns and would encour-age interest from private companies performing design and development of the perspective technologies that would enable Russian oil companies to develop the Arctic shelf with high technological efficiency and cost-effectively. The projects’ cost effectiveness will generate the required profit for oil producing companies and will provide the govern-ment with considerable income from export earnings. Such an approach to the development of the oil production industry will allow Russia to “stay afloat” and maintain its position in the world’s energy export market for the next 30-50 years at least.

буровую «подлодку» будут всегда ниже, чем строительство даже одной ледостойкой морской буровой платформы.

Кроме того, необходимо создавать транспортную инфраструктуру, а именно строить ледоколы и иные обслу-живающие суда в количестве, достаточном для нужд нефтя-ных компаний, участвующих в проектах по освоению континентального арктического шельфа России. Нельзя забывать и о том, что, по оценкам экспертов, в 2015 году в России может наступить так называемая «ледовая пауза» – когда все ледокольные мощности выработают свой ресурс, российские ледоколы распилят на металлолом, а новых судов построено не будет.

Объединить усилия мирового сообщества для

безопасного освоения арктического шельфа

Авария в Мексиканском заливе, ряд недавних техно-генных катастроф, а также их последствия наглядно про-демонстрировали всю уязвимость человека и окружающей среды. Разработка методов борьбы с техногенными катас-трофами ведется уже несколько десятилетий, но усилия специалистов, зачастую, оказываются малоэффективными. Кроме того, существующие методы борьбы с экологически-ми авариями, которые применяются в акватории незамер-зающих морей, в Арктике оказываются совершенно беспо-лезными. Например, сбор и ликвидация разливов нефти при помощи бонов и заграждений, либо методом выжига-ния, становятся недейственными и технически нереализу-емыми в сложной ледовой обстановке.

Необходимо понимать, что любой разлив нефти в условиях Арктики способен загрязнить близлежащую аква-торию на десятки лет, и сегодня фактически нет техноло-гий для ликвидации подобных загрязнений. Вместе с тем, без разработки подобных технологий нельзя приступать к реализации шельфовых проектов в Арктике – это экологи-чески безответственно. Ряд специалистов-экологов, пред-ставляющих западные нефтяные компании (в частности, British Petroleum) уже предложили организовать совмест-ные исследования в области экологической безопасности в Арктике. Однако пока эту инициативу не поддержали ни правительства стран – потенциальных участниц проек-тов по освоению арктического шельфа, ни руководители самих компаний, которых больше беспокоят насущные проблемы и безопасность уже действующих проектов по добыче нефти.

Создание ГК «Росшельф» поможет «остаться

на плаву»

По мнению автора, учреждение госкорпорации «Росшельф», аналогичной «Роснано», могло бы помочь решить вышеупомянутые проблемы. Подобная госкорпо-рация занималась бы данными вопросами и стимулирова-ла частные компании, ведущие разработку перспективных технологий, позволяющих российским нефтяным компа-ниям осваивать арктический шельф на высоком техничес-ком уровне и с высокой рентабельностью. Рентабельность проектов, в итоге, сгенерирует необходимую прибыль нефтедобывающим компаниям и обеспечит государс-тву существенные доходы от экспортной выручки. Такой подход к развитию нефтедобывающей отрасли позволит России «оставаться на плаву» и сохранить лидирующие позиции в мировом экспорте энергоресурсов, как мини-мум, еще в течение 30-50 лет.

36 Oil&GasEURASIA

Late last year NOVATEK, a major gas producer, acquired a number of assets of interest to Gazprom, and Gazprom reduced its ownership in NOVATEK by half.

It became clear who was in for a surprise: after six years of waiting, Total’s desire to acquire a stake in NOVATEK came true. In addition, the French energy company now has one more project in Russia – Yamal LNG. Though Total has had to pay big for these assets, now the French have a backup LNG project if the Shtokman project does not work out for them.

In late 2004 Total announced its intent to buy 25 percent plus one share in NOVATEK, Russia’s largest inde-pendent gas producer. At that time NOVATEK already held 25 percent of Tambeyneftegaz, the company that owned

В конце прошлого года крупнейший независимый производитель газа в России – ОАО «НОВАТЭК» при-обрел ряд активов, находящихся в сфере интере-

са «Газпрома», а сам монополист наполовину вышел из уставного капитала «НОВАТЭКа». Теперь стало ясно, для кого готовился этот сюрприз – спустя шесть лет сбылось желание французского концерна Total стать акционером «НОВАТЭКа». Кроме того, Total получает в России второй проект по производству СПГ – «Ямал СПГ». Теперь эти акти-вы обошлись им в разы дороже, зато у французов будет хотя бы один проект по сжижению газа в России, в случае ухода из Штокмановского проекта.

В конце 2004 года Total объявила о намерении при-обрести 25% плюс одна акция «НОВАТЭКа» – крупнейше-

INTERNATIONAL PROJECTS

Total’s New Stake in NOVATEK Gives French Access to Yamal LNGTotal получила акции «НОВАТЭКа», Франция – проект «Ямал СПГ»

Svetlana Kristalinskaya Светлана Кристалинская

Total’s head Christophe de Margerie signed two memorandums of cooperation with NOVATEK’s Chairman Leonid Mikhelson. Russian Prime Minister Vladimir Putin attended the ceremony.

Глава Total Кристоф де Маржери и глава «НОВАТЭК» Леонид Михельсон подписали два меморандума о сотрудничестве в присутствии премьер-министра РФ Владимира Путина.

●

●

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТИ

37


МЕЖДУНАРОДНЫЕ ПРОЕКТЫ


го в стране независимого производителя газа. Уже тогда «НОВАТЭК» владел 25% «Тамбейнефтегаза», который в то время был держателем лицензии на разработку Южно-Тамбейского месторождения с гигантскими запасами газа, расположенного на полуострове Ямал. Его запасы катего-рии С1+С2 по российской классификации составляют 1,3 трлн м³, по классификации SEC – 418 млрд м³. Доказанные и вероятные запасы по стандартам PRMS – 802 млрд м³ газа и 31 млн тонн конденсата.

Однако сделка сорвалась. По неофициальным данным, Total не спросила разрешения российского правительства на сделку, а подобная ошибка, по одной из версий, стала причиной развала «ЮКОСа». Хотя это всего лишь слухи. Вероятнее всего, «НОВАТЭК» решил, что он стоит дороже. Исходя из суммы, предложенной Total, – $850 млн, одна акция «НОВАТЭКа» была оценена в $1 120, в феврале акци-онеры «НОВАТЭКа» попробовали разместить 3% акций среди институциональных инвесторов – те заплатили $100 млн, что дает оценку в $1 098 за акцию (без учета премии за блокпакет), а в ходе IPO, проведенного через восемь меся-цев после объявления о сделке, акции были реализованы по цене $1 675.

При этом, на IPO «НОВАТЭК» выходил уже без «лакомо-го кусочка» – за месяц до размещения он лишился блокпа-кета «Тамбейнефтегаза», который тогда владел лицензией на Южный Тамбей, продав его за символические 120 млн рублей (порядка $30 млн) группе «Газпромбанк».

Но Total не ослабила своего внимания к все более взрослеющему «НОВАТЭКу», который в 2006 году заполу-чил в союзники сам «Газпром» – акционеры независимой газовой компании продали монополисту 19,4% акций. У компаний были свои мотивы: «НОВАТЭК» получал для себя больше возможностей по доступу к газовой трубе и, соответственно, увеличению объема продаж, а «Газпром» увеличивал свои доходы благодаря тому, что «НОВАТЭК» имел право продавать газ по нерегулируемым ценам, в то время как газовый монополист этого делать не мог. В октябре 2007 года Total и НОВАТЭК подписали соглашение о сотрудничестве, предполагающее совместную разработ-ку газовых активов в России и за рубежом, и через два года Total стала участником разработки несопоставимо маленького по сравнению с Южно-Тамбейским месторож-дения – Термокарстового. Недавно компания объявила, что довольна результатами оценочного бурения и намерена продолжать сотрудничество.

Вскоре у «НОВАТЭКа» появился самый загадочный акционер – основатель нефтетрейдера Gunvor Геннадий Тимченко. Вместе с ним к «НОВАТЭКу» вернулось и Южно-

license for developing the giant Yuzhno-Tambeyskoye field located at the Yamal peninsula. Its С1+С2 (Russian classi-fication) reserves are estimated at 1.3 trillion cubic meters, and 418 billion cubic meters by SEC definitions. Proved plus probable reserves estimated under PRMS definitions totalled 802 billion cubic meters of natural gas and 31 mil-lion tons of gas condensate.

However, the deal was not concluded. Unofficially, the reason was Total’s failure to ask for the Russian gov-ernment’s approval of the deal – the same mistake, as one of the explanations goes, that led to the end of YUKOS. But these are just rumors; it is more likely that NOVATEK believed the company was undervalued. Total offered $850 billion, valuing one NOVATEK share at $1,120. In February NOVATEK shareholders offered 3 percent of shares to insti-tutional investors, who paid $100 million, placing a value of $1,098 on one share (not accounting for blocking share-holding premium); then in eight months, shares under the IPO were trading for $1,675 a piece.

Next, NOVATEK listed its securities a month after trans-ferring its blocking shareholder position in Tambeyneftegaz, the company that held the developing license for the Yuzhno-Tambeyskoye field. The shares in Tambeyneftegaz were sold for symbolic amount of 120 million rubles (about $30 million) to Gazprombank Group.

Nonetheless, Total did not lose its interest in rap-idly developing NOVATEK. In 2006, NOVATEK allied with Gazprom. NOVATEK shareholders sold 19.4 percent of the company’s shares to Gazprom. It was a “win-win” deal. NOVATEK gained greater access to the gas pipeline and respectively increased its sales, and Gazprom increased its revenues due to the fact that NOVATEK had the right to sell gas at unregulated prices while Gazprom did not. In October 2007, Total and NOVATEK signed a cooperation agreement for joint development of gas assets in Russia and abroad. Two years later Total joined a project to develop the Termokarskoye field, which is significantly smaller than the Yuzhno-Tambeyskoye field. Recently Total announced that it was satisfied with the appraisal drilling and is planning to continue the project.

Soon thereafter, NOVATEK gained a mysterious share-holder – Gennady Timchenko, the founder of the Gunvor oil trading company. With him joining the company, NOVATEK gained back the Yuzhno-Tambeyskoye field. Four years later, NOVATEK acquired 51 percent stake in Yamal LNG. Yamal LNG purchased the license to develop the Yuzhno-Tambeyskoye field for $650 million, the price 20 times higher than had been previously paid for the asset.

Total’s persistence was rewarded. In early March Total signed an agreement to buy 12 percent of NOVATEK in the presence of the Russian Prime Minister Vladimir Putin. The agreement has a provision for increasing Total’s holding to 15 percent and 19.4 percent within one and three years respectively.

Total is paying about 4 billion to Gennady Timchenko and Leonid Mikhelson, major NOVATEK shareholders. The price was estimated based on the average market quo-tations for the last three months. Prior to this deal, the majority shareholder of NOVATEK was its chairman and founder Leonid Mikhelson, with a share of 27.2 per-cent, the second largest package was owned by Gennady Timchenko. Gazprom owns 10 percent of NOVATEK; a company founded by Mikhelson and Timchenko on a parity

Разработка Штокмановского

месторождения в Баренцевом море с запасами в

3,9 трлн м3 разделена на три фазы. Ввод в эксплу-

атацию объектов первой фазы позволит ежегодно

добывать на месторождении 23,7 млрд м3 газа,

второй – 47,4 млрд м3. В ходе выполнения третьей

фазы месторождение будет выведено на проект-

ную мощность – 71,1 млрд м3 газа в год. Мощность

первой линии завода СПГ планируется в объеме

7,5 млн тонн в год.

38

#4 April 2011


Oil&GasEURASIA

basis has an option to pur-chase 9.4 percent from the Gazprombank; about 30 percent of shares are trad-ed at the market, mostly in the form of GDR.

Leonid Mikhelson said that the agreement for purchasing 12 percent of NOVATEK is binding upon the parties and in the transaction to be closed in April he and Gennady Timchenko will sell their shares, rather than use the option. The agreement to raise the stake up to 19.4 percent is not binding, and it is still not clear where the rest of the shares will come from. It is rumoured on the market that Gazprom might shed its interest, but the NOVATEK CEO expressed doubt that Gazprom would in fact make good on that rumor. However, it must be noted that Mikhelson was just as skeptical on the eve of Gazprom’s sale of 9.4 percent to Gazprombank. Mikhelson also said that he and Timchenko had no plans to reduce their own-ership and they would certainly use their option to buy the shares.

In addition to NOVATEK shares, Total has to pay for interest in Yamal LNG project. Total could have a differ-ent role in this project from the one it plays in Shtokman. In the Shtokman project, Total and Statoil, two foreign companies, are acting more like contractors. Total holds 25 percent of Shtokman Development, a special purpose company, while Gazprom holds 51 percent, and Statoil 24 percent. Neither of the foreign companies has actual ownership in the subsoil rights company and do not have the right to market the gas produced. Statoil and Total in partnership with Gazprom are developing infrastructure of the project, including an LNG plant. All the produced gas goes to the subsoil user, a 100 percent affiliate of Gazprom, only a certain rate of return is accounted for. Therefore, if Statoil or Total would like to purchase gas for their consum-ers, they would have to buy it from Gazprom.

Gas sales and marketing procedures in Yamal LNG project have not yet been approved and Total may still negotiate better terms. A source in NOVATEK said that the

Тамбейское месторождение. Спустя четыре года «НОВАТЭК» приобрел 51% акций «Ямал СПГ» (лицензия на Южный Тамбей была переведена на него) уже в 20 раз дороже – за $650 млн.

И настойчивость французов была вознаграждена – в начале марта Total в присутствии премьер-министра РФ Владимира Путина подписала соглашение покупке 12% акций «НОВАТЭКа» с возможностью довести пакет до 15% в течение года и до 19,4% в течение трех лет. Total запла-тит двум основным акционерам «НОВАТЭКа» – Геннадию Тимченко и Леониду Михельсону – за 12% акций порядка $4 млрд – из расчета средних рыночных котировок за пос-ледние три месяца. До этой сделки мажоритарным акци-онером «НОВАТЭКа» был глава и основатель компании Леонид Михельсон с долей в 27,2%, вторым по величине пакетом владел Геннадий Тимченко. У «Газпрома» оста-лось 10%, опционом на приобретение у «Газпромбанка» 9,4% «НОВАТЭКа» владеет компания, созданная на пари-тетной основе Михельсоном и Тимченко. Еще порядка 30% обращается на свободном рынке, главным образом в виде GDR.

По словам Леонида Михельсона, соглашение о приоб-ретении 12% носит обязывающий характер, и для сделки, которая закроется в апреле, будут использованы имею-щиеся у него и Геннадия Тимченко акции, а не опцион. Договоренности о доведении пакета до 19,4% не носят обя-зывающего характера, и откуда будут браться остальные акции – пока не ясно. На рынке пошли слухи, что со своим пакетом расстанется «Газпром», однако глава «НОВАТЭКа» выразил уверенность, что «Газпром» не будет расставать-ся со своими акциями. Впрочем, такую же уверенность Михельсон выражал и перед тем, как «Газпром» продал 9,4% акций «Газпромбанку». К тому же, после подписания сделки Леонид Михельсон сообщил, что он и Тимченко не «соби-раются кардинально сокращать свои доли» и «обязательно реализуют опцион на покупку акций».

Кроме акций «НОВАТЭКа» Total еще предстоит запла-тить за акции «Ямал СПГ», однако это будет совсем другая конфигурация, чем на Штокмановском проекте, где также планируется производство СПГ. Там иностранные компа-

Yamal LNG project envisions

building a 15-16 tons capacity LNG plant, with

gas supplied from the Yuzhno-Tambeyskoye field.

