Oil&Gas September 2010 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

EUROCORR Spotlights

p. / стр. 28

New Tech to Stop Corrosion and Save Money

p. / стр. 8 Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

Навстречу ЕUROCORR Новые технологии справятся с коррозией и сэкономят средства

p. / стр. 44

Independent Kazakhstan Balances East & West to Stay on Top in the Game of Energy Realpolitik Казахстан – между Востоком и Западом: прагматизм берет верх в энергетической политике

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Moscow Smog Departs to Welcome EUROCORR 2010, and Here’s a Word on KIOGE and SPE RO&G Московский смог рассеивается в преддверии EUROCORR 2010, а также немного о KIOGE и SPE RO&G Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

hank God summer is over! I still cannot believe that most of my friends and family outside of Russia had no idea that in early August smog with dangerously high levels of carbon monoxide in Moscow from peat and forest fires was obscuring the Kremlin at 300 meters. Good work CNN – what are those editors in Atlanta thinking? But the fires are out now and Moscow is ready to welcome scientists and engineers from around the world as Russia plays host for the first time ever this month to EUROCORR – the most prestigious gathering in Europe of specialists whose life’s work is to stop corrosion wherever it is found. Oil and gas isn’t the only industry on the EUROCORR 2010 agenda but considering that the event is organized this year under the auspices of Gubkin Oil and Gas University, I think it’s a safe bet that the hydrocarbon industry will be at center stage. We all have trouble with corrosion. Did you ever try to unscrew a bolt that had rusted tightly onto the threads of a screw? Did the head of the screw break off leaving the screw itself embedded and impossible to remove? If water and air can do that over time to metal items we use every day, imagine what H2S and all sorts of exotic bateria that are cooking witches brew in the bowels of a high-pressure, high temperature hydrocarbon reservoir hundreds of meters below can do. You might think this is obvious and ask why am I going on about it in an industry magazine whose readers certainly know the problem. But it seems that, based on interviews Oil&Gas Eurasia conducted with specialists in the industry, new technologies are popping up every day to prevent corrosion (some so high-tech they seem to have been borrowed from science fiction) but business managers are not always ready to pay money to implement them.

Does Your Oil Pipe Need Triple By-Pass Surgery? For whatever reason, management seems sometimes to think it’s easier to pay to repair and replace pipes, connectors and whatever else is eaten away by corrosion at production, processing, and in pipeline and tubular systems. In fact, such repairs always require manual labor that creates jobs. So why bother if the labor is cheap? Well, either way, the industry pays – billions of dollars, rubles, euros,

счастью лето закончилось! Мне не верится, что мои друзья и родственники, которые живут за пределами России, не имели ни малейшего представления о том, что в первой половине августа, из-за торфяных пожаров, пелена смога окутала всю Москву – за 300 метров не было видно даже кремлевских стен. Содержание угарного газа при этом превышало допустимую концентрацию во много раз. Ничего не скажешь, хорошая работа CNN – и о чем только думают редакторы в Атланте? Пожары уже потушены, и Москва готовится к встрече ученых и инженеров, которые приедут сюда для участия в Европейском конгрессе по коррозии и защите материалов EUROCORR 2010. В 2010 году конгресс впервые состоится в России. EUROCORR – самый престижный европейский форум, на котором ежегодно встречаются ведущие специалистыкоррозионисты. В рамках конгресса обсуждаются вопросы, связанные с разными отраслями, в том числе и с нефтегазовой. Поскольку в этом году конгресс проходит под эгидой Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, то можно смело предположить, что нефтегазовая отрасль будет в центре внимания. Мы все знаем, что такое коррозия. Вам когда-нибудь приходилось вывинчивать болт из заржавевшей гайки? Разве не ломалась при этом головка болта, оставляя его навеки в гайке? И если со временем подобное происходит с металлическими предметами под воздействием воды и воздуха, можно себе представить, что происходит в залежах углеводородов глубоко под землей под воздействием сероводорода и всевозможных химических соединений при высоком давлении и высокой температуре. Подобные примеры могут показаться банальными, и вы удивитесь, почему я пишу о них в специализированном журнале, читатели которого хорошо знакомы с проблемой коррозии. В то же время, как видно из интервью, которые дали корреспондентам «Нефть и газ Евразия» специалисты по борьбе с коррозией, методы защиты от коррозии каждый день совершенствуются (некоторые новейшие технологии кажутся взятыми из научно-фантастических романов). Однако компании не всегда готовы вкладывать средства во внедрение этих технологий.