Construction of the first train is expected to be

completed in 2016, second and third in 2017 and

2018, respectively.

Total develops Kharyaga oil filed in Nenetsk Autonomous Region.

Total является оператором Харьягинского месторождения в Ненецком АО.

●

●

PH

OT

O /

ФО

ТО

: T

OTA

L

39


МЕЖДУНАРОДНЫЕ ПРОЕКТЫ


company has already drafted procedures for gas sales and marketing, though they have not been approved yet since the agreement on Total purchase of interest in Yamal LNG has not been executed yet. The agreement is expected to be executed in the second half of the year.

Gazprom has a monopoly over gas exports in Russia; Yamal LNG managed to negotiate an agency agreement with Gazprom Export on exporting gas via Gazprom Export with a 1 percent fee. Gazprom may buy up to 50 percent of Yamal LNG gas, if it offers a price competitive to that offered by other prospective buyers.

The Shtokman and Yamal LNG projects have the same target markets for liquified natural gas, but investment decisions on Shtokman have been postponed yet again.

Last year, Shtokman stakeholders decided to delay the project because of the financial turmoil followed by fall of the U.S.-imported LNG prices. The investment deci-sion was split into two steps: pipeline gas and LNG. The investment decision on pipeline gas was due in March, while the decision on LNG is expected towards the end of

нии – Total и Statoil – действуют, скорее, как подрядчики. Total принадлежит 25% в компании специального назначе-ния – Shtokman Development, доля «Газпрома» составляет 51%, Statoil – 24%. Иностранные компании не владеют долями в компании-недропользователе и не имеют права на маркетинг добываемого газа – они, в партнерстве с «Газпромом», строят инфраструктуру, в том числе и завод СПГ, и сдают добытый газ недропользователю – 100%-й «дочке» «Газпрома», закладывая для себя определенную норму рентабельности. Таким образом, если они захотят приобрести этот газ для своих потребителей, им придется покупать его у «Газпрома».

И хотя схема реализации газа в рамках проекта «Ямал СПГ» еще не утверждена, у Total есть шанс попытаться получить для себя какие-то преференции. Источник в «НОВАТЭКе» сообщил, что компания представляет, как должна выглядеть схема маркетинга, однако какой она будет –пока не ясно, ведь окончательное соглашение с Total о вхождении в «Ямал СПГ» еще не подписано. Его планиру-ется подписать до конца второго полугодия текущего года.

В России за «Газпромом» закреплено монопольное право на экспорт газа, а «Ямал СПГ» удалось заключить агентское соглашение с «Газпром экспортом», по которо-му последний за комиссию в размере порядка 1% будет экспортировать газ. «Газпром» может выкупить до 50% объемов газа у «Ямал СПГ», если предложит цену, не ниже той, какую будут готовы заплатить найденные компанией покупатели.

Между тем, принятие инвестиционного решения по реализации Штокмановского проекта, нацеленного на те же рынки, что и «Ямал СПГ», снова задерживается.

Проект «Ямал СПГ» предус-матривает строительство завода по сжижению газа на базе Южно-Тамбейского месторожде-ния. Предполагаемая мощность завода – 15-16 млн тонн СПГ в год. Первую очередь планиру-ется запустить в 2016 году, вторую – в 2017 году, третью – в 2018 году.

Адрес: Россия, 400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16

Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40

Факс: (8442) 35-85-11, 53-02-01

E-mail: [email protected]

Сайт: www.vzbt.ru

«Волгоградский

завод буровой

техники»

(«ВЗБТ»)

Новое поколение Новое поколение

буровых станков буровых станков

серии «STALINGRAD»серии «STALINGRAD»

40

#4 April 2011


Oil&GasEURASIA

the year. Though in March Alexander Medvedev, Gazprom Chairman of Board, said that Gazprom and its partners will decide on whether to go ahead with pipeline gas and LNG simultaneously. It is rumored on the market that interna-tional participants may leave the project, if LNG compo-nent will be voted down. Based on the announced plans even if Shtokman project will start liquefying gas in 2017, NOVATEK could become the first Russian company (hav-ing international partners) with an LNG plant in 2016. An LNG plant within the Sakhalin-2 project was built without Russian participation.

Recently, though Peter Mellbye, Statoil’s Head of International Development and Production, said that he does not believe that Yamal LNG would be the first to liquefy gas; he believes that Yamal LNG project will take shape after 2020.

Explaining the reasons for the delay of Shtokman, Mellbye said that the Shtokman Development is awaiting a decision on a tax break. NOVATEK is already ahead of Shtokman on solving tax issues. The RF Government has already promised Yamal LNG significant tax breaks: tax holidays on the Mineral Extraction Tax (MET), on liquefied gas and associated conden-sate, zero export duty on LNG, and benefits on local taxes.

Mellbye said that Shtokman needs at least the same tax breaks as promised to Yamal LNG for the Yamal peninsula project, and Shtokaman also needs tax benefits for piped gas.

The tragedy in Japan, the largest LNG consuming coun-try, could benefit potential LNG producers in the world. Experts unanimously predict that the Fukushima nuclear plant accident will cause gas consumption to rise and increase demand for LNG demand. Maksim Moshkov, a UBS analyst, said he believes that high hydrocarbon prices could improve the profitability of the Yamal LNG project, making it profitable even without significant tax benefits.

Whatever scenario develops, even if the Shtokman project does not work out for Total, by acquiring interest in Yamal LNG the company has got a “safety cushion.”

In the neare future NOVATEK plans to invite two to three partners to join the project selling them 29 percent of interest. UK-Dutch Shell, Japanese Mitsubishi, Korean Kogas and Statoil have expressed their interest in the project.

Moshkov said that Yamal LNG would be a great break-through for Novatek. The project would start gas produc-tion at the Yamal peninsula and would reduce NOVATEK’s dependency on Gazprom for access to the gas transporta-tion system. Total’s participation would reduce financial and operational risks.

Год назад участники проекта отложили принятие окончательного инвестиционного решения из-за кризиса, и последовавшего за ним падения цен на импортный СПГ в США, причем инвестрешение было разделено на две состав-ляющих – по трубопроводному газу и по СПГ. Решение по трубопроводному газу должны были принять в марте текущего года, а решение по СПГ – до конца года. Однако в марте заместитель председателя правления «Газпрома» Александр Медведев признался, что решение снова будет приниматься вместе по обоим вариантам транспортиров-ки. На рынке давно ходят слухи, что иностранные участни-ки могут покинуть проект, если не примут решение о реа-лизации СПГ-составляющей. И даже если газ на Штокмане будет сжижаться (с 2017 года), согласно заявленным пла-нам, «НОВАТЭК» должен это сделать быстрее (в 2016 году), таким образом претендуя на звание первой российской компании, построившей завод СПГ (пусть и с иностранным участием) – ведь завод СПГ в рамках «Сахалина-2» строился без участия российских компаний.

Однако недавно глава Statoil по разведке и добыче за рубежом Peter Mellbye ревниво высказался относительно предположений, что «Ямал СПГ» будет запущен раньше Штокмана: «Я не верю, что „Ямал СПГ“ начнет производство СПГ первым; как мне кажется, ямальский проект появится после 2020 года».

В то же время, разъясняя причины очередной задержки со Штокманом, Mellbye сказал, что в Shtokman Development ждут решения по налоговым льготам. Здесь «НОВАТЭКу» уже удалось опередить Штокман – правительство РФ поо-бещало проектам по сжижению газа на Ямале существен-ные льготы: «налоговые каникулы» по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на предназначенный для сжижения газ и добываемый с ним конденсат, обнуление экспортной пошлины на СПГ и конденсат, а также льготы по местным налогам.

По словам топ-менеджера Statoil, Штокману нужны льготы, как минимум аналогичные тем, которые были при-няты в отношении СПГ на полуострове Ямал. Кроме того, льготы нужны и в отношении трубопроводного газа.

Трагедия в Японии, крупнейшем потребителе СПГ, может сыграть на руку всем потенциальным производите-лям СПГ в мире. Эксперты единодушно предсказывают рост потребления газа из-за аварии на атомной электростанции Фукусима, так и повышение спроса на СПГ, что, соответс-твенно, отразится на его стоимости. По мнению аналитика UBS Максима Мошкова, высокие цены на углеводороды могут сделать проект «Ямал СПГ» прибыльным и без сущес-твенной налоговой поддержки.

Но при любом варианте развития ситуации с покупкой «Ямал СПГ» у Total появляется «подушка безопасности» в случае неудачи со Штокманом.

В ближайшее время «НОВАТЭК» выберет для проек-та еще двух-трех иностранных партнеров, отдав им 29%. О своем интересе к проекту активнее всего заявляла англо-голландская Shell, говорили об интересе японской Mitsubishi, корейской Kogas и той же Statoil.

Максим Мошков отмечает, что реализация проекта «Ямал СПГ» станет большим прорывом для «НОВАТЭКа». Проект позволит начать добычу на полуострове Ямал, а также частично освободит «НОВАТЭК» от зависимости «Газпрома» в плане допуска к газотранспортной системе. Что касается Total, ее участие в проекте поможет снизить финансовые и операционные риски.

The Shtokman field in the

Barents Sea, with reserves of 3.9 trillion cubic

meters, is to be developed in three phases. Each

stage would add annually 23.7 billion cubic meters

of gas output. Total annual output is set to reach

47.4 billion cubic meters of gas by the end of the

second phase, and further increase to 71.1 billion

cubic meters of gas by the end of the third phase.

Annual capacity of the first train of the LNG plant is

estimated at 7.5 million tons.

42 Oil&GasEURASIA

Modern industrial facilities are usually complex technologic structures housing a wide range of equipment, technology and engineering systems

and communications. Smooth and reliable operation of these structures is important in both economic and safety terms: safety of the company personnel, the locals, and the environment.

What is done to achieve good safety levels today, what can be done to make it more effective?

Current Bottlenecks of Oil and Gas Processing

Companies

For oil and gas companies, maintaining an opera-tional integrity of the equipment and systems depends on the quality of monitoring, inspection and maintenance of the equipment (among others). But to date, efficiency of monitoring efforts is questionable as it requires consider-able financial and human resources.

Usually, during monitoring and inspection rounds the specialists first write down the monitored and measured parameters on the paper. Then, back at the workdesk, they again rewrite the collected information to the operational logs, or key it into the computer (usually in Excel table, less often into the MRO (Maintenance, Repair and Overhaul) programs.

Such a “traditional” data collection procedure implies high degree of human error – there is no guar-antee that the reporting specialist really completed the inspection and correctly noted the data. This means that reliability and accuracy of the received informa-tion, and, consequently, the operation of the facility, could be questioned.

Вряд ли найдется человек, которому нужно объяснять, что современные промышленные объекты – это сложнейшие технологические образования. Они

включают в себя различное оборудование, технологичес-кие и инженерные системы, коммуникации. При этом их бесперебойное и надежное функционирование играет огромную роль как в экономическом плане, так и с точки зрения безопасности персонала предприятия, жителей прилегающих территорий, окружающей среды.

Как обеспечивается их функционирование сегодня и можно ли сделать его более эффективным?

Задачи нефте- и газоперерабатывающих

предприятий сегодня

Поддержание постоянной работоспособности обору-дования и систем нефте- и газоперерабатывающих пред-приятий зависит, в том числе, от качества проведения регламентных обходов, осмотров оборудования, планово-профилактических работ. Но на сегодняшний день эффек-тивность их организации вызывает сомнения, так как их выполнение требует значительных финансовых и челове-ческих ресурсов.

Так, при осуществлении обходов и осмотров оборудо-вания специалисты сначала записывают контролируемые и измеряемые параметры на бумагу. Затем на своем рабочем месте они, опять же вручную, переписывают собранную информацию в эксплуатационные журналы или вносят ее в компьютер (как правило, в таблицы Excel, реже в системы ТОиР – технического обслуживания и ремонтов).

При применении такой «традиционной» процедуры сбора данных степень влияния человеческого фактора на ее качество очень высока – нет никакой гарантии того,

INDUSTRIAL AUTOMATION

Mariya Yurchenko, NEOLANT senior specialist Мария Юрченко, старший специалист, «НЕОЛАНТ»

Computerized Identification for Oil and Gas Processing Plants Технология автоматизированной идентификации на нефте- и газоперерабатывающих предприятиях

43


ПРОМЫШЛЕННАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ


что специалист, отчитавшийся о состоянии оборудования, действительно произвел его осмотр и корректно записал данные. Из-за этого достаточно сложно гарантировать надежность и достоверность получаемой информации, а, следовательно, и функционирования объекта.

Во время выполнения планово-профилактических работ для поиска местоположения каждого объекта и информации о нем эксплуатационному персоналу прихо-дится постоянно возвращаться в архив или на свое рабочее место, чтобы там воспользоваться соответствующей базой данных, ведь ни один человек физически не способен держать в памяти информацию обо всем контролируе-мом оборудовании на предприятии. Затраты времени на перемещения и поиск необходимых данных отнимают у сотрудников как минимум 20% рабочего времени (по зару-бежным оценкам). То есть, непроизводственные затраты составляют примерно шесть чел./дней в месяц или 70 чел./дней в год – большой задел для повышения эффективности работы очевиден.

В связи с этим задачи снижения влияния человечес-кого фактора на качество мониторинга и обслуживания систем и объектов, а также повышения эффективнос-ти работы эксплуатационного персонала стоят перед любым предприятием нефте- и газоперерабатывающей отрасли.

Резерв повышения эффективностиЗначительно сократить ресурсы, используемые для

поддержания нормального функционирования оборудова-

During the scheduled search for the best location for each facility according to given information, the personnel is forced to continually go back and forth, from the archive to the computer to check the database, as no-one can pos-sibly keep the information about all monitored equipment in the head. Time wasted on moving and search for the necessary data takes at least 20 percent of the employees’ time (according to foreign estimates). That is, non-pro-duction costs are about six resource days per month or 70 resource days annually – this is a large figure, and the one that should attract attention of the management engaged in efficiency enhancement routines.

This means that practically any facility of oil and gas processing industry is facing the tasks of reducing the impact of human factor on the quality of monitoring and maintenance, and improving the operating efficiency of personnel.

Boosting the Performance GainsSignificant reduction of the resources used to main-

tain the normal functionality of equipment and engineer-ing systems could be achieved by improving the following processes:

Timely information to staff and management on the status of equipment, any critical situations and, conse-quently, prevention of accidents, malfunctions and their prompt removal as required.

Monitoring operators’ activities by reducing the pos-sibility of the following risks:

●

●

44

#4 April 2011


Oil&GasEURASIA

– information loss (for example, loss of paper scratch-pad or the lack of a uniform standard for recording the monitored and measured parameters);

– poor quality of work (i.e., careless writing in the scratch-pad);

– failure to perform the routine maintenance (due to lack of formal means of maintenance monitoring).

Easy access to operational information and documen-tation.

The Modern Answer: Computerized

Identification and Information Mobility

NEOLANT promptly responded to these market needs, unrolling its flagship information system based on the technology of automated identification and standing on the “three pillars”:

barcode or radio frequency tagging of the monitored objects;

portable data terminals for the automated tag recog-nition, obtaining and entering real-time the information on the monitored equipment and subsequent information transfer to specialized information systems;

software for consolidating and processing the data, including data visualization tools (e.g., 3D models and geo-graphic information systems).

The system provides ultimate control over the actions of operating personnel, the constant accumulation of rel-evant information about the equipment status, real-time expert access to all operational data independently of location.

●

●

●

●

ния и инженерных систем, можно благодаря повышению качества следующих процессов:

Своевременного информирования персонала и руко-водства о состоянии оборудования, возникновении кри-тических ситуаций и, следовательно, предотвращении ава-рий, неисправностей и их оперативного устранения при необходимости.