А вашей трубе нужно тройное шунтирование? Судя по всему, руководители компаний считают, что легче оплатить ремонт и замену труб, соединительных муфт и других элементов добывающей, перерабатывающей и трубопроводной систем, поврежденных коррозией, нежели вкладывать средства в технологии, ее предотвращающие. Кроме того, ремонтные работы требуют ручного труда, а значит, создаются новые рабочие места. Зачем внедрять высокие технологии, если ручной труд стоит дешево? Так или иначе, компании тратят на борьбу с последствиями коррозии миллиарды долларов, рублей, евро, юаней и т.д. Так почему бы не направить эти средства на предотвращение коррозии? Это все равно что оплачивать абонемент в спортклуб и покупать качественные продукты питания с целью предотвратить расходы на тройное шунтирование после клинической смерти. В любом случае придется платить – либо за ремонт, либо за технологии, защищающие от коррозии.

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА juans, or whatever. So why not just pay for prevention. Think of it as paying upfront for the costs of a health club membership and the most healthy food on the market instead of paying after a near-death experience for a triple heart bypass. Prevent or repair, either way you pay! Now let’s turn to Kazakhstan. It’s KIOGE time again and for the event, the biggest and most well attended oil and gas trade show in Central Asia, OGE offers a snapshot on how this land-locked former Soviet republic looks after its interests by using its energy riches to strike a balance between China to the East, Europe to the West, and Russia to the North. The author of the article raises the question rhetorically as to whether Kazakhstan is employing “oriental cunning” or “western pragmatism” in how it manages its oil policy. I personally don’t see the difference. Is the West not cunning? Is the East not pragmatic? Remember the quote by a British statesman, “Britain has no friends, Britain has interests.” What country doesn’t? (You know, I just Googled the quote to see who really said it and nothing comes up on search. If anyone out there knows, write me at p.szymczak@ eurasiapress.com.) And finally, since I seem to be talking about events, let’s look ahead to October and the SPE Russian Oil&Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. This is the event (October 2628) that you need to attend if you are serious about Russia. And that is especially true if you are in the service and supply segment or in R&D.

When Less is More – Quantity Versus Quality of Target Audience As most of you know, Neftegaz (in even number years) and MIOGE (in odd number years) is the place to be each June if you want to see a real cross section of the Russian oil and gas industry – both Russian and foreign. But while the numbers of visitors are huge at these events, their demographic profiles are just as broad. And that’s the reason you don’t find see the biggest global service companies exhibiting. It was the service companies in fact that asked the SPE (Society of Petroleum Engineers) several years ago to organize the sort of conference in Russia that SPE runs elsewhere in the world. The industry sets the agenda and papers are chosen by a jury of peers (not by “who pays money” as often happens in Russia). The result is that a highly professional audience of specialists attend, and those specialists possess a highly targeted demographic profile that the service and supply industry wants to reach. The SPE is a global organization of oil and gas specialists from around the world. And Russia is where SPE membership is growing the fastest. This year’s SPE RO&G is the third since the conference was launched in 2006. It is held every two years in even number years and attendance of both delegates and exhibitors has grown steadily with each event. SPE partners on the event with Reed Exhibitions with which it also produces other global events including the biennial Offshore Europe in Aberdeen. Oil&Gas Eurasia has been especially proud to have been selected three times in a row as Official Publication and publisher of the Official Show Daily and Official Conference Catalogue. You’ll find information on how you can enhance your participation in the show by marketing through any of these products. We also hope you enjoy the interview we present with Mikhail Stavsky, Rosneft Vice President and Chair of the Executive Committee of SPE RO&G 2010. There is still time to sign up as a delegate or book your exhibition space, just visit www.russianoilgas.com or contact Oil&Gas Eurasia at russianoilgas@oilandgaseurasia.com. See you at the show!

#9 September 2010

Теперь немного о Казахстане. Приближается XVIII Казахстанская международная выставка и конференция «Нефть и газ» (KIOGE), наиболее известное и посещаемое отраслевое мероприятие в Средней Азии. К этому событию журналисты НГЕ подготовили обзор, посвященный Казахстану, бывшей советской республике, богатой углеводородами, не имеющей выхода к морю и активно защищающей свои интересы, балансируя между Китаем на востоке, Европой на западе и Россией на севере. Автор обзора задается риторическим вопросом, что стоит за нефтегазовой политикой Казахстана – «западный прагматизм» или «восточная хитрость»? Мне кажется, что особенной разницы здесь нет – разве Запад не хитрит, а Восток страдает отсутствием прагматизма? Один британский политик как-то сказал: «У Великобритании нет друзей, но есть интересы». Данное утверждение справедливо для любой страны. (К сожалению, мне не удалось установить, кому принадлежат эти слова. Если кому-либо известно имя автора цитаты, пожалуйста, пишите мне по адресу p.szymczak@eurasiapress.com.) И в заключение, говоря о готовящихся мероприятиях, нельзя не упомянуть о Российской технической нефтегазовой выставке и конгрессе SPE по разведке и добыче (SPE RO&G), которая пройдет с 26 по 28 октября. Это мероприятие представляет особый интерес для всех компаний, серьезно интересующихся возможностью работать в России, и наибольший – для поставщиков, сервисных и научно-исследовательских компаний.

Когда чем меньше, тем лучше или несколько слов о целевой аудитории Как вы знаете, и российские, и иностранные компании, которым интересно состояние дел в российском нефтегазовом секторе каждый июнь участвуют в выставке «НЕФТЕГАЗ» (по четным годам) и «Нефть и газ/MIOGE» (по нечетным годам). Количество посетителей этих мероприятий огромно, их демографический профиль столь же обширен. Поэтому на подобных выставках вы не встретите стенды крупнейших мировых сервисных компаний. Именно сервисные компании несколько лет назад обратились к Обществу инженеров-нефтяников (SPE) с просьбой организовать в России конференции, подобные тем, которые SPE проводит в других странах. Представители нефтегазовой отрасли определяют темы конференции, а компетентное жюри отбирает доклады (критерием отбора является ценность доклада, а не размеры «отката», как это зачастую случается в России). Поэтому такие конференции привлекают внимание высшего руководства, инженеров и технических специалистов нефтегазовой отрасли, которые и являются целевой аудиторией компаний-поставщиков и сервисных компаний. SPE – это международная организация, объединяющая специалистов нефтегазовой отрасли по всему миру. Количество российских участников SPE неуклонно растет. Начиная с 2006 года, это третья конференция SPE RO&G в России. Мероприятие проводится раз в два года, и с каждым разом количество его участников увеличивается. Партнером SPE в организации SPE RO&G выступает компания Reed Exhibitions, совместно с которой Общество инженеров-нефтяников проводит и другие международные мероприятия, включая Offshore Europe в Абердине. Редакция журнала «Нефть и газ Евразия» гордится тем, что на всех трех выставках НГЕ выбрали официальным изданием конференции, а также издателем ежедневного информационного бюллетеня и официального каталога выставки. В этом номере журнала представлена информация о том, как, разместив рекламу в любом из упомянутых изданий, вы сможете расширить свое присутствие на выставке. Мы также надеемся, что вам небезынтересно будет познакомиться с интервью Михаила Ставского, председателя исполнительного комитета конференции SPE RO&G 2010, вице-президента ОАО «НК „Роснефть“». Вы можете зарегистрироваться для участия в конференции и выставке на сайте www.russianoilgas.com или связавшись с журналом «Нефть и газ Евразия» по электронному адресу russianoilgas@oilandgaseurasia.com. До встречи на выставке! Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Moscow Smog Departs to Welcome EUROCORR 2010 and Here’s a Word on KIOGE and SPE RO&G Московский смог рассеивается в преддверии EUROCORR 2010, а также немного о KIOGE и SPE RO&G TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

INDUSTRY UPDATE | СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

EUROCORR 2010

Corrosion Kills Profits! So Why Not Invest in the Best Technologies? Коррозия съедает прибыль! Так может, не стоит экономить на новых технологиях?