Контроля над деятельностью эксплуатационного пер-сонала благодаря снижению возможности возникновения следующих рисков:

– потери информации (например, из-за утери бумажного носителя или отсутствия единого стандарта записи контролируемых и измеряемых параметров);

– недостаточного качества выполнения работ (при-чиной может быть, например, невнимательность при запи-си на бумагу);

– невыполнения регламентных работ (из-за отсутс-твия формальных средств контроля выполнения меропри-ятий).

Организации удобного доступа к эксплуатационной информации и документации.

Современный ответ: автоматизированная

идентификация и «мобильная» информация

Компания «НЕОЛАНТ» оперативно отреагировала на потребности рынка и для использования вышеперечис-ленных резервов разработала информационную систему, основанную на технологии автоматизированной иденти-фикации объектов и «стоящую на трех китах»:

штриховой или радиочастотной маркировке объектов контроля;

мобильных терминалах сбора данных (ТСД) для авто-матизированного распознавания маркировки, получения и ввода информации о контролируемом оборудовании непосредственно «на месте» и ее последующей передачи в специализированные информационные системы;

программном обеспечении для консолидации и обра-ботки данных, в том числе инструментов их визуализации (например, трехмерных моделей и геоинформационных систем).

Система обеспечивает реальный контроль действий эксплуатационного персонала, постоянное накопление актуальной информации о состоянии оборудования, опе-ративный доступ специалиста в месте его текущего нахож-дения ко всем эксплуатационным данным.

Штриховое кодирование или радиочастотная

идентификация?

Рассмотрим подробнее, как функционирует техноло-гия автоматизированной идентификации.

Штрихкодовые метки (рис. 1) представляют собой зашифрованные в графическом виде идентификаторы оборудования. Специальная методика, по которой они изготавливаются и наносятся, позволяет достичь следую-щих результатов:

исключение дублирования;фактически неограниченный срок годности;возможность нанесения практически на любые повер-

хности;сохранность изображения в самых жестких эксплуата-

ционных условиях.

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

Fig. 1. Example of barcode tagging for a technological unit.

Рис. 1. Пример штрихкодовой маркировки технологического объекта.

●

●

Fig. 2. Data ter-minal with the soft-ware for monitoring the operational information

Рис. 2. Внешний вид ТСД с программным обеспечением для сбора эксплуатационной информации.

●

●

45




При применении радиочастотной идентификации (RFID – Radio Frequency IDentification) данные, хранящие-ся в так называемых RFID-метках, считываются и записы-ваются посредством радиосигналов. Технология позволяет решать более сложные задачи, чем штриховое кодирова-ние; RFID-метки более стойки к механическим воздействи-ям и загрязнению, работают на боCльших расстояниях от считывателя. Метки бывают различных видов: одни могут содержать только информацию, заложенную в них заво-дом-изготовителем, другие позволяют записать данные на оборудовании заказчика. Однако система RFID подвержена влиянию помех в виде электромагнитных полей.

Выбор между штриховым кодированием и радиочас-тотной идентификацией зависит от условий эксплуатации на предприятии каждого конкретного заказчика – у обеих технологий есть как плюсы, так и минусы, и они хорошо дополняют друг друга.

Для считывания штрихкодов и радиочастотных меток используется терминал сбора данных (ТСД) (рис. 2). Он представляет собой комбинацию карманного ПК и сканера, которая обеспечивает идентификацию технологических объектов, позволяет вводить текущие значения контроли-руемых параметров и хранить большие объемы информа-ции. ТСД имеют сенсорный экран, оснащены специали-зированным программным обеспечением от «НЕОЛАНТ», обладают значительным временем автономной работы (8-10 часов).

Как ведется работа в системе?Процесс выполнения регламентных обходов, осмот-

ров оборудования, планово-профилактических работ с использованием методики автоматизированной иденти-фикации (рис. 3) можно разделить на несколько этапов:

Перед началом осмотра специалист идентифицирует-ся в ТСД, указывая свое имя пользователя и пароль. Без про-хождения этой процедуры он не будет иметь возможности считывать штрихкодовые метки и, следовательно, вносить информацию.

ТСД запоминает дату и время осмотра.В процессе выполнения работ специалист считывает

штрихкодовые метки с помощью ТСД, где происходит их расшифровка – определяется класс оборудования или ком-понента и идентифицируется конкретный объект.

После этого ТСД предлагает ввести текущие значения контролируемых параметров оборудования, фиксирует их и обеспечивает доступ специалиста к информации об их изменении в прошлом.

После завершения обхода сотрудник устанавливает ТСД в стыковочную станцию, присоединенную к его персо-нальному компьютеру. С помощью специализированного модуля, разработанного «НЕОЛАНТ», данные автоматичес-ки переносятся в информационную систему, в которой будут произведены их анализ и обработка.

●

●

●

●

●

Barcodes or RFID?Let’s consider the functioning of automated identifi-

cation technology in detail.Barcode tags (Fig. 1) are graphically encoded IDs of

equipment. Special production and application method leads to the following results:

elimination of duplication;virtually unlimited shelf life;can be applied to almost any surface;tags remain intact in the harshest operating environ-

ments.In the application of radio frequency identification

(RFID) data stored in the so-called RFID-tags are read and written by radio signals. This technology can do more com-plex tasks than barcoding; RFID-tags are more resistant to mechanical stress and pollution, and can be picked off by a scanner from a larger distance. Tags come in various forms: some contain only information stored by the manufactur-er, others allow the customer to re-write data. However, the RFID system can be affected by electromagnetic fields.

The choice between the barcoding and RFID depends on the operating conditions at the customer’s plant - either technology has plus and minus points, and they comple-ment each other well.

To read barcodes and RFID tags, portable data termi-nals (Fig. 2) are used. The device, a combination of hand-held computer and scanner, guarantees the identification of the units, allows entering the current values of moni-tored parameters and storage of large amounts of informa-tion. The data terminals are equipped with touch screen, run NEOLANT-provided OS and have significant battery life (8-10 hours).

How Does the System Operate?Routine rounds, inspections, planned maintenance of

equipment with automated identification (Fig. 3) can be divided into several stages:

●

●

●

●

Fig. 3. Work with the automated identification technology.Рис. 3. Процесс работы с технологией автоматизированной

идентификации.

●

●

46

#4 April 2011


Oil&GasEURASIA

Before starting the inspection the specialist identifies himself in the data terminal by user name and password. Without this procedure, the terminal will be unable to scan the bar codes, and hence data entry would be impossible.

The terminal remembers the date and time of inspec-tion.

The expert reads and decrypts the bar code tags with the terminal, which defines the class of a unit or compo-nent and identifies the specific tag.

After that the terminal offers to enter the current values of monitored equipment parameters, stores the values and provides access to expert information on past changes.

After the round the employee puts the terminal back in docking station attached to a PC. With the help of NEOLANT specialized software the data gets automatically transferred into the information system for analysis and processing.

Further information can be printed or presented in any format: graphically, on technologic charts, in tables, reports, on the electronic map (GIS system) or on 3D model of the company, created by NEOLANT team.

Modern tag manufacturing technologies labels guar-antee certain properties – i.e., the tags are impossible to remove or change without breaking. To scan the barcode, the employee must be near the monitored unit, and data entry option is available only after scanning is complete. This excludes the possibility of fake reports records and guarantees completion of routine maintenance rounds. Also, employee identification in the system and stored date and time of the inspection round ensure personal respon-sibility of operating personnel.

Information at Your FingertipsAnother key advantage of automated identification

technology is that mobile terminals significantly reduce time while adding up to the comfort of a planned main-tenance. They allow storage and retrieval of information about the current state of company’s units, also giving the history of changes for monitored parameters and other data required by operators, up to route maps, guides and unit images.

All operating data and documentation collected in one device and available for reading at any location within the company on both HQ locations and in the field using secure Internet communication links. This means that personnel of operating units and services belongs to a sin-gle information space, to receives real-time information, updates it during the inspections, planned maintenance work, and does not waste time on unneeded movements within the company.

Monitoring Implies Visual ControlA single information space created in NEOLANT sys-

tem is supplemented by data visualization software - geo-graphic information systems (GIS) and informational 3D models. The latter represent a 3D models of company facili-ties linked to relevant operational information and docu-mentation; such models provide visual expert access to the data (by selecting objects on a 3D model). Visualization also helps business leaders to perceive information conve-niently and clearly, for real-time troubleshooting and for reducing the risks associated with the human factor.

●

●

●

●

●

●

В дальнейшем информация может быть выведена на печать и представлена в любом формате – в графическом виде, на плоских технологических схемах, в форме таблиц, отчетов, а также на электронной карте (геоинформацион-ной системе) или трехмерной модели предприятия, созда-ваемых специалистами «НЕОЛАНТ».

На сегодняшний день существуют технологии изго-товления меток с гарантийными свойствами – в этом случае их невозможно сорвать и перенести в другое место без повреждения. Поэтому для считывания штрихкода сотрудник обязан подойти к объекту мониторинга, и толь-ко после этого система позволит ему вносить данные. Тем самым исключается возможность фальсификации отчетов и гарантируется выполнение регламентных работ и осмот-ров оборудования. Кроме того, благодаря идентификации сотрудника в системе, фиксации даты и времени осмот-ра и внесенных изменений обеспечивается персональная ответственность эксплуатационного персонала.

Информация по месту нахожденияЕще одно важное достоинство технологии автоматизи-

рованной идентификации – мобильные ТСД значительно сокращают время и повышают удобство выполнения пла-ново-профилактических работ. Они позволяют хранить и получать информацию как о текущем состоянии техноло-гических объектов предприятия, так и об истории измене-ния контролируемых параметров, а также другие данные, необходимые эксплуатационному персоналу, вплоть до маршрутных карт, инструкций и изображений устройств.

Таким образом, все эксплуатационные данные и доку-ментация собраны в одном устройстве и доступны для чтения в любой точке предприятия – как на стационарных, так и на удаленных рабочих местах, организованных через защищенные каналы связи в сети Internet. Поэтому сотруд-ники эксплуатирующих подразделений и служб постоян-но находятся в едином информационном пространстве, оперативно получают информацию, обновляют ее при выполнении регламентных осмотров, планово-профилак-тических работ и не тратят время на лишние перемещения по предприятию.

Если контроль – то визуальныйЕдиное информационное пространство, созданное в

системе от «НЕОЛАНТ», дополняется программными средс-твами визуализации данных – геоинформационными систе-мами (ГИС) и информационными трехмерными моделями. Последние представляют собой 3D модели объектов пред-приятия с «привязанной» к ним эксплуатационной информа-цией и документацией и организуют визуальный доступ спе-циалистов к данным (путем выбора объектов на 3D модели). Кроме того, с их помощью руководители предприятий и под-разделений получают возможность удобного и целостного восприятия информации и оперативного принятия решений как для предотвращения и устранения неисправностей, так и для снижения рисков, связанных с человеческим фактором.

На 3D модели могут быть отражены самые различные данные, необходимые руководителю или технологу для ана-лиза работы энергетических объектов и систем, например:

система с помощью цвета автоматически сигнализи-рует цветом о невыполнении эксплуатационным персона-лом регламентных работ и др.;

система визуализирует состояние объекта, выделяя участки модели разными цветами (рис. 4) и т.д.

●

●

●

47




Использование для отображения информа-ции геоинформационных систем целесообразно при необходимости получения комплексного представле-ния о состоянии обору-дования на протяженных территориях или в контек-сте его географического расположения.

Задачи решены!Использование тех-

нологии автоматизиро-ванной идентификации в процессе эксплуатации и обслуживания технологи-ческих объектов помогает:

предотвратить ава-рии, неисправности или своевременно их устра-нить, благодаря визуализа-ции состояния объектов в информационной системе и сигнализации в случае возникновения критичес-ких ситуаций;

избежать потери информации, благодаря ее сбору сразу в электрон-ном виде непосредственно на месте мониторинга;

проконтролировать выполнение регламент-

ных работ, благодаря, во-первых, невозможности срыва или переноса меток, а во-вторых – визуальной сигнализа-ции о подобном инциденте с помощью 3D модели;

обеспечить качественное выполнение работ, благода-ря персональной ответственности каждого сотрудника за выполненное им действие и мгновенному доведению дан-ных до сведения руководителя через 3D модель;

обеспечить удобный доступ к эксплуатационной информации, благодаря организации оперативного полу-чения данных в любой точке предприятия через мобиль-ные устройства,систематизации и хранению эксплуатаци-онных данных в электронном виде в единой информаци-онной системе, визуализации на 3D моделях или ГИС.

«НЕОЛАНТ» осуществляет полный цикл работ по созданию системы автоматизированной идентификации объектов: разработку технического задания, определение оптимальной технологии создания меток, настройку, внед-рение, обучение персонала, маркировку объектов, поставку оборудования, создание 3D моделей, ГИС и т.д. Поскольку на каждом предприятии существуют свои задачи, то специ-алисты компании разрабатывают, дополняют и адаптиру-ют решение, исходя из конкретной ситуации.

Благодаря технологии автоматизированной иденти-фикации заказчики «НЕОЛАНТ» получают решение целого комплекса стоящих перед ними задач – снижение влия-ния человеческого фактора на качество мониторинга и обслуживания систем и объектов предприятий и повыше-ние эффективности работы эксплуатационного персонала одновременно.

●

●

●

●

●

3D model can reflect in a variety of data required by the manager or a technologist for the analysis of energy facili-ties and systems, such as:

the system uses color coding to indicate non-performance of a routine maintenance by the oper-ating personnel, etc.;

the system visual-izes the state of the facil-ity, using color coding for highlighting segments of the model (Fig. 4), etc.

Usage of GIS systems to display information is advisable if the manager needs a comprehensive understanding of the status of equipment on large territories, or in geo-graphical context.

The Problem SolvedAutomated identifi-

cation technology helps to:

prevent accidents and failures while ensur-ing timely repairs due to visualization of objects’ state in the information system and emergency alarm;

avoid loss of information due to data collection in electronic form directly at the location;

monitor the implementation of routine maintenance – tags are impossible to remove or change without break-ing; also, there is visual alarm encoded into the 3D models;

ensure the quality of work through personal responsi-bility of each employee for their work of action and instant data transfer to the mangers via the 3D model;

provide convenient access to operational informa-tion through organization of operational data acquisition anywhere within the enterprise via mobile gadgets, orga-nization and storage of operational data electronically in a single information system, and rendering with the use of 3D models or GIS systems.

NEOLANT proposes a complete cycle of works on cre-ation of an automated identification system, from devel-opment of technical specifications, and to determine the optimal tag technology, customization, implementation, personnel training, tagging, equipment supply, creating 3D models, GIS networks, etc. Because each enterprise is unique, the company’s specialists develop, implement and adapt their solutions based on the specific situation.

Using the technology of automated identification, NEOLANT customers get a solution to the complex chal-lenges they face – reducing the impact of human factor on the quality of monitoring and maintenance within the enterprises while improving the operating efficiency of personnel.

●

●

●

●

●

●

●

48 Oil&GasEURASIA

Common sense in Russia says that if Russian Deputy Prime Minister Igor Sechin resigns as chair of the Rosneft board of directors, the company will loose a

very powerful political heavy-weight.But oil industry professionals see things differently:

many oil and gas companies in Russia are presided over or chaired by political figures, not oilmen and this, the oilmen say, harms the industry’s overall performance.

“There too many political appointees and because of them it we don’t calculate oil production correctly and don’t drill for oil in the right places. I think this situation will come back to haunt us someday,” one former Russian oil company executive requesting to remain anonymous in order not to harm his ties with industry bureaucrats, told Oil and Gas Eurasia.

Sechin, a military translator by background who worked in senior positions in Vladimir Putin’s presidential administration is expected to leave his chair at Rosneft as a part of current Russian President Dmitry Medvedev’s attempts to ease the grip politics has on state-owned cor-porations.

Many industry observers note that leading energy industry institutions are presided over by bureaucrats who have no background or experience in the industry.