PHOTO / ФОТО: ISTOCKPHOTO

CORROSION CASE STUDY | АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИИ

Optimization of a Microbial Control Program to Minimize the Risk of Microbiologically Influenced Corrosion Оптимизация программ микробиологического контроля с целью минимизации риска коррозии, вызванной микроорганизмами

SPE RUSSIAN OIL&GAS 2010

Why Rosneft VP & RO&G Exec Comm Chair, Mikhail Stavsky, Thinks SPE RO&G 2010 is One Event You Don’t Want to Miss Почему вице-президент «Роснефти» и председатель ИК RO&G Михаил Ставский считает, что SPE RO&G 2010 – событие, которое нельзя пропустить

KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

Kazakhstan Keeps Its Options Open Казахстан «складывает яйца в разные корзины»

GAS PIPELINES | ГАЗОПРОВОДЫ

Nord Stream Reaches Out to Finally Touch the Russian Shore «Северный поток» выходит на российский берег

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

RN Yuganskneftegaz Integrates Intellectual High-Speed Pumping Equipment and Control Systems «РН-Юганскнефтегаз» внедряет интеллектуальное высокооборотное насосное оборудование и системы управления

UNCONVENTIONAL GAS | НЕТРАДИЦИОННЫЙ ГАЗ

The Russian View on Shale Gas Environmental and Financial Aspects Сланцевый газ – взгляд из России: экологические и финансовые аспекты

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION CORROSION PROTECTION | ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Production of 3M Scotchkote Epoxy Powders in Russia: Progress, New Opportunities and Prospects Производство порошковых эпоксидных материалов 3M Scotchkote в России: успехи, новые возможности и перспективы 4

Oil&GasEURASIA

#9 September 2010

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ DRILLING | БУРЕНИЕ

Gazprom Tests STALINGRAD Rig in Siberia «Газпром» испытывает БУ «STALINGRAD» в Сибири

COILED TUBING | КОЛТЮБИНГ

Время российского бустерно-колтюбингового комплекса наступило

OILFIELD EQUIPMENT | ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Multiphase Two-Screw Pumps Мультифазные двухвинтовые насосы

POWER SUPPLY | ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

NG Energo Supplies High-Performance Equipment to Gazprom ЗАО «НГ-Энерго»: Поставки высокоэффективного оборудования для ОАО «Газпром»

REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Modern Capacity for Modern Times Новые мощности нового времени

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

SPE Russian Technical Conference & Exhibition 2010. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

«РЕАМ-РТИ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

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

GE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

ТМК - Премиум Сервис. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Swagelok . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 ТМК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

NALCO/TIORCO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 Safehouse Habitats. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Liebherr . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

«Союзгеосервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

STX Europe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

«Подольск-цемент» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

«Югсон-Сервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

«Неолант» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

CRC-Evans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEF Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

MANAGING EDITOR Bojan Šoć me@oilandgaseurasia.com

ШЕФ-РЕДАКТОР Боян Шоч me@oilandgaseurasia.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА/ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук edit@eurasiapress.com

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal COVER PHOTO iStockphoto, collage Pyotr Degtyarev TRANSLATION APRIORI Translation Agency Elena Kamenyarzh, Sergey Naraevsky

EUROPEAN SALES Anna Bovda, Steve Langman sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (495) 781 8837 Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALES Dario Mozzaglia dario@eurasiapress.com Tel.: +39 010 583 684 Fax: +39 010 566 578 CASPIAN SALES Medina Pashaeva, Lala Abdullayeva media@cbnmail.com Tel.: +99 412 4933189, +99 412 4934507 Fax: +99 412 4932478 Mobile: +99 450 2223442

is a Member of:

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал ФОТО НА ОБЛОЖКЕ iStockphoto, коллаж Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори» Елена Каменярж, Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева, Ирина Солопова subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина Анна Бовда sales@eurasiapress.com

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva, Irina Solopova subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

Inmarsat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

67/1 Koptevskaya Ul., Suite 101, 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 1812-2086 Press Run: 12,000 © 2010, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 101. 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 Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 12 000 экз. Отпечатано ОАО «Полиграфический комплекс “Пушкинская площадь» ISSN 1812-2086 © 2010, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ANTECH Gyro Technology Can Access Unconventional Gas Shales

Гиротехнология компании AnTech обеспечит доступ к ресурсам сланцевого газа

SOURCE / ИСТОЧНИК: ANTECH LTD

AnTech Ltd, an engineering design and manufacturИнжиниринговая и производственная компания AnTech ing company serving the upstream oil and gas industries, is developing a new directional drilling tool for coiled Ltd, обслуживающая международный рынок добычи нефти и tubing systems called the Polaris. The new tool is the first газа, продолжает работу над разработкой Polaris – нового инсof its kind to use a solid state gyro for directional drilling. трумента направленного бурения для систем с колтюбингом. Although this technological breakthrough will offer solu- Инструмент будет первым в своем роде, где для направленtions for a wide range of applications, AnTech’s initial focus ного бурения используется твердотелый гироскоп. Хотя этот is on the development of its Polaris tool for the coiled tub- технологический прорыв предлагает решения для широкого спектра работ, в AnTech изначально разрабатывали Polaris ing directional drilling market. для рынка направленного бурения с колтюбингом. The Polaris is equipped with a solid state gyro to monitor orientaИспользование твердого гироскопа Polaris для tion so there is no need for costly контроля ориентации снимает необходимость в дорогостоящих немагнитных материалах или комnon-magnetic material or complex плексных сенсорах. В результате, инструмент имеет sensors. As a result, the tool is shorter and cheaper to manufacture and меньшие размеры и дешевле в изготовлении и эксплуатации, благодаря чему его можно использоoperate, and it can be used for many вать в самых разнообразных проектах и в широtypes of applications in a broad range ком диапазоне условий. Например, использовать of environments. For example, operaсистему направленного бурения с реализованtors involved in accessing unconvenными в ней преимуществами эффективности и tional gas shales, coal bed methane дешевизны бурения колтюбингом, смогут операто(CBM) and underground coal gasifiры, которые работают в сферах добычи сланцевого cation (UCG) will be able to use an газа, метана из угольных пластов (МУП) и подземной effective directional drilling system газификации угля (ПГУ). that enables the efficiency and cost ● New Polaris Technology На малогабаритном Polaris установлен гиросadvantages of Coiled Tubing Drilling Poised to Transform Approaches коп без движущихся деталей, что обеспечивает ком(CTD) to be realised. to Drilling. паниям-операторам более надежное и простое в With a gyro that has no moving ● Новая технология использовании решение. Polaris обещает принести parties, the compact Polaris provides Polaris компаний изменит значительные выгоды для подрядчиков колтюбингоoperators with a solution that is more представление о бурении. вого бурения, готовых с удовольствием использовать reliable and simple to deploy. The Polaris promises to offer significant benefits to CTD contrac- менее дорогой инструмент, который проще в эксплуатации и tors keen to use a less expensive tool that is easier to use and транспортировке, чем традиционные системы. Инструмент transport than traditional systems. It can be operated by one может управляться одним-двумя операторами и с минимальor two technicians with minimal calibration, and is shorter ной калибровкой, будучи по габаритам меньше, чем двигаthan the motor with which it operates. The Polaris tool тель, который приводит его в движение. Polaris делает колтюmakes CTD viable and delivers with it the associated benefits бинговое бурение конкурентным, одновременно предоставof coiled tubing, offering a small, closed system and making ляя связанные с ним преимущества, предлагая небольшую закрытую систему, что делает проект менее интрузивным и it is less intrusive and more environmentally-friendly. Following several years of research and analysis, более экологически чистым. AnTech commenced work on the Polaris concept in late Компания AnTech начала работу над концепцией Polaris в конце 2009 года после нескольких лет исследований и ана2009. The work is scheduled for completion by year-end. лиза и планирует завершить ее к концу года.

FAST ENGINEERING Unveils Its Commercial Oil Pre-Processing Unit The industry needs reliable and compact oil-gas-water separator, which can ensure efficient breakup of the wateroil emulsion, also boosting the output of commercial-grade oil, reducing the blowdown volume of associated gas per feedstock unit and lowering energy costs of pipeline transportation. To solve this issue, FAST ENGINEERING Ltd. has developed a process route for commercial oil pre-processing

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

«ФАСТ ИНЖИНИРИНГ» разработал установку подготовки товарной нефти Создание надежной и компактной установки разделения нефте-газо-водяной смеси с эффективным разрушением водонефтяной эмульсии, увеличением выхода товарной нефти, уменьшением сброса попутного газа из единицы исходного сырья и обеспечение снижения энергозатрат на транспортировку товарной нефти по нефтепроводу является актуальной задачей. Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