Gazprom is chaired by Alexei Miller, an economist by trade. The Energy Ministry which oversees the sector, is headed by Sergei Shmatko whose career path included a stint as an auditor in a German company and a post in a state company which built nuclear power plants abroad.

Former Prime Minister Mikhail Kasyanov said in the book he published in 2009 that Putin took Miller from St. Petersburg, because of his personal loyalty. “He was not ready to run such a big and serious company as Gazprom,” Kasyanov said commenting on Miller’s political appoint-ment at Gazprom. Miller replaced the industry heavyweight Rem Vyakhyrev.

Boris Nemtsov, a former deputy prime-minister in mid-1990s, said that in the current political environment Putin prefers political appointees. According to Nemtsov, “His (Putin’s) aim is not to develop business, but to put his people in place running companies. He doesn’t need pro-fessionals, just men he can trust.”

Nemstov said that when he was a political appointee at the helm of the Fuel and Energy Ministry for a brief time in 1997, he relied on his deputies who were “economists and energy professionals.”

В России говорят, что если вице-премьер Игорь Сечин оставит свой пост председателя совета директоров «Роснефть», компания потеряет свое сильное политичес-

кое влияние.Однако специалисты в нефтедобывающей отрасли вос-

принимают ситуацию иначе: много компаний нефтегазового сектора России возглавляются политиками, а не специалиста-ми своего дела, что плохо сказывается на эффективности таких компаний, сообщают они.

Согласно изданию «Нефть и газ Евразия», один из бывших управленцев в отрасли, пожелавший остаться неизвестным для сохранения своих связей, заявил, что «в секторе слишком много политических назначений, из-за чего мы не можем ни правильно выбирать места для добычи, ни правильно оцени-вать ситуацию».

Сечин, военный переводчик по специальности, зани-мавший высокие должности в администрации президента Владимира Путина, вероятно, оставит пост председателя совета директоров «Роснефти» из-за инициатив действующего прези-дента РФ Дмитрия Медведева по разрушению связей политики и государственных монополий.

Многие обозреватели отмечают, что основные организа-ции в секторе энергетики управляются бюрократами, не имею-щими ни образования, ни опыта работы в этой отрасли.

«Газпром» возглавляет Алексей Миллер, финансист. Министерство экономики, управляющее сектором, возглавляет Сергей Шматко, опыт которого ограничивается работой ауди-тором в одной немецкой компании и должностью в государс-твенной компании, занимавшейся строительством атомных станций за рубежом.

Экс-премьер-министр Михаил Касьянов в своей книге, вышедшей в свет в 2009 году, рассказал, что Путин пригласил Миллера из Санкт-Петербурга исключительно по личным сооб-ражениям. «Он не был готов управлять такой большой и серьез-ной компанией, как „Газпром“», – прокомментировал Касьянов политическое назначение Миллера главой «Газпрома». Миллер заменил на своем месте специалиста высочайшего уровня Рема Вяхирева.

Борис Немцов, занимавший пост вице-премьера в сере-дине 1990-х, заявил, что нынешнее политическое окружение Путина склонно осуществлять именно политические назна-чения. По словам Немцова, «его (Путина) цель – не развивать бизнес, а ставить нужных людей на руководящие должности; ему нужны не профессионалы, а люди, которым он может доверять».

Также Немцов сообщил, что когда он сам был полити-ческим назначенцем на должности министра топлива и энер-

POLITICS AND POLICY

Alexander Braterskiy Александр Братерский

Where Have All the Oil Men Gone? Wherever They Went, They’re Not in Top Management

А где же нефтяники?Где бы они ни были, в руководстве нефтяных компаний их нет

49


ПОЛИТИКА


гетики непродолжительное время в 1997 году, он полагался на своих заместителей, «профессиональных экономистов и энергетиков».

Со слов экспертов, работавших еще в советское время, тогда занять пост главы Министерства энергетики было невоз-можно, не имея связей в этом секторе. Валентин Шашин, министр топливной промышленности СССР с середины 1960-х до конца 1970-х годов, всю жизнь работал только в сек-торе нефти и газа.

In Soviet times, no one could possibly become the head of the energy ministry head with no ties to the indus-try, several industry experts who worked during that era said. Soviet oil and gas minister Valentin Shashin who served on his post in mid 1960s until the end of the 1970s spent his entire career in oil and gas.

Today only one MP in the Russian parliamentary energy committee in the state Duma is the graduate of an oil and gas university. All the other MPs on the commitee,

Official / Персона Position / Занимаемая должность Education / Образование

Sergei Shmatko Сергей Шматко

Minister of Energy Министр энергетики

Mathematics and Mechanics, Political Economy Departments of Ural State University, the Higher Academic Courses of the Military Academy

at the General Staff of Armed Forces of Russian Federation Математико-механический факультет, факультет политэкономии

Уральского государственного университета, Высшие академические курсы Военной академии Генштаба ВС РФ

Igor Sechin Игорь Сечин

Deputy Prime Minister, the supervisor of Energy segment in the government,

chairman of Rosneft’s board Вице-премьер, куратор ТЭК в

правительстве, председатель совета директоров компании «Роснефть»

Leningrad Zhdanov’s University, specialist in Romance philology, teacher of French and Portuguese

Ленинградский университет им. Жданова, филолог-романист, преподаватель французского и португальского языков

Alexei Miller Миллер Алексей

Deputy Chairman of the Board of Directors, Chairman of the Management

Committee of Gazprom Председатель правления

ОАО «Газпром», заместитель председателя совета директоров ОАО

«Газпром»

Leningrad Voznesensky’s Financial-Economic Institute, Ph.D. in economics

Ленинградский финансово-экономический институт им. Н.А. Вознесенского, кандидат экономических наук.

Yuri Trutnev Трутнев

Юрий

Minister of Natural Resources Министр природных ресурсов

Perm Polytechnic Institute, specializing as mining engineerDuring the student’s practice worked as assistant driller

Пермский политехнический институт, специальность «горный инженер»

Во время студенческой практики работал помощником бурильщика

Vladimir Kirillov

Владимир Кириллов

Head of the Natural Resources Monitoring Service

Руководитель службы по надзору в сфере природопользования

Higher Frontier Military-political KGB School, Lenin Military and Political Academy, North-West Professional Center

Высшее пограничное военно-политическое училище КГБ СССР, Военно-политическая академия им. В.И. Ленина, Северо-Западный

кадровый центр

Sauat Mynbaev Сауат

Мынбаев

Minister of Energy and Mineral Resources of Kazakhstan

Министр энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан

Lomonosov’s Moscow State University, specializing as computer-aided economist

Московский Государственный университет имени Ломоносова, специальность – экономист-кибернетик

Yuri Boiko Юрий Бойко

Fuel and Energy Minister of Ukraine Министр топлива и энергетики

Украины

Mendeleyev’s Moscow Chemical-Technological Institute (engineer, chemical engineer)

East-Ukrainian University (BA engineer-economist).Московский химико-технологический институт

им. Д.И. Менделеева (инженер, химик-технолог)Восточно-Украинский университет (бакалавр, инженер-экономист)

Gulomjon Ibragimov

Гуломжон Ибрагимов

Deputy Prime Minister of Uzbekistan, supervisor of Fuel and Energy segment

Заместитель премьер-министра Узбекистана, курирует ТЭК

Automation engineer, Tashkent Polytechnic Institute, M.Sc. Инженер по автоматизации, Ташкентский политехнический

институт, кандидат технических наук

Traicho Traykov Трайчо Трайков

Minister of Economy, Energy and Tourism of Bulgaria

Министр экономики, энергетики и туризма Болгарии

University of National and World Economy, specializing in international relations

Университет национальной и мировой экономики, специальность «международные отношения»

50

#4 April 2011

POLITICS AND POLICY

Oil&GasEURASIA

including the chairman have backgrounds in math, econo-my or even aviation.

Irina Shavinskaya, a recruitment expert with Consort Consulting Group told Oil and Gas Eurasia that leadership skills and “connections within the apparatus” are more important than a professional background in terms of get-ting a position in a Russian ministy.

Shavinskaya, who calls Anatoly Chubais a successful manager of the now-defunct RAO Energy, added that, over-all, Russian officials working in the oil industry are “behind their foreign colleagues”.

Some experts argue that although the trend to install political appointees to oversee the energy sector is in fact evident in Russia, the country is merely following the trend set in the United States which also puts oil outsiders in charge of affairs.

The post of Secretary of Energy was established in 1977 by the Jimmy Carter administration and was chaired by James R. Schlesinger, an economist and a former Secretary of Defence. No subsequent energy secretary has had a back-ground in energy either.

George W. Bush’s nomination of Samuel Bodman as Secretary of Energy in 2004 provoked serious conster-nation among energy experts who said that Bodman lacked knowledge of the industry. Bodman himself told reporters that the job “in many ways combines all aspects of my life’s professional work.” He was appar-ently referring to his early work as a teacher of chemical engineering in MIT and his work for several chemical companies.

While the political factor remains a priority in finding the right man to handle the job in the ministry or a con-nected agency, finding quality personnel is a hard task.

Igor Yurgens, the head of the INSOR think-tank whose board of trusties is chaired by President Medvedev, said that the critical situation with experienced energy profes-sional might force state-owned oil companies to find them abroad. “Twenty years of de-industrialisation left us with no choice,” he said.

Most students who want to pursue careers in the oil industry are motivated by the financial benefits alone: “They have heard the world “oil” and their eyes go wide,” said Valentin Belkov, a dean of of the transport, oil and gas faculty at Omsk state university.

His words were echoed by a 2009 survey of 900 Higher School of Economics students who named Gazprom and the presidential administration among the 30 most prestigious companies in which they might seek to work.

Still, having a job in a prestigious company is often not the measure of a good resume, but of powerful con-nections. “We had a guy who was a former DJ and he was put in charge of the department. But I would say that in general to be an effective manager, you don’t need to be an atomic industry expert,” a former employer of the company, which is affiliated with the Rosatom atomic agency, said.

Shavinskaya concured that it is indeed difficult to find technical experts. She said that Russian educational stan-dards cannot be compared with the international ones in the area.

“As a result, our students become lower level special-ists whose qualification is not up to the international stan-dards,” she said.

Сегодня лишь один член парламента в Комитете по энергетике Госдумы является выпускником РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Остальные, включая председателя, по обра-зованию математики, экономисты и авиаторы.

Ирина Шавинская, эксперт по найму консалтинговой группы «Консорт», сообщила журналу «Нефть и газ Евразия», что для получения должности министра в правительстве РФ навыки лидерства и «связь с госаппаратом» важнее професси-ональных данных.

Шавинская, считающая Анатолия Чубайса успешным управленцем уже не существующей РАО «Энергия», отмети-ла, что российские официальные лица в нефтедобывающей отрасли «сильно уступают своим зарубежным коллегам».

Тем не менее, ряд экспертов отмечают, что, несмотря на сложившуюся тенденцию политических назначений в энер-гетике в России, наша страна следует примеру США, где тоже ведущие должности занимают не специалисты в отрасли.

В США должность министра энергетики появилась в 1977 году благодаря администрации Джеймса Картера, и занял ее Джеймс Р. Шлезингер, экономист и экс-министр обороны. Никто из последующих министров энергетики также не был энергетиком по специальности.

Джордж Буш в 2004 году министром энергетики назначил Самуеля Бодмана, чем вызвал серьезные опасения у экспертов, отмечавших, что у Бодмана нет необходимых знаний в данной отрасли. Сам Бодман заявил репортерам о том, что в новой должности он «во многом будет использовать приобретенные профессиональные навыки». По-видимому, речь в данном слу-чае шла о работе преподавателем химических технологий в Массачусетском технологическом институте и должностях в нескольких компаниях химической промышленности.

Пока политический фактор остается приоритетным в кадровом вопросе в министерстве или связанных с ним учреж-дениях, поиск квалифицированного персонала остается слож-ной задачей.

Игорь Юргенс, глава Института современного развития ИНСОР, опекаемого президентом Медведевым, отметил, что критическая ситуация с опытными профессионалами в сфере энергетики может заставить государственные компании искать кадры за рубежом. «Двадцать лет деиндустриализации не остав-ляют нам выбора», – сказал он.

Большинство студентов, желающих строить свою карьеру в нефтяной промышленности, мотивированы только финан-совым аспектом: «Они слышат слово „нефть“, и у них глаза заго-раются», – отметил Валентин Белков, декан факультета транс-порта, нефти и газа Омского государственного университета.

Его слова подтверждаются опросом 2009-го года среди 900 высших школ экономики, студенты которых назвали «Газпром» и Администрацию президента среди 30 самых престижных потенциальных мест работы, где они хотели бы работать.

Однако на данный момент не сильное резюме позволяет устроиться на престижную работу, а хорошие связи. «У нас когда-то отдел возглавил бывший ди-джей. Хотя я скажу, что в целом, чтобы быть эффективным руководителем, не надо быть экспертом в атомной промышленности», – отметил бывший сотрудник компании, аффилированной с корпорацией по атомной энергии «Росатом».

Шавинская подтверждает, что найти технических экспер-тов действительно трудно, и что российские стандарты образо-вания в отрасли просто несопоставимы с международными.

«В результате из наших студентов мы получаем некон-курентоспособных молодых специалистов, уровень кото-рых намного ниже международных стандартов», – резюми-ровала она.

52 Oil&GasEURASIA

According to the International Energy Agency (EIA), the world will see an increase in oil consumption, which would require almost 50 percent oil production growth

by 2025 [1]. The increase in global oil consumption will be linked to environmental assessments of the nuclear power industry in aftermath of the tragedy in Japan. From this point of view, oil production in Russia is becoming increasingly important.

Russia ranks first globally in oil production, but an analy-sis of international data on Russian proven oil reserves shows that the industry has only 17 years’ worth of production left [2]. Note that Russian estimates of oil reserves are somewhat higher than international assessments.

Though Russian subsoil legislation requires the most complete exhaustion of oil deposits (i.e., the highest possible value of recovery factor), the “Energy Strategy of Russia until 2030” (ESR-2030) proposes the following recovery factor as an indicator of the strate-gic development of the oil industry: 2008 (actual) – 0.3; on the 1st stage (2013-2015) – 0.3-0.32; on the 2nd stage (2020-2022) – 0.32 -0.35; by 2030 – 0.35-0.37 [3].

These figures are low. The values of recovery achieved by Western coun-tries, which are much higher, must be the benchmark for similar deposits in Russia [4].

In author’s opinion, the oil recovery factor should be a national priority for

По данным Международного энергетического агентства (EIA), рост потребления нефти в мире потребует почти 50%-го увеличения нефтедобы-

чи к 2025 году [1]. Увеличение мирового потребления нефти будет связано с экологической оценкой допусти-мости атомной энергетики в связи с трагедией в Японии. Поэтому объемы добычи нефти в России приобретают все большее значение.

Россия занимает первое место в мире по добыче нефти, но анализ международных данных по обеспеченности России доказанными запасами нефти составляет 17 лет [2]. Отметим, что российские оценки запасов нефти несколько больше международных оценок.

Хотя российское законодательство о недрах требу-ет наиболее полного извлечение нефти (т.е. обеспече-ние наиболее высокого из возможных значение КИН), в «Энергетической стратегии России на период до 2030 года»

(ЭСР-2030) в качестве индика-тора стратегического развития нефтяного комплекса предус-мотрена следующая динамика КИН: 2008 год (факт) – 0,3, за 1-й этап (2013–2015 годы) пла-нируется достичь КИН=0,3-0,32, за 2-й этап (2020–2022 годы) – 0,32-0,35, к 2030 году планиру-ется достичь КИН=0,35-0,37 [3].

Данные показатели невысо-ки. Значительно более высокий КИН, достигаемый западными странами, является ориентиром для аналогичных месторожде-ний в России [4].