SOURCE: FAST ENGINEERING / ИСТОЧНИК: ФАСТ ИНЖИНИРИНГ

separator with indirect heating used in separation of crude oil into commercial-grade oil, water and natural gas. The separator of the following main components: ● The heat and circulation block, which includes a heater (running on high-removal coolant (VOT)), burner, pump, expansion tank, etc. ● The initial product separation block, which includes free-water separator and setting tank and a compounded water-oil emulsion and associated gas heater (running on intermediate coolant). ● The advanced oil treatment block with gravitational separation line, which uses the products of high-temperature break-up line for oil-water emulsion. ● Commercial-grade oil cooling block, with subsequent absorption of lighter compounds into oil. ● Process measurement, process control and process management tools. Unlike the traditional oil-gas-water separators (NGVR) with direct heating, intermediate coolant heater eliminates the burn-out of flame tubes, in parallel providing increased reliability. Heating the water-oil emulsion to a higher temperature, e.g. to 70 С instead of 40 С temperature used in the traditional NGVR units, ensures the destruction of the material, reduces viscosity of the mixture components and accelerates the separation process, in parallel ensuring oilto-water content of the commercial-grade product. In the absorber block, cooled down oil absorbs light oil fractions produced after heating up the water-oil emulsion. The treated oil also absorbs associated gas (absorption rate is temperature-dependant); this results in higher fluidity for better transportation. The heater can heat oil and gas mix up to 60-90 С, i.e. significantly higher than conventional units’ heaters. This feature helps to boost the production rate of the unit by reducing the viscosity of separated products while increasing the speed of separation, as well as by reducing the weight and overall dimensions of the equipment. Water from the setting tank is used as the coolant medium. The unit is fuelled by associated petroleum gas.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Для решения поставленной задачи ООО «ФАСТ ИНЖИНИРИНГ» была разработана технологическая схема установки подготовки товарной нефти с косвенным подогревом, предусматривающая разделение нефтяного сырья на товарную нефть, воду и газ. Установка состоит из следующих основных узлов: ● узла нагрева и циркуляции теплоносителя, который состоит из нагревателя промежуточного высокоорганического теплоносителя (ВОТ), горелки, насоса, расширительного сосуда и др.; ● узла первичного разделения компонентов нефтяного сырья, который состоит из сепаратораотстойника свободной воды, подогревателя смеси водонефтяной эмульсии и попутного газа промежуточным теплоносителем; ● узла глубокой очистки нефти с разрушением водонефтяной эмульсии при повышенной температуре и последующим гравитационным разделением; ● узла охлаждения товарной нефти с последующей абсорбцией ею легких компонентов; ● средств измерения, контроля и регулирования технологического процесса. Использование подогрева смеси водонефтяной эмульсии промежуточным теплоносителем, в отличие от традиционно применяемых нефтегазоводоразделителей (НГВР) с прямым подогревом, исключает прогорание жаровых труб, обеспечивая при этом повышенную надежность при эксплуатации. Нагрев водонефтяной эмульсии до более высокой температуры, например до 70 вместо 40 ºС в традиционно применяемых НГВР, обеспечивает разрушение устойчивой водонефтяной эмульсии, снижает вязкость компонентов смеси и ускоряет их разделение, а также позволяет получить нефть, по содержанию воды соответствующую качеству товарного продукта. Легкокипящие фракции нефти, выделившиеся при нагреве водонефтяной смеси до более высокой температуры, абсорбируются охлажденной нефтью в абсорбере. При этом нефть также насыщается попутным газом до концентрации,

● Fig. 1. The general layout of the indirectly heated oil-gas-water separator (NGVR-K): 1. VOT heater. 2. Burner. 3. Pump 4. Initial separator for oil-gas-water mix. 5. Heater for hydrocarbons 6. Setting tank. 7. Oil coolant. 8. Gas coolant. 9. Absorber pre-processing unit for commercial-grade oil is patented. All rights reserved FAST ENGINEERING Ltd. ● Рис. 1. Принципиальная схема нефтегазоводоразделителя с косвенным подогревом (НГВР-К): 1. Подогреватель ВОТ. 2. Горелка. 3. Насос. 4. Предварительный разделитель нефтегазоводяной смеси. 5. Подогреватель нефтегазовой смеси. 6. Отстойник. 7. Охладитель нефти. 8. Охладитель газа. 9. Абсорбер. Установка подготовки товарной нефти запатентована. Авторские права принадлежат ООО «ФАСТ ИНЖИНИРИНГ». Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Invensys Releases PIPEPHASE 9.4

SOURCE / ИСТОЧНИК: INVENSYS

Invensys Operations Management, a global provider of technology systems, software solutions and consulting services to the manufacturing and infrastructure operations industries announced the release of its SimSci-Esscor PIPEPHASE™ 9.4 software for modeling of steady-state, multiphase flow in oil and gas networks and pipeline systems. The updated PIPEPHASE release improves the ability to manage oil and gas reservoirs using enhanced subsurface well modeling functions and an interface with GEM™, one of the leading reservoir simulation software applications from Computer Modeling Group Ltd (CMG). The PIPEPHASE 9.4 software delivers comprehensive modeling capabilities that create a unified well profile by linking subsurface wellbore links and allowing multiple tubing connections and custom data entry of well depths. It also

● Integration with oil and gas reservoir simulator helps achieve productivity excellence. ● Интеграция с блоком моделирования нефтегазовых залежей помогает достичь высокой производительности.

integrates with GEM to simulate CO2 sequestration and oil recovery from depleted fields, providing a fully coupled surface network-to-reservoir simulation solution for the market. “An important aspect of improving profitability and performance is increasing oil recovery from depleted fields,” said Joe McMullen, product manager, Invensys Operations Management. “The link between PIPEPHASE and GEM enables rigorous and accurate modeling of enhanced oil-recovery processes. And as new oil-recovery methods are examined, our solution will help our customers efficiently and economically develop and manage their resources, as well as improve the productivity of their overall operations.”

Izhneftemash Equips Its New Pumping Unit with the Independent Heating System Izhneftemash (Rimera company) completed its second version of pump prototype for well repair projects. The prototype is equipped with mixing and mud surge tank, bin for transportation of powder materials and coiled tubing block UNB-125x32 SO. The unit is capable of supplying the well with up to 4 tons of cement or other loose materials, mixing up preset-density cement slurry and injecting the solution into the well, providing flushing operations and delivering the

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

#9 September 2010

соответствующей ее температуре, что делает ее более подвижной и удобной для транспортировки. Нагрев нефтегазовой смеси в нагревателе может производиться до температуры 60-90 ºС, то есть значительно выше, чем в известных установках. Благодаря этому повышается производительность установки за счет снижения вязкости разделяемых продуктов и увеличения скорости их разделения, а также уменьшаются ее масса и габаритные размеры. В качестве охлаждающей среды используется вода, забираемая из сепаратора-отстойника, а в качестве топлива – попутный нефтяной газ.

Invensys выпускает PIPEPHASE 9,4 Компания Invensys Operations Management, глобальный поставщик технологических систем, программных решений и консалтинговых услуг для проектов в сегментах производства и инфраструктуры, объявила о выпуске новой версии программного обеспечения SimSci-Esscor PIPEPHASE™ 9,4 для точного моделирования постоянных многофазных потоков в нефтяных и газовых сетях и трубопроводных системах. Обновленная версия PIPEPHASE улучшает управление нефтегазовыми пластами благодаря использованию усовершенствованных функций моделирования подземной части скважин и интерфейсу с GEM™, одним из ведущих приложений гидродинамического моделирования от компании Computer Modeling Group (CMG). Программное обеспечение PIPEPHASE 9,4 предоставляет широкие возможности моделирования, которые создают единый профиль скважины посредством объединения подземных линий ее ствола и позволяют моделировать многотрубные подключения, а также вручную вводить данные по глубине скважин. Программа также интегрируется с GEM для моделирования удаления СО2 и добычи нефти из истощенных месторождений, обеспечивая для рынка законченное решение «наземная инфраструктура – имитационное моделирование пласта». «Важным аспектом повышения рентабельности и производительности является повышение нефтеотдачи истощенных месторождений», – сказал Джо Макмуллен, менеджер по продукции Invensys Operations Management. – «Связь между PIPEPHASE и GEM позволяет тщательно и точно моделировать методы повышения нефтеотдачи. С изучением новых методов нефтеотдачи, наше решение поможет заказчикам эффективно и экономично разрабатывать и управлять своими ресурсами, а также повысить производительность всех операций».