NANOTECHNOLOGY

Alexander Khavkin, Institute of Oil and Gas Problems, Russian Academy of Sciences

Хавкин Александр Яковлевич, ИПНГ РАН

Nanotechnology to Boost Oil Recovery in Russia Up to 60-65 Percent Нанотехнологии помогут обеспечить повышение нефтеотдачи в России до 60-65%

Author’s Bio | Об авторе Alexander Khavkin – doctor of technical sci-

ences, senior researcher at the Institute of Oil

and Gas Problems of the Russian Academy of

Sciences, Professor UdSU and Gubkin RSU of

Oil and Gas, Honorary Oil Professional of the

Russian Federation, winner of the UNESCO

medal “For Contribution to the Development of

Nanoscience and Nanotechnology.”

Хавкин Александр Яковлевич – доктор

технических наук, главный научный

сотрудник Института проблем нефти и газа РАН, профессор УдГУ и РГУ

нефти и газа им. И.М. Губкина, Почетный нефтяник РФ, лауреат медали

ЮНЕСКО «За вклад в развитие нанонауки и нанотехнологий».

53


НАНОТЕХНОЛОГИИ


По мнению автора, КИН должен быть национальным приоритетом России. Для обеспечения высоких КИН следует углубленно изучать особеннос-ти вытеснения нефти из продуктивных пород, прежде всего, на наноуровне [2, 5, 6], поскольку эффективность нефте-вытеснения определяется наноразме-рами: поверхность пор имеет наномет-ровую шероховатость, а смачивающие свойства пород определяются имен-но шероховатостью. Иными словами, регулирование свойств нефтегазовых пластов на уровне электрических вза-имодействий, смачивания, изменения структуры минералов (размеры кото-рых 20-40 нанометров), решаются с применением технологий управления наноявлениями (нанотехнологий).

Поэтому нефтяная наука, ставящая своей целью рациональную разработ-ку углеводородных залежей, являюща-яся частью наук о Земле, и объединя-ющая такие научные дисциплины, как геология, математика, физика, химия, имеет свой специфический объект исследований – физико-химические

наноявления в геологических телах, пластовых флюидах и промысловом оборудовании, который охватывает как сами наноявления, так и способы их учета при геолого-гидроди-намических и технико-экономических расчетах разработ-ки и эксплуатации нефтегазовых залежей [2, 5, 6].

К нанотехнологическим мероприятиям увеличения нефтеотдачи (НТМУН) относятся мероприятия (способы, методы), механизм которых определяется наноразмерны-ми явлениями или при которых применяются нанораз-мерные частички. К НТМУН, в первую очередь, относятся технологии на основе воздействий температурными и физическими полями, а также биовоздействий. Группа технологий на основе применения химических и газовых агентов, имеющих наноразмерный механизм воздействия на пластовые системы, также относятся к НТМУН [2, 5, 6]. Приведем некоторые примеры современных НТМУН [2, 6].

1. Одной из проблем нефтегазовой отрасли явля-ется сохранение коллекторских свойств призабой-ной зоны скважин после технологических операций (по смене насоса, проведения ОПЗ, глушения скважин на определенное время, других). Потери производи-тельности скважин при каждой такой операции могут достигать 20-30%. Разработанная гидрофобная эмульсия, стабилизированная наночастичками, позволяет полу-чить плотность за счет изменения процентного содер-жания утяжеляющих добавок в водной фазе в диапазоне 1 050-1 500 кг/м3, обладает высокой устойчивостью во време-ни (более 40 сут), термостойкостью до +80 ºС, термостабиль-ностью более 50 ч, низкой температурой застывания (менее −8 СºС).

2. Нарушение герметичности цементного кольца при-водит к преждевременному попаданию в продукцию сква-жин подошвенных вод, газо-водо-нефтеперетокам, загрязне-нию горизонтов с пресной водой и т.п. Добавление в цемент нанодисперсных модификаторов позволяет повысить про-чность бетонов и пенобетонов в 1,5-2 раза. Преимущества нанобетонов обусловлены особой структурой, формиру-

Russia; detailed studies of oil displacement, primarily at the nano-level, should be carried out to ensure high recovery factors [2, 5, 6]. The point is that oil displacement efficiency depends on structures at nano-levels: the surface has nano-metric roughness, and are defined precisely by roughness. In other words, the challenges for controlling the deposit properties at the level of electrical interactions, wetting, and changes in the mineral structure (sizes 20-40 nm) are solved by applying the technologies of nano-events man-agement (nanotechnologies).

Petroleum science, being an integral part of Earth Sciences, seeks to rationalize the development of hydro-carbon deposits aided by such disciplines as geology, math-ematics, physics, chemistry, using a specific object of study – physical and chemical nano-events in geological bodies, formation fluids and industrial equipment, – which covers both nano-events and the way they are recorded in geo-logic-hydrodynamic and techno-economic calculations for development and operation of hydrocarbon deposits [2, 5, 6].

Nanotechnology operations for enhanced oil recov-ery (NTOEOR) include operations (methods, techniques) governed by nanoscale phenomena, or which employ nanoscale particles. The NTOEOR include, first of all, technologies based on application of thermo and physi-cal fields, as well as biological substances. This group also includes technologies based on chemical and gaseous agents with nanoscale impact on the reservoir systems [2, 5, 6]. Some examples of modern NTOEOR include: [2, 6]

1. One problem in the oil and gas industry is retaining the reservoir features of the bottom zone after produc-tion operations (pump change, BHT, timed well-kills, etc.). Every such operation can reduce well productivity by 20-30 percent. Hydrophobic emulsion enriched with nano-par-ticle stabilizers boosts the density by changing the percent-age of heavier additives in the water phase in the range of 1,050-1,500 kg/cu.m and has high temporal stability (over

Fig. 1. Change in the hydrogeological characteristics of gas well bottomhole zone after injection of foam systems: a) before the BHT; b) after the BHT.

Рис. 1. Изменение гидрогеологических характеристик призабойной зоны газовой скважины после закачки пенных систем: а) до ОПЗ; б) после ОПЗ.

●

●

54

#4 April 2011

NANOTECHNOLOGY

Oil&GasEURASIA

40 days), up to +80 С heat resistance, more than 50 hrs thermal stability, and a low pour point (below –8 С).

2. Leakage of cement sheaths leads to premature access of bottom water into the production, gas-water-oil crossflow, pollution of fresh water horizons, etc. Adding nano-dispersive modifiers to cement can enhance the strength of concrete and foam concrete 1.5-2 times. Advantages of nano-con-crete conditioned on the specific structure formed by self-organization of cement stone at nanoscale levels. Proposed by the author com-bination of magnetic treatment for nano-concrete boosts quality of the material another 1.5-2 times.

3. Foam systems stabilized by nanoparticles have proven highly effective in reducing the water cut in oil and gas production wells. In the oil industry, this technology has been used in a number of Russian oil fields and has proved highly effective, achieving 15-20 percent reduc-tions in water cuts and 1.5-1.7 times oil production growth, as well as providing 500-10,000 tons of extra crude per treated well.

This technology (Fig. 1) was applied at the Urengoi gas field at 5 prematurely flooded wells for sand ingress pre-vention. The technological effect amounted to 16 million cubic meters per well.

4. Thermogenerator systems are used for the thermo-chemical treatment of the bottomhole formation zone. Exothermic reaction of metal particles and alkali or acids produces up to 4,000 kcal per kilo of metal. In order for such systems to get deep into oil reservoir, size of the metal particles must be less than 50 nm, which is achieved by their encapsulation.

5. Flooding is the most common domestic technolo-gy of oil displacement. Studies show that usage of special agents that sustain the per-meability levels by prevent-ing expansion (dispersion) of clay ensures retention or restoration of permeability after its fall [2, 6]. The con-ducted experimental field tests of this nanotechnol-ogy (NTOEOR) showed an increase in injection capacity rates by average 27 percent [6, 7] (Fig. 2). Experiments show that the use of clay sta-bilizers significantly (10-15 points) increases the rate of oil displacement, resulting in 0.08-0.10 better oil recovery [6, 8].

емой вследствие самоор-ганизации цементного камня на наноуровне. Предложенная автором комбинация магнитной обработки нанобетонов улучшает их качество еще в 1,5-2 раза.

3. Пенные систе-мы, стабилизированные наночастичками, ока-зались высокоэффек-тивным направлением снижения доли воды в добываемой продукции как нефтяных, так и газо-вых месторождений. На нефтяных месторожде-ниях эта технология при-менялась на ряде россий-

ских месторождений и показала высокую эффективность: снижение обводненности составляло 15-20%, увеличение дебитов по нефти – 1,5-1,7 раз, технологический эффект – 0,5-10 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на одну обработанную скважину.

На газовом месторождении (Уренгойском) эта техно-логия (рис. 1) применялась на пяти скважинах для предо-твращения пескопроявлений из-за преждевременного их обводнения. Технологический эффект составил 16 млн м3 на одну скважину.

4. Для термохимического воздействия на призабой-ную зону пласта применяются термогенерирующие сис-темы. Экзотермической реакции частиц металла и щелочи или кислоты происходят с выделением тепла в количест-вах 4 000 ккал/кг металла. Для подачи этих систем вглубь нефтяного пласта размеры частиц металла должны быть менее 50 нм, что обеспечивается специальным их капсули-рованием.

5. Заводнение является самым распространенным в России методом вытеснения нефти. Как показали исследова-

ния, применение специальных реагентов, препятствующих падению проницаемости за счет набухания (диспергирова-ния) глин, позволит сохранить или восстановить проницае-мость после ее уменьшения [2, 6]. Были проведены опытно-промысловые испытания этой нанотехнологии (НТМУН), показавшей увеличение коэф-фициента приемистости сква-жин в среднем на 27% [6, 7] (рис. 2). Результаты экспериментов показали, что применение гли-ностабилизаторов значитель-но (на 10-15 пунктов) увеличи-вает коэффициент вытеснения нефти, что приведет к росту КИН на 0,08-0,10 [6, 8].

Промысловые исследова-ния показали, что достигаемый КИН существенно зависит от коэффициента глинистости

1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

0 2 4 6

Кгл, %

k/k0

Fig. 2. The dependence of injection capacity growth k/k0 from the bed shaliness coefficient Kgl.

Рис. 2. Зависимость прироста приемистости k/k0от коэффициента глинистости пласта Кгл.

●

●

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0 20 40 60 80 100

1

2

3

4

F, %

КИН

Fig. 3. The dependence of oil recovery factor KIN from water cut F on sites 1-4 of Romashkinskoye field with different Kgl: 2.4% (1), 3.6% (2), 4.2% (3), 5.6% (4).

Рис. 3. Зависимость КИН от обводненности F по участкам 1-4 Ромашкинского месторождения с разным Кгл: 2,4% (1), 3,6% (2), 4,2% (3), 5,6% (4).

●

●

55


НАНОТЕХНОЛОГИИ


коллектора Кгл: при увеличении глинистости коллектора с 2,5% до 5,5% значение достигнутого КИН при тех же услови-ях уменьшается с 0,6 до 0,2 [6, 9] (рис. 3). При глинистости 3-4% значение достигнутого КИН составляет 0,40-0,50. Значит, уменьшение влияния глин на проницаемость пластов (за счет НТМУН) приведет к росту нефтеотдачи.

Таким образом, при использовании НТМУН можно снизить влияние минерализации воды на проницаемость. Применение НТМУН, регулирующих поведение глин, поз-волит даже для низкопроницаемых пластов увеличить КИН до 0,40-0,45, хотя при заводнении таких объектов при любых затратах достичь КИН более 0,25 не удастся [2, 6].

В мире уже существует огромное поле НТМУН, обеспе-чивающих КИН более 0,4 при себестоимости $15 за баррель [2]. Поскольку в цене российской нефти себестоимость составляет 25% [10], то при цене нефти выше $60 за бар-рель достижение КИН более 0,4 становится рентабельным. Массовое применение НТМУН еще более рентабельно и даст самую быструю и самую максимальную финансовую отдачу из всех направлений капиталовложений, повысит эффективность отрасли и КИН. Поэтому стратегической целью нефтяной отрасли должно быть массовое примене-ние уже разработанных НТМУН для повышения ее энер-гоэффективности и опытно-промышленная апробация новых НТМУН [2, 5].

В ЭСР-2030 для уже открытых месторождений на тер-ритории России должны быть следующие ориентиры по КИН: как минимум 0,35 к 2013 году, 0,4 – к 2020 году, 0,5 – к 2030 году.

Научный потенциал КИН за счет НТМУН в России сле-дующий: для активных запасов КИН может быть увеличен на 0,15-20 – до 0,6-0,7, для трудноизвлекаемых запасов на 0,25-0,35 – до 0,40-0,55. В этом случае, значения КИН соста-вят 0,4 к 2013 году, 0,45 к 2020 году, 0,6-0,65 к 2030 году [2, 5]. Годовые объемы добычи нефти в России при этом могут быть увеличены.

Литература1. Миловидов К.Н., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтегазообеспечение глобальной экономики: Учебное пособие // М., ЦентрЛитНефтеГаз, 2006, 400 с.2. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член-корр. РАН Г.К.Сафаралиева // М.-Ижевск, ИИКИ, 2010, 692 с. 3. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // Интернет, 2009, http://www.inreen.org.4. Лаверов Н.П. Топливно-энергетические ресурсы // Вестник РАН, 2006, т. 76, № 5, с.398-408.5. Хавкин А.Я. КИН должен быть национальным приоритетом России // Бурение и нефть, 2011, № 2, с.10-12.6. Khavkin A.Ya. Nanotechnologies of Oil&Gas Recovery // IEA, EOR-2007, Offshore EOR, Technology and Economy, 04-07 September 2007, Vedbaek, Denmark, F2, 9 p.7. Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. Особенности регулирования свойств глинистых минералов // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Тр. 12-го Европейского симпозиума, Казань, 2003, с.552-557.8. Применение технологии глиностабилизации в НГДУ Азнакаевнефть / Хусаинов В.М., Хавкин А.Я., Петраков А.М., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения. Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ, нефтехимия – 2001», Казань, 2001, с.73-74.9. Исследования влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу / Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и др. // Нефтяное хозяйство, 2001, № 8, с.41-43.10. Из чего складывается мировая цена российской нефти марки Urals // Аргументы и факты, 2008, № 43, 22-28 октября 2008г., с.16.

Field studies indicate that achieved recovery factor largely depends on the shale volume factor Кgl: in the same environment, increasing shale content from 2.5 percent to 5.5 percent leads to falling oil recovery factor (from 0.6 to 0.2) [6, 9 ] (Fig. 3). Shale content of 3-4 percent means oil recovery factor of 0.40-0.50. Hence, reducing the influ-ence of clays on the permeability of the reservoir (due to NTOEOR) will increase oil recovery.

Thus, application of NTOEOR can reduce the effect water salinity has on the permeability factor. Application of NTOEOR for clay behavior control will boost oil recovery factor even for low-permeability reservoirs up to 0.40-0.45 – in the same scenario, usage of the flooding technologies will result recovery factor of only up to 0.25, regardless of costs invested [2, 6].

There is already a huge number of NTOEOR applica-tions which guarantee recovery factor of over 0.4 at a pro-duction cost of $15 per barrel [2]. And since production costs make 25 percent of the price of Russian oil [10], the prices above $60 a barrel make 0.4 recovery factor profitable. Mass application of NTOEOR even more cost-effective and will provide the fastest and highest financial return compared to other investment areas, increasing both efficiency of the industry and the recovery factor. Therefore, mass applica-tion of already developed NTOEOR to improve production efficiency, as well as pilot testing of new NTOEOR [2, 5], must become the strategic goals of the oil industry.

The ESR-2030 must include the following guidelines for oil recovery factor, for domestic discovered fields: at least 0.35 by 2013, 0.4 by 2020, 0.5 by 2030.

The scientific potential of the NTOEOR-enhanced oil recovery factor is as follows: for active stocks, the recovery factor can be increased by 0.15-0.20 to 0.6-0.7, for difficult stock – by 0.25-0.35 to 0.40-0.55. In this case recovery factor values will reach 0.4 by 2013, 0.45 by 2020, 0.6-0.65 by 2030 [2, 5].

Naturally, annual crude oil production in Russia could be increased.

References1. Milovidov K.N., Korzhubaev A.G., Eder L.V. Oil and gas supplies for global economy: Textbook // M. TsentrLitNefteGaz, 2006, 400p.2. Khavkin A.Ya. Nano-events and Nanotechnology in Oil and gas Production // ed. by Safaraliev G.K., associate fellow of RAS. 3. Russia’s Energy Strategy up to 2030 // Internet, 2009, http://www.inreen.org.4. Laverov N.P. Fuel and energy resources, Vestnik RAN, 2006, v. 76, No.5, p.398-408.5. Khavkin A.Ya. Oil Recovery Factor should be a national priority of Russia // Drilling and Oil, 2011, No.2, p.10-12.6. Khavkin A.Ya. Nanotechnologies of Oil and gas Recovery // IEA, EOR-2007, Offshore EOR, Technology and Economy, 04-07 September 2007, Vedbaek, Denmark, F2, 9p.7. Khavkin A.Ya., Sorokin A.V., Tabakaeva L.S. Specifics of controlling the properties of clay minerals // Enhancing oil recovery. Developing difficult oil reserves. Works of 12th European Symposium, Kazan, 2003, p.552-557.8. The use of clay stabilization technology in Aznakaevneft / Khusainov V.M., Khavkin A.Ya., Petrakov A.M., Sorokin A.V., Tabakaeva L.S. // The latest methods of enhanced oil recovery – theory and practice of application. Abstracts of scientific-practical conference of the VIII International exhibition “Oil, Gas, Petrochemicals – 2001”, Kazan, 2001, p.73-74.9. Studies of the influence of deposit shale content on oil recovery/ Akhmetov N.C., Khusainov V.M., Salikhov I.M. et al // Neftyanoe Khoziastvo, 2001, No.8, p.41-43.10. What is included in the international price of Russian oil grade Urals // Arguments and Facts, 2008, No.43, 22-28 October 2008., p.16.

ADVERTORIAL SECTION

Energy sector, particularly oil and gas industry, is the key factor in the development of the national economy. Many upstream projects, including some major fields, run jointly with for-eign partners and use foreign investment. This puts certain bounds on design and operation

of such projects, as seen, for example, in the environmental impact assessment (EIA) process. Such social and environmental assessment is a vital ingredient of positive funding decisions by interna-tional financial institutions, and is the subject of state examination in Russia; without a nod from such commission, just as without funding, these projects are just paperwork.

This setup stimulates the subsoil users to pay extra attention to environmental and social assess-ments, which is undoubtedly positive. Yet this positive on the first glance situation has a number of potential problems. The first problem lies in the difference between environmental assessment methods in Russia and the Equator Principles adopted and used in industrialized countries (EU, US, Canada). As a result, in order to secure the foreign financing the subsoil user is forced to con-duct international ESHIA – Environmental, Social and Health Impact Assessment, but the assess-ment based on domestic standards is also required – to get the needed approvals and positive con-clusion of the state examinations. This means spending several times the required money, man-power and time. The situation hampers the efficiency of oil&gas segment and leads to unnecessary waste of resources.

Moreover, subsoil user faces the challenge of Contractor selection to conduct an impact assess-ment. FRECOM Ltd. is among the few Russian companies skilled in development of OVOS according to Russian requirements and ESHIA in compliance with international standards. Such skills allow to produce aligned impact assessment documents based on integrated and systematic approach.

Given that the development of oil&gas industry in the coming decades is the key to the success-ful growth of the Russian economy, there is a pressing need in favorable working conditions in this sphere both for Russian and foreign companies. Optimization of the EIA process and its harmoniza-tion with international requirements is one of the steps towards this goal.

Russian EIA ProcedureTo date the Russian Federation has no methodology for social and environmental assessment.

Currently, following the requirements of the City Development Code of the Russian Federation from 29.12.2004 No.190-FZ and the Governmental Decree of 16 February 2008 No.87 “On composing design documentation charters and on requirements to their content” (hereinafter – the Decree on the Composition of Design Documentation), the project shall include the section “List of environmen-tal protection measures”. Yet the above regulations specify neither guidelines for developing such section nor requirements for its content. The decrees regulate only overall composition of the sec-

Важнейшим фактором развития национальной экономики является развитие энер-гетического сектора, а в частности, нефтегазовой отрасли. Значительное количест-во нефтегазовых проектов, в том числе освоение крупнейших месторождений, осу-

ществляется с участием иностранных партнеров и с привлечением иностранных инвести-ций. Этот факт накладывает определенные особенности на сам процесс проектирования и ведения работ.

В значительной степени это касается процесса оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС). Именно социально-экологическая оценка является определяющим факто-ром при принятии решения международными финансовыми институтами о финансирова-нии деятельности, и именно такая оценка является предметом государственных экспертиз в Российской Федерации, без положительного заключения которых, как и без финансирова-ния, проект не может быть реализован.

Все это стимулирует недропользователей уделять большее внимание вопросам охраны окружающей среды и социальным оценкам, что несомненно является позитивным момен-том. Однако, положительная с первого взгляда ситуация несет в себе ряд скрытых проблем. В первую очередь существует проблема отличия принципов и методики оценки воздействия на окружающую среду в Российской Федерации от принятых и применяемых в промышлен-но развитых странах (ЕС, США, Канада). В итоге, для получения финансирования от иностран-ных инвесторов недропользователь вынужден проводить социальную и экологическую оцен-ку в соответствии с международными требованиями (ESHIA – Environmental, Social and Health Impact Assessment), а для того, чтобы получить необходимые согласования и положительные заключения государственных экспертиз в России, необходимо разрабатывать ОВОС в соот-ветствии с требованиями российского законодательства. Как следствие, приходится затрачи-вать в несколько раз большее количество финансовых средств, трудовых ресурсов и времени. Данная ситуация снижает эффективность работы нефтегазового сектора и приводит к неоп-равданному расходованию ресурсов.

Кроме того, недропользователь сталкивается и с проблемой выбора подрядчика на выполнение оценки воздействия. ООО «ФРЭКОМ» - одна из немногих российских компаний, обладающих опытом разработки и ОВОС по российским требованиям и ESHIA – по междуна-родным требованиям. Такой опыт позволяет на основе комплексного и системного подхода создать согласованные между собой документы по оценке воздействия.

Учитывая, что развитие нефтегазовой отрасли на ближайшие десятилетия является зало-гом успешного роста российской экономики, возникает острая необходимость в создании благоприятных условий для работы в этой сфере как российским, так и иностранным участ-никам. Одним из шагов к этому будет являться оптимизация процесса ОВОС и гармонизация его с международными требованиями.

Российская процедура ОВОСНа сегодняшний день в Российской Федерации отсутствуют должные методические осно-

вы социально-экологической оценки. В настоящее время в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса Российской Федерации от 29.12.2004 №190-ФЗ и Постановления Правительства РФ от 16 февраля 2008 г. N 87 “О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию” в составе проектной документации должен быть разработан раздел «Перечень мероприятий по охране окружающей среды». Однако в указанных норма-тивных документах отсутствуют методические рекомендации по разработке этого раздела и требования к его содержанию. Постановлением регламентирован лишь краткий состав раз-дела. До внесения изменений в Градостроительной кодекс РФ в рамках проектной докумен-тации необходимо было разрабатывать раздел «Охрана окружающей среды». Данный раздел разрабатывался в соответствии со СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согла-сования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зда-ний и сооружений рекомендациями, изложенными» и Пособием к СНиП 11-01-95 по разработ-ке раздела проектной документации “Охрана окружающей среды” (Москва, 2000). В настоящее время СНиП 11-01-95 отменен. Таким образом, четкий алгоритм ОВОС в отечественной норма-тивно-правовой базе должным образом не отражен.

Этапы оценки воздействия описаны в Положении об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации (утв. Приказом Госкомэкологии РФ от 16 мая 2000 г. № 372) (Далее – Положение об ОВОС). Однако более чем за 10 лет нормативно-правовая база в области охраны окружающей среды и экспертизы претерпела значительные изменения. Как следствие, Положение об ОВОС действует лишь в части, не противоречащей нормам, установленным в более позд-них нормативных документах. Другой документ аналогичного предназначения до сих пор не разработан.

Одной из проблем является вопрос о рассмотрении в материалах ОВОС альтернативных вариантов деятельности. В современной нормативно-правовой базе отсутствуют требова-ния по рассмотрению альтернативных вариантов реализации проекта. До недавнего времени данный факт не имел значения, так как в соответствии с нормативными требованиями аль-тернативные варианты должны были рассматриваться на предпроектной стадии, а именно –

5656 Oil and gasEURASIA

Environmental Impact Assessment: Domestic vs. International ApproachОценка воздействия на окружающую среду: отечественный и международный подходы

Kryvonos Eugenia Valentinovna, head of FRECOM public relations, marketing and legal support department

Евгения Валентиновна Кривонос, начальник отдела по связям с общественностью, маркетингу и юридическому сопровождению ООО «ФРЭКОМ»

ENVIRONMENTAL PROTECTIONENVIRONMENTAL PROTECTION


ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

tion. The “Environmental Protection” section should have been developed prior to any changes to the City Development Code of the Russian Federation. This section was drafted in line with construction code SNiP 11-01-1995 “Instruction on the development, coordination, approval and content of proj-ect documentation for construction of enterprises, buildings and facilities as per provided recommen-dations” and Handbook to the SNiP 11-01-95 on developing “Environmental protection” section of design documentation (Moscow, 2000). Currently SNiP 11-01-95 is repealed. Which means that the domestic regulatory framework has no proper implementation of clearly defined EIA algorithm.

Stages of impact assessment are described in the Regulations on Environmental Impact Assessment of planned economic and other activities on the environment in the Russian Federation (approved by the Decree of the State Environmental Committee No. 372 of Russian Federation of 16 May 2000) (hereinafter – the EIA Regulation). However, over the past 10 years the legal and regu-latory framework for the environment protection and expertise has changed significantly. As a con-sequence, the EIA Regulations apply only insofar as they do not contradict the standards outlined in later regulations. To date, no other relevant document has been developed.

Consideration of project alternatives in the OVOS section is one of the problematic issues. The current legal framework is lacking requirements to consider project alternatives. Until recently, this fact did not matter as regulatory requirements dictate that the alternatives should be considered at pre-project stage – at the feasibility study stage, to be precise. Earlier, development of design doc-umentation was done on the basis of approved (validated) studies of construction investments or other pre-project materials (in line with SNiP 11-01-1995).

However, after the adoption of the Federal Law No.184-FZ “On technical regulation” of 15 December 2002, SP and SNiP construction regulations, just as other standardization papers, are only advisory and applied voluntarily.

As a result, there is now no need for compulsory development of Declaration of Intentions (DoI) and Justification of Investments (JoI) pre-design documentation as one of the stages of the invest-ment project. And after the adoption of the Federal Law No. 232-FZ of 18 December 2006 “On amendments to the Urban Planning Code and certain legislative acts of the Russian Federation”, the list of facilities obligatory for State Expertise has been changed considerably. Pre-design documen-tation (DoI and JoI) is also deleted from the list.

On the one hand, this setup simplifies the process of obtaining building permits and shortens the timeframe from conception to implementation of the development project. However, on the other

на стадии обоснования инвестиций (ОИ). А разработка проектной документации осуществля-лась уже на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство или иных предпроектных материалов (в соответствии со СНиП 11-01-95).

Однако, после принятия Федерального закона от 15 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техни-ческом регулировании» СП и СНиПы, как и прочие документы в области стандартизации, имеют лишь рекомендательный характер и применяются добровольно.

Вследствие этого отпала и необходимость обязательной разработки предпроект-ной документации (Декларация о намерениях (ДОН) и ОИ) как одного из этапов реали-зации инвестиционного проекта. А после принятия Федерального закона от 18.12.2006 № 232-ФЗ «О внесении изменений в Градостроительный кодекс РФ и отдельные зако-нодательные акты РФ» значительно изменился и перечень объектов, подлежащих госу-дарственной экспертизе. Из перечня была исключена и предпроектная документация (ДОН и ОИ).

С одной стороны, внесение вышеуказанных изменений упростило процесс получения разрешения на производство работ и сократило период с начала разработки проектной документации до начала реализации. Однако, с другой стороны, исключение предпроект-ной документации из объектов экспертизы отменило обязательный характер разработки предпроектной документации. Все это понизило эффективность предварительного контро-ля безопасности: замечания, полученные в результате экспертизы предпроектной докумен-тации, помогали избежать аналогичных ошибок в проекте, разработка которого занимает больше времени и финансовых средств.

Опыт компании ФРЭКОМ показывает, что в сфере проведения ОВОС в РФ сложилась неоднозначная ситуация: все документы, содержащие детальные рекомендации к прове-дению ОВОС либо отменены, либо устарели и не соответствуют современной нормативной базе. Новые же аналогичные документы не разрабатываются. Последние изменения приве-ли к тому, что из процесса ОВОС, по сути, был исключен важнейший этап – оценка альтерна-тивных вариантов реализации проектов, который ранее проводился в рамках ОВОС в соста-ве обоснования инвестиций. Кроме того, современные реалии таковы, что для получения иностранных инвестиций недропользователь вынужден разрабатывать два комплекта доку-ментации, в силу несоответствия российских требований к проведению оценки международ-ным стандартам.

5858 Oil&GasEURASIA

ENVIRONMENTAL PROTECTIONENVIRONMENTAL PROTECTIONADVERTORIAL SECTION

hand, removal of pre-project documentation from the list of assessment requirements revoked the mandatory nature of pre-design documentation. All this reduced the efficiency of preliminary safety control: earlier, comments from pre-project documentation assessment helped to avoid similar mis-takes in the actual project, which requires more time and money.

As FRECOM experience confirms, the situation with domestic EIA – OVOS is controversial: all documents containing detailed EIA recommendations either canceled or outdated and do not meet the modern regulatory framework. New documents of this type are not developed. The latest chang-es mean that the EIA process, in fact, excludes the key stage – assessment of alternatives, which ear-lier was a part of feasibility study EIA. Moreover, to get foreign investments, nowadays subsoil user is forced to develop two documentation sets due to non-compliance or Russian requirements with international impact assessment standards.

International EIA ProcedureThe main international instruments regulating the social and environmental assessment are the

Equator Principles and the requirements of the World Bank (WB), in particular – the International Finance Corporation (IFC) and the European Bank for Reconstruction and Development (EBRD). These requirements are similar and rely on international best practice in the sustainable develop-ment field. International financial institutions have developed specific requirements on key environ-mental issues that are mandatory for social and environmental assessment of the project.

These requirements are not completely similar to each other, but key general aspects are typical for international approach to environmental assessment. First of all this is a need to consider poten-tial alternatives of the planned economical activity, focusing on biodiversity protection and conserva-tion, assessment of cumulative and transboundary impacts. Besides that, special attention to human rights protection, health and safety of population and personnel, as well as public consultations and consideration of public view, primarily with respect to indigenous peoples and minorities rights, is typical for all international guidelines.

It should be noted that international practice includes project ranking procedure. In line with EBRD Environmental and Social Policy, this is done for due consideration of potential environmental and social impacts and problems associated with the proposed project, as well as for determination of nature and scope of environmental and social aspects required for each project, levels of infor-mation disclosure and interaction with stakeholders, considering the nature, location, environmental sensitivity and scope of the project, as well as the nature and seriousness of the associated potential environmental impacts and problems.