«Ижнефтемаш» снабжает новую насосную установку автономной системой обогрева На «Ижнефтемаше» (компания «Римера») завершилось изготовление второго опытного образца насосной установки для ремонта скважин со смесительно-осреднительной емкостью, бункером для перевозки порошкообразных материалов и колтюбинговым блоком УНБ-125х32 СО. Установка позволяет доставлять на скважину до 4 т цемента или других сыпучих материалов, готовить тампонажный раствор с необходимой плотностью и закачивать его в скважину, производить промывочные работы и доставлять тампонажные смеси на заданную глубину. Применение УНБOil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

cement slurry to the required depth. Application of UNB125x32 SO ensures jack-free production, without production tubing and tripping operations, and without the need for workover and servicing crews. Izhneftemash is the first Russian upstream equipment manufacturer, which equipped UNB-125x32 SO with independent heating system for fluid end and mixing tank. The heating system ensures smooth functioning of the pump in winter conditions without ● The heating system ensures smooth funcany additional tioning of the pump in winter conditions withequipment, out any additional equipment. which helps to ● Система обогрева позволяет обеспечить reduce the costs бесперебойную работу установки в зимних of workover and условиях без привлечения дополнительной well servicing техники. operations. The m a n u f a c t u re r also improved the hydraulic system of UNB-125x32 SO pump, aiming to reduce the well workover time.

Emerson Launches Roxar RMS 2010 Emerson Process Management announced the launch of Roxar RMS 2010, the latest release of the reservoir modeling system RMS™ which comes with major improvements across the entire workflow.

BP to Proceed With Costner Centrifuge ВР намерена использовать центрифуги Devices to Cleanup Gulf Oil Spill Костнера для удаления разлива нефти ritish Petroleum signed a letter of intent with Ocean Therapy в Мексиканском заливе

Solutions to deploy 32 centrifuge machines to assist in the ritish Petroleum подписала протокол о намерениях испольcleanup of oil in the Gulf of Mexico. BP agreed to use the зовать 32 центрифуги компании Ocean Therapy Solutions для technology after testing machines at the beginning of June. удаления разлива нефти в Мексиканском заливе. ВР соглаIn testimony before the House of Representatives’ Science and силась использовать эту технологию после испытания центрифуг Technology committee, Ocean Therapy Solutions partner Kevin в начале июня. Costner told the panel about the challenges he faced bringing В своем выступлении в Комитете по науке the technology into industrial use, и технике Палаты представителей США партincluding his own personal investнер компании Ocean Therapy Solutions Кевин ment of over $20 million developing Костнер рассказал экспертной группе о проthe technology. блемах, с которыми он столкнулся во время Just one of the company’s V20 внедрения технологии для промышленноmachines can clean up to 210,000 го использования и о своем личном вкладе gallons of oily water per day. более $20 млн в разработку этой технологии. “Once production at our factory in Всего лишь одна машина V20 может Nevada ramps up in July, OTS will очистить до 210 тыс. галлонов загрязненbe able to produce 10 machines ной нефтью воды в сутки. «После увеличеa month,” said Pat Smith, Chief ния объема производства на нашем заводе в Operating Officer for OTS. “We are Неваде в июле OTS сможет выпускать по 10 currently ramping up production of машин в месяц», – сообщил Пэт Смит, управnew machines with a goal toward ● Pelicans unable to fly due to being coated with oil. ляющий директор по производству OTS. ● Покрытые нефтью пеликаны не могут летать.

PHOTO / ФОТО: OCEAN THERAPY SOLUTIONS

PHOTO: IZHNEFTEMASH / ФОТО: ИЖНЕФТЕМАШ

№9 Сентябрь 2010

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

#9 September 2010

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● Latest release of reservoir modeling system enables users to maximize reservoir performance, regardless of geology, location or complexity. ● Последняя версия системы моделирования пластов обеспечивает пользователям возможность достичь максимальной производительности продуктивного пласта, вне зависимости от геологических характеристик, местоположения или сложности участка.

Within the Roxar modeling suite, users can build models for any reservoir. They can also estimate reserves, plan wells and simulate past and future production. In this way, they can do everything they need to produce maximum performance from their reservoirs, regardless of geology, location or complexity.

PHOTO / ФОТО: OCEAN THERAPY SOLUTIONS

Key features of RMS 2010 include: ● The New Well Correlation System makes well picking and tracking the geology simpler, faster and more adaptable, thereby providing a smooth start to the modeling workflow. ● The Enhanced Structural Modeling Tool comes with an improved workflow for well correlation, isochore generation and horizon modeling. Structural modeling in RMS is easy