International vs. Russian EIA ProcedureTherefore it is clear that domestic system of environmental assessment needs optimization and

reformation, in particular harmonization with international requirements. In view of this, basic differences between Russian and international requirements to impact

assessment and its outputs shall be identified in the first turn. These differences could be clearly seen by comparing the requirements to the scope of OVOS

and its rough structure with those to ESHIA. Key differences in approaches and criteria for environmental impact assessment according to

Russian and international requirements are represented in the table.Despite the fact that Russia’s approach to social and environmental assessment is different in

methods, approaches and key focuses, a comparison shows that domestic and foreign procedures are pretty much similar and could be harmonized.

Domestic OVOS procedure shall adopt a number of approaches from the international ESHIA. We believe that harmonization of domestic and international approaches require the following steps:

To develop an actual instructive and methodical guidelines for OVOS;To include an assessment of the planned activity impact upon the climate, as well as GHG

emissions assessment, both baseline (pre-investment) level and GHG emissions after Project imple-mentation;

OVOS assessments should not be limited to certain environments, flora and fauna, but also identify potential consequences from the Project for biodiversity;

When developing impact mitigation measures, one shall relay on the Best Available Technologies, but not on declared, often inaccessible, standards;

To develop the grievance mechanism.However, attention must be paid not to lose Russia’s own experience in assessing the environ-

mental impacts, not to exclude the existing traditional regulations as it seems counter-productive to revoke these in favor of international demands. Such requirements are sometimes more strict but at the same time they give a guarantee of greater environmental security in the implementation of planned activities.

Updating and harmonization of the Russian environmental assessment system in line with inter-national requirements will bring social and environmental assessment in Russia to a new level of quality, also easing the work on investments, design, consultation and making the operation of ener-gy sector more efficient and less costly.

●

●

●

●

●

Международная процедура ОВОСОсновными международными документами, регламентирующими проведение социаль-

но-экологической оценки, являются Экваториальные принципы, требования Всемирного банка (ВБ), в частности - Международной финансовой корпорации (МФК), и Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР). Эти требования схожи и соответствуют передовой международной практике в области устойчивого развития. По ключевым экологическим вопросам, которые должны быть в обязательном порядке изучены в процессе социально-экологической оценки, международными финансовыми институтами разработаны конкрет-ные требования к разработке проекта.

Эти требования одинаковы не во всем, однако, существуют ключевые аспекты, в целом характерные для международного подхода к экологической оценке. Прежде всего – это необ-ходимость рассмотрения возможных альтернативных вариантов намечаемой деятельности, особое внимание защите и сохранению биологического разнообразия, оценка кумулятив-ных и трансграничных воздействий проекта. Кроме того, для всех международных методик свойственно уделять значительное внимание вопросам защиты прав человека, здоровью и безопасности населения и персонала, а также консультациям с общественностью и учету его мнения, прежде всего в части соблюдении прав коренных и малочисленных народов.

Хотелось бы отметить, что в международной практике принято ранжировать проекты. В соответствии с Экологической и социальной политикой ЕБРР это делается с тем, чтобы учесть масштабы потенциальных экологических и социальных последствий и проблем, свя-занных с предлагаемым проектом; а также определить характер и масштаб требуемых по каждому проекту проработки экологических и социальных аспектов, обнародования инфор-мации и взаимодействия с заинтересованными сторонами, принимая во внимание характер, место размещения, экологическую чувствительность и масштабы проекта, а также характер и серьезность связанных с ним потенциальных экологических последствий и проблем.

Сравнение международной и российской процедуры ОВОС

Исходя из вышеизложенного становится ясно, что отечественная система экологической оценки нуждается в оптимизации и реформировании, в частности, гармонизации с между-народными требованиями.

С этой целью необходимо в первую очередь выявить основные различия в российских и международных требованиях к оценке воздействия и к результатам такой оценки.

Такие отличия можно наглядно увидеть, сопоставляя требования к составу ОВОС и его примерную структуру с аналогичными требованиями к ESHIA.

Ключевые различия в подходах и критериях при проведении оценки воздействия на окру-жающую среду между российскими и международными требованиями приведены в табли-це.

Несмотря на то, что в российском и международном подходе к социальной и экологичес-кой оценке существуют определенные отличия в методике и ключевых акцентах, сравнение показывает, что в принципе они довольно схожи, поэтому представляется возможным гар-монизировать эти процедуры ОВОС.

В российской процедуре ОВОС необходимо заимствовать ряд международных подходов к социально-экологической оценке. Полагаем, что на пути гармонизации отечественного и международного подходов необходимо сделать следующие шаги:

Разработать актуальную инструктивно-методическую документацию для проведения ОВОС;

Включить в процедуру ОВОС проведение оценки воздействия намечаемой деятельности на климат, а также оценку как исходного (прединвестиционного) уровня выбросов парниковых газов, так и уровня выбросов парниковых газов после завершения проекта;

Оценивать в рамках ОВОС не только воздействие на конкретные природные среды, флору и фауну, но и выявлять потенциальные последствия, которые проект может иметь для биоразнообразия;

При разработке мер по предотвращению и уменьшению загрязнения основываться на наилучших существующих технологиях, а не на предписанных, зачастую недостижимых нормах;

Разработать механизм подачи и рассмотрения жалоб от общественности со стороны недропользователей.

Однако важно не утерять накопленный в России опыт по оценке воздействия на окружаю-щую среду, не исключить существующие исторически сложившиеся требования, от которых нецелесообразно отказываться в пользу международных. Такие требования порой более строгие, но при этом они дают гарантию большей безопасности при реализации намечаемой деятельности для окружающей среды.

В целом, обновление и гармонизация российской системы экологических оценок с между-народными требованиями выведет социально-экологическую оценку в России на новый качес-твенный уровень, облегчит работу по получению инвестиций, проектированию, согласованию и сделает работу в нефтегазовом секторе более эффективной и менее затратной.

●

●

●

●

●

Многофункциональная установка для приготовления растворов «БПР-4»

Эффективность и качество процессов приготовле-ния технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин различ-

ного назначения, во многом зависят от оборудования, которое используется при этом.

Нами разработан и освоен в производстве новый многофункциональный блок «БПР-4», общий вид кото-рого представлен на рис. 1.

Блок «БПР-4» предназначен для приготовления буровых и тампонажных растворов, гидрофобных эмульсионных систем, технологических жидкостей любого состава.

Блок «БПР-4» может эксплуатироваться самостоя-тельно, либо в сочетании с другими установками.

Многофункциональность блока позволяет эффек-тивно использовать его не только в нефтегазовой отрас-ли, но и в строительной и химической промышленности (пенобетоны, известковые растворы, краски, лаки и т.д.), сельскохозяйственной индустрии (приготовление рас-творов и эмульсий химических удобрений).

В нефтегазовой промышленности блок «БПР-4» может успешно использоваться вместо морально уста-ревшей глиномешалки типа «МГ2-4Х».

Комплектность и конструктивное исполнение «БПР-4» обеспечивает его многофункциональность и ряд преимуществ при эксплуатации, а именно:

– Минимальное время для монтажа и демонтажа блока.

– Форма днища и расположение всасывающего тру-бопровода обеспечивают полное опорожнение емкости.

– Перемешиватели типа «ПЛМ», в отличие от «ПБР-7,5» и «ЦСЗ-3000ЭУК», обеспечивают интенсивное перемешивание раствора не только в горизонтальной, но и в вертикальной плоскости. При этом исключается образование застойных зон и расслоение раствора.

– Энергосберегающий диспергатор «ДШМ-100» поз-воляет обеспечить быстрое и качественное измельче-ние и активацию твердой фазы растворов (бентонито-вый глинопорошок, цемент, полимерные реагенты).

– Приготовление стабильных гидрофобных эмуль-сионных растворов при установке на блок диспергатора гидравлического «ДГ-40».

– Механизация ввода сыпучих и жидких материалов из любой тары (мешки, контейнеры, бочки) путем уста-новки гидросмесителя СГМ-100 с переносной ворон-кой. Гидросмеситель устанавливается непосредственно на емкости и соединяется с переносной воронкой спе-циальным резинотканевым материалопроводом. Такое расположение гидросмесителя и воронки исключает слив на почву и потерю раствора из сливной линии гид-росмесителя.

– Габаритные размеры блока позволяют транспорти-ровать его любым видом транспорта, в том числе авто-мобильным и вертолетным.

– По желанию заказчика на блок может устанавли-ваться дизель-генераторная станция, наличие которой обеспечивает полную автономность работы блока.

– Для повышения мобильности работы блок «БПР-4» может быть установлен на шасси автомобиля или прицепа.

Техническая характеристика «БПР-4» приведена в таблице.

На протяжении последних лет блок «БПР-4» успеш-но эксплуатируется нами при реализации различных технологических процессов. Как показала практика, он наиболее эффективен для приготовления небольших объемов технологических растворов, например:

– Приготовление водных растворов химических реа-гентов, например, полимерных (КМЦ, биополимеров и т.п.). После ввода полимера в воду и прокачки смеси

в течение двух-трех циклов через диспергатор «ДШМ-100» обеспечивается полное растворение полимера.

– Установка цементных мостов, когда требуется пор-ционно приготовить небольшой объем (2-4 м3) тампо-нажного раствора.

– Порционное приготовление тампонажного раство-ра небольшого объема для крепления «хвостовика» при бурении боковых стволов скважины.

– Приготовление гидрофобных эмульсий в качест-ве жидкостей глушения и блокирующих составов при КРС.

– Приготовление технологических жидкостей раз-личного состава для КРС (консервационные жидкости, пакерные и надпакерные системы и т.п.).

На применение «БПР-4» имеется разрешение Федеральной службы по экологическому, технологи-ческому и атомному надзору и сертификат соответс-твия.

В соответствии с пожеланиями и требованиями заказчика, в конструктивное исполнение и состав блока «БПР-4» могут быть внесены изменения и дополнения, которые обеспечат наиболее технологичный и эконо-мически выгодный вариант работы оборудования.

Пример обозначения при заказе: Блок приготовле-ния растворов и спецжидкостей «БПР-4» ТУ 3661-003-10147164-04.

За справками обращаться: ООО «НПК „ЭКСБУР-К“» E-mail: [email protected]

ООО «Компания „Техномехсервис“» E-mail: [email protected]

В.М. Миненков (генеральный директор ООО «НПК „ЭКСБУР-К“»)С.В. Мищенко (инженер ООО «Компания „Техномехсервис“»)

№ Наименование показателя Величина показателя

1 Полезный объем емкости, м3 от 2,0 до 6,0

2Характеристика электронасосного агрегата:

подача, м3/часнапор, м

установленная мощность, кВт

75-10030

30-37,5

3Гидросмеситель «СГМ-100»:

подача, м3/часдавление, МПа

высота самовсасывания материалов смесителем (м) не менее

1000,3-0,4

5

4Диспергатор низкого давления «ДШМ-100»:

пропускная способность, л/срабочее давление, МПа

400,3-0,4

5Диспергатор гидравлический «ДГ-40»:

пропускная способность, л/срабочее давление, МПа

404,0-6,0

6 Полная установленная мощность, кВт 30-37,5

7 Габаритные размеры, см,(в скобках указана высота в транспортном положении)

не более6 000 х 2 500 х 3 800 (2 500)

8 Масса, кг не более 6 000

Рис. 1. Блок БПР-4.●


ОБОРУДОВАНИЕОБОРУДОВАНИЕРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

6060 Oil&GasEURASIA

ОАО «Мотор Сич» : высокотехнологичные решения для газовой промышленности

Открытое акционерное общество «Мотор Сич» - современное многопрофильное наукоемкое предприятие по разработке

и производству современных газотурбинных двигателей и энергетических установок. ОАО «Мотор Сич» предлагает самые современные промышленные газотурбинные приводы, газо-турбинные электростанции, газоперекачиваю-щие агрегаты нового поколения, и теплоэнер-гетические комплексы.

С целью сохранения и расширения пози-ций на рынке газотурбинных электростан-ций и газоперекачивающих агрегатов, ОАО «Мотор Сич» с одной стороны постоянно модернизирует серийно выпускаемые энергети-ческие установки, а с другой - проводит работы по созданию и освоению новых их образцов.

Работы осуществляются на основании результатов постоянного мониторинга эксплу-атации газотурбинных электростанций и газо-перекачивающих агрегатов с учетом послед-них достижений науки и техники, последних тенденций в развитии газотурбинных техноло-

гий, а также на основании результатов систе-матизации и анализа требований и пожеланий потенциальных заказчиков.

Причем, модернизации подвергаются базо-вые модификации энергоустановок различ-ных типов и на их основе создаются семейства установок, обладающие различными эксплуа-тационными свойствами.

При создании новых систем и сборочных единиц энергетических установок особое вни-мание уделяется их унификации и модульнос-ти конструкции, что снижает:

сроки и стоимость проектирования;затраты на освоение производства; себестоимость энергетических установок; сроки монтажа оборудования на месте эксплуатации;расходы на транспортировку.

В настоящее время закончена модерниза-ция и освоено производство электростанции “Мотор Сич ПАЭС-2500Г-Т10500/6300”, явля-

●

●

●

●

●

ющейся преемницей множества модификаций электростанций мощностью 2,5 МВт, изготав-ливавшихся в течение последних десятилетий.

Разработана конструкторская докумен-тация на двухтопливную электростанцию «Мотор Сич ПАЭС-2500Д», в которой приме-няется успешно прошедший испытания газо-турбинный привод ГТЭ-МС-2,5Д номиналь-ной мощностью 2,5 МВт, работающий на газо-образном или жидком топливе, а также на их смеси, с возможностью автоматического пере-хода или по команде оператора с одного топли-ва на другое без снятия нагрузки и остановки электростанции.

Блочно-транспортабельные элек-тростанции ЭГ 6000МС, ЭГ 7000МС иЭГ 8000МС характеризуются использованием в них современных высокоэкономичных газо-турбинных приводов ГТЭ-6,3/МС, ГТЭ-8/МС,ГТЭ-8,3/МС, выполненных по трехвальной схеме со свободной турбиной.

EQUIPMENTEQUIPMENT

Статья предоставлена ОАО «Мотор Сич»

ADVERTORIAL SECTION

Богуслаев В.А. – председатель совета директоров ОАО «Мотор Сич»●

Двухтопливная электростанция «Мотор Сич ПАЭС-2500Д●

Одна из последних прорывных разработок предприятия - самая эффективная на сегод-няшний день технология GTL (газ в жид-кости) переработки сланцевого, природно-го и попутного газа в синтетическое топли-во. В этой работе использован достигнутый на сегодняшний день мировой опыт, опыт рос-сийских и украинских ученых и, значительно превосходит существующие на сегодняшний день мировые аналоги. Уникальная техноло-гия, реализованная в конструкции комплек-са, решает проблему очистки, осушки и пере-работки газа в мобильных блочно-модульных комплексах, своего рода передвижных газо-перерабатывающих заводах. Особенностью проекта является возможность размеще-ния комплексов по использованию природ-ного и попутного нефтяного газа непосредс-твенно на месторождениях, в местах добычи природного и попутного нефтяного газа или в местах сжигания попутного нефтяного газа, как на действующих, так и на вновь осваи-ваемых месторождениях: газовых, нефтяных, газонефтяных, газоконденсатных, нефтегазо-конденсатных, сланцевых. Комплексы также могут быть размещены на нефтеперерабаты-вающих и газоперерабатывающих заводах.

Энергетической основой комплекса являют-ся газотурбинные электростанции производс-тва ОАО «Мотор Сич». В зависимости от рас-полагаемых объемов газа, потребности в теп-

ловой и электрической энергии на нефтяных и газовых месторождениях, заказчикам пред-лагается три метода переработки газа. Во-пер-вых, это производство тепловой и электричес-кой энергии на газотурбинных электростан-циях. Во-вторых, получение синтетического топлива путем газохимической переработки газа по GTL технологии. В-третьих, совместная газохимическая переработка газа и выработка тепловой и электрической энергии.

В настоящее время специалисты ОАО «Мотор Сич» работают над проектом качествен-но нового энергетического комплекса использу-ющего в качестве топлива смесь из природно-го и генераторного газа, который получается при утилизации твердых бытовых отходов и отходов хозяйственной деятельности растительного про-исхождения.

Данный комплекс будет вырабатывать 2,5 МВт электрической и 5,6 Гкал/час тепловой мощности и перерабатывать в сутки до 40 тонн отходов предназначенных для утилизации.

Произведенная энергия будет использоваться для обеспе-чения внутренних потреб-ностей предприятия или прилегающего жило-го массива.

Планируется раз-работка комплекса мощностью 8 МВт

с возможностью получения до 9 и 18 Гкал/час тепловой энергии соответственно.

Внедрение предлагаемых технологий поз-воляет одновременно решить две проблемы: очистить значительные территории от отходов и уменьшить расходы на приобретение топли-ва для получения электрической и тепловой энергии.

В последнее время в связи с ростом цен на традиционные энергоносители возникла необ-ходимость в создании электроустановок на возобновляемых источниках энергии. Для этих целей были разработаны автоматические вет-роэлектростанции «Мотор Сич ВЭС-5». Они предназначены для автоматического энерго-обеспечения индивидуальных или корпора-тивных потребителей бесперебойным элек-тропитанием. Станции могут использоваться на горных пастбищах, в дальних хозяйствах, на погранзаставах, на базах лесников, вахто-виков, рыбаков и т.д. Наличие аккумуляторных батарей обеспечивает электропитание потре-бителей при отсутствии ветра.

Товарный знак ОАО «Мотор Сич» – символ конкурентоспособной продукции, экономич-ной и надежной, востребованной на мировых рынках. Система качества предприятия сер-тифицирована Бюро Веритас Сертификейшн на соответствие международным требовани-ям ISO 9001.

ОАО «Мотор Сич» занимает достойное место среди поставщиков современного оборудова-ния для топливно-энергетического комплекса. Предприятие может предоставить целый ряд сов-ременных высокоэффективных газотурбинных промышленных приводов, выполнить полный комплекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агрегатов, обеспечить пос-тавку широкой гаммы экономичных и надежных приводов газотурбинных электростанций.

Надеемся, что новая продукция производс-тва «Мотор Сич» поможет специалистам энер-гетической отрасли сэкономить энергию и сохранить экологию.

ОАО «Мотор Сич»пр. Моторостроителей, 15,

г. Запорожье, 69068, УкраинаТел. (38061) 720-47-77Факс (38061) 720-58-85

E-mail: [email protected]

Газотурбинный привод ГТЭ-8/МС●


ОБОРУДОВАНИЕОБОРУДОВАНИЕРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Блочно-транспортабельная электростанция ЭГ 6000МС●

ADVERTORIAL SECTION

Oil&Gas Eurasia: What role does geosteering play in E&P? Can it boost technical and economic performance in the field?

Orlando Ramirez: Over the recent years, the existing structure of global oil&gas industry has increasingly come to rely on cutting-edge technologies in geophysics and exploration. Particular attention is paid to highly efficient geosteering research. Parameters, measured by now-extensively employed gyroscopic inclinometers, are more precise and independent of Earth’s geomagnetic field. Gyroscopic inclinom-eters tailored to provide sustainable data and indicate the true azimuth. The mea-surements improve the well targeting precision of the project, giving better bot-tom-hole locations and preventing well interference for better recovery efficiency, in parallel cutting the post-drilling costs. Geosteering is successfully used in drill-ing, exploration, for relief wells, lateral holes on depleted fields, orientation of bot-tom-hole motors, gusseting, slot-making.

OGE: For how long has the Stockholm Precision Tools AB been using geosteer-ing technologies? What successes has the company achieved in this area?

Ramirez: SPT AB was founded in 1996 in Malmberget town lying in the north of Sweden. General customers were the LKAB Group of companies , the SKANSKA concern and the state-owned company SKB. Our company took part in some of the most important projects in Sweden; 25% of all raised funds we invested in R&D for instrument production techniques and gyroscopy. Very soon, our company entered the global market where we started to receive orders from the majors in oil, gas and mining sectors. Currently we enjoy extensive customer base in over 25 countries, as well as rep offices in Australia, Bulgaria, Canada, Iceland and Finland.

OGE: Is it true that equipment manufactured by Stockholm Precision Tools AB helped to find and subsequently rescue the 33 miners in the San-Jose mine, in Chile? Can this experience be used for rescue operations in other countries and regions?

Ramirez: Yes, absolutely. Our gyroscope is a unique device which reads out the three-dimensional position of a downhole in relation to the geographical north. In other words, in conditions of emergency circumstances which took place it was necessary to define actual azimuth (direction of the well) providing the high degree of accuracy for which purpose our gyroscope was applied. As Chile Mining Industry Minister Laurence Golborne – who participated in the search – said in an interview: “If the accuracy of the Swedish company SPT’s equipment had not been so high, it would have been impracticable to find the 33 trapped miners!”

This experience can and should be used when performing rescue operations in any country or region. Our gyro inclinometer may even contribute to discovering incorrect paths in mining facility, therefore it is very important to carry out all mea-surements in advance to prevent re-drilling because it would cost too much.

OGE: It’s been leaked that the company Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) intends to open a rep office in Russia. What would be its business, where it would be located and what amount of investments will be required for its estab-lishment?

Ramirez: To make it more clear why our company is going to open business in Russia, let me say a couple of words about myself. I was born in Cuba, but

Нефть и Газ Евразия: Какую роль играет геонавигация при бурении и разведке нефтегазовых залежей? Насколько она способна улучшить их технические и эконо-мические характеристики?

Орландо Рамирез: Можно смело сказать, что в последние годы в сложившей-ся структуре роста мирового нефтегазового комплекса отчетливо прослеживается тенденция к использованию инновационных технологий в геофизике и геологораз-ведке, где особое место уделяется высокоэффективным геонавигационным иссле-дованиям. В последние годы усовершенствовались и получили широкое примене-ние гироскопические инклинометры. Замеры, проведённые с их помощью, точнее, поскольку не зависят от магнитного поля Земли. Гироскопические инклинометры показывают истинный азимут и у них высокая стабильность показаний. Их приме-нение увеличивает точность проводки скважин по проекту, даёт более точное рас-положение забоя в системе разработки и исключает интерференцию скважин для увеличения коэффициента извлечения запасов, а также гарантирует существенное снижение финансовых затрат на дополнительное бурение. Помимо бурения и раз-ведки новых залежей нефти и газа, геонавигация успешно применяется при буре-нии глушащих скважин, боковых стволов ранее разработанных месторождений, при ориентации забойных двигателей, вставке клиньев, вырезке окна.

НГЕ: Как давно компания Stockholm Precision Tools AB занимается технологиями геонавигации? Каких успехов ей удалось достичь в этой области?

Рамирез: Компания SPT AB была создана в 1996 году в г. Мальмбергет на севе-ре Швеции. Главными заказчиками выступали группа компаний LKAB (ЛКАБ), кон-церн SKANSKA (СКАНСКА) и государственная компания SKB (СКБ). Наша компа-ния участвовала в самых важных проектах в Швеции, при этом мы инвестировали 25% от всех вырученных средств в исследования и совершенствование техноло-гий приборостроения, гироскопии. Очень скоро наша компания вышла на мировой рынок, где нашими заказчиками стали крупнейшие монополии нефтяного, газово-го и горнодобывающего сектора. На сегодняшний день мы имеем широкую кли-ентскую базу в более чем 25 странах мира, а также представительства компании в Австралии, Болгарии, Канаде, Исландии, Испании и Финляндии.

НГЕ: Правда ли, что именно аппаратура, произведенная Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) позволила найти, а затем и спасти 33 горняка шахты Сан-Хосе в Чили? Может ли подобный опыт быть использован для проведения аварийно-спасатель-ных работ в других странах и регионах?

Рамирез: Да, это действительно так. Наш гироскоп – уникальный в своем роде прибор, который дает пространственное положение забоя скважины относитель-но географического севера. То есть, в случившихся чрезвычайных обстоятельствах было необходимо определить реальный азимут (направление скважины), причем с высокой степенью точности, для чего и был использован именно наш гироскоп. Как отметил в своем интервью Лоренс Голборн – Министр шахт Чили, участвовавший в поисковых работах: «Если бы не высокая точность оборудования шведской компа-нии CPT, было бы невозможно найти 33 попавших в ловушку шахтера!»

Подобный опыт можно и нужно использовать при проведении аварийно-спаса-тельных работ в любых странах и регионах. С помощью нашего гироскопического инклинометра можно даже обнаруживать неправильные траектории при сооруже-нии шахт, поэтому очень важно проводить все измерения заранее, чтобы не выпол-

6262 Oil and gasEURASIA

Geosteering Streamlines Exploration and DrillingГеонавигация оптимизирует разведку и бурение

GEOSTEERINGGEOSTEERING

This article was supplied courtesy of the Stockholm Precision Tools AB Статья предоставлена компанией Stockholm Precision Tools AB


ГЕОНАВИГАЦИЯГЕОНАВИГАЦИЯРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

received my higher educa-tion in the USSR and gradu-ated from the Ufa Petroleum Institute (now the State Petroleum Technological University) in 1990. I studied at the Faculty of oil and gas well drilling and obtained a Master of Engineering degree. After graduating, I worked in Nefteugansk, Russia for the first joint Soviet-Canadian venture which dealt with hydraulic fracture treatment and then I moved to Nizhnevartovsk to work for Samotlorservis. So, I have a lot of experience in working for Russian com-panies and moreover, I was in touch with my tutors and was closely cooperating with my university friends for all the previous years after my departure for Sweden and foundation of our company SPT AB. Additionally, I have participated in exhibitions in Russia and dreamed about the time when my com-pany together with other international companies would be represented in the Russia market. The time has come. I am pleased to say that by opening a branch in Russia, SPT AB is conquering new heights. In parallel to being a measure of confi-dence in the quality and reliability of our equipment, regular orders from major oil, gas and mining industry players for over 15 years’ period provide the opportunity to improve the technology of instrument production, gyroscopy and microelectron-ics, also expanding the coverage of the company. We enter the Russian oil servic-ing market with unique gyroscopic equipment. Our gyro inclinometer GyroTracer™ provides high-precision well surveys, independent of the geomagnetic field, has a high resistance to shock and vibration, and long working life. In Russia, we plan to unroll an improved GyroTracer HT™, operating at high temperatures above 150 °C. We believe that usage of our equipment will be a real breakthrough for Russia’s servicing companies engaged in geophysics. SPT AB plans to open a branch in Moscow in 3Q 2011, investing significant amount in this project.

OGE: What you think are the perspectives of the Russian market for inclinometer navigating measurement systems?

Ramirez: Russia today is quickly integrating into the world market. One striking example is Surgutneftegas which purchases the most modern equipment available. Practically every international company is now represented in Russia. There are more and more fast-track development projects, depleted wells are being re-devel-oped. Meanwhile, each well costs tens of millions of dollars. Therefore some spe-cial equipment for performing of the required inspection of the well path, direction of drilling and inclination angle is so necessary. The gyro inclinometer (GyroTracer) made by our company is specifically designed for highly accurate determination of the three-dimensional position of wells of any profile through direction of drill-ing and inclination angle measurement as well as for completion of auxiliary works such as casing cut-out, setting up of slips or readout orientation. With our tool even the hole curvature may be determined in order to optimize equipment lowering as well as to explore old well stock to evaluate the restored resources of hydrocar-bons. And finally, with the gyro inclinometer as the part of the specialized module containing gamma-ray logging device, it is possible to explore mine formations in boreholes to study geological cross-section and reveal underground recourses so abundant in Russia.

нять повторное бурение, поскольку обходится это слиш-ком дорого.

НГЕ: Стало известно, что Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) намерена открыть свое подразделение в России. Чем оно будет заниматься, где располагаться и какой объем инвестиций потребуется для его создания?

Рамирез: Для того чтобы стало понятнее, почему наша компания идет в Россию, позвольте сначала несколько слов сказать о себе. Я родился на Кубе, но высшее образование получил в Советском Союзе, закончив в 1990 году Уфимский нефтяной институт (в настоящее время Государственный нефтяной технический университет). Учился на факуль-тете бурения нефтяных и газовых скважин и получил зва-ние магистра технических наук. После окончания инсти-тута я работал в первом совместном советско-канадском предприятии в Нефтеюганске, которое занималось гидро-разрывом пластов (ГРП), потом в Нижневартовске на пред-приятии «Самотлорсервис». Поэтому у меня есть большой опыт работы на российских предприятиях, и, кроме того, все прошедшие годы, после моего отъезда в Швецию и создания нашей компании SPT AB, я не прерывал контак-тов со своими наставниками и тесно сотрудничал с быв-шими сокурсниками. Кроме того, я принимал участие в выставках, проводимых в России, и мечтал о том времени, когда моя компания, наравне с другими международны-ми компаниями, будет представлена на российском рынке.

Сегодня это время наступило. Я с удовольствием констатирую, что SPT AB берет новую высоту, открывая филиал в России. Регулярные заказы более 15 лет от крупнейших нефтегазовых и горнорудных предприятий являются для нас не только показателем доверия к качеству и надежности нашего оборудования, но и дают возможность совер-шенствовать технологию приборостроения, гироскопии и микроэлектроники, а также расширять географию компании. На российский нефтесервисный рынок мы прихо-дим с уникальным гироскопическим оборудованием, аналогов которому нет. Наш гиро-инклинометр GyroTracer™ обеспечивает высокую точность инклинометрической съем-ки скважины, не подвержен воздействию геомагнитного поля, имеет высокую устойчи-вость перед ударными и вибрационными нагрузками, значительный эксплутационный ресурс. Также в России мы впервые представим усовершенствованный GyroTracer HT™, работающий при высоких температурах, превышающих 150°С. Мы уверены, что использование наших приборов станет настоящим прорывом для сервисных геофизи-ческих компаний России. SPT AB намерен открыть подразделение в Москве в третьем квартале 2011г и инвестировать в этот проект значительные капиталовложения.

НГЕ: Каковы, на Ваш взгляд, перспективы российского рынка инклинометрических навигационных измерительных систем?

Рамирез: На сегодняшний день Россия быстро интегрируется в мировой рынок. Яркий пример тому – компания «Сургутнефтегаз», приобретающая самое совре-менное оборудование. Сегодня в России представлены практически все междуна-родные компании. Ускоренными темпами идет освоение новых нефтяных и газо-вых месторождений, а также разработка скважин старого фонда. При этом каждая скважина стоит несколько десятков миллионов долларов. Поэтому так необходи-мо специальное оборудование для обязательной проверки траектории скважины, азимута и зенитного угла. И гироскопический инклинометр (GyroTracer), произ-водимый нашей компанией, как раз и предназначен для высокоточного определе-ния пространственного положения скважин любого профиля посредством заме-ра азимута и зенитного угла, а также для проведения дополнительных работ, таких как вырезка колонны, установка клиньев или ориентация забойного инструмента. С нашим прибором можно даже определить кривизну скважины, чтобы оптимизи-ровать спуск оборудования, а также исследовать старый фонд скважин для оцен-ки восстановившихся залежей углеводородов. И, наконец, с помощью гироинкли-нометра в составе специального модуля с прибором гамма-каротажа можно иссле-довать горные породы в буровых скважинах для изучения геологического разреза и выявления полезных ископаемых, которыми так богата Россия.

Orlando Ramirez, General director, Stockholm Precision Tools AB Генеральный директор Stockholm Precision Tools AB Орландо Рамирез

●

●

april 2011

Documents

lufkin automation

division of lufkin industries

arctic course lufkin

automation systems

automation software

tnkbp article

plunger lift

field automation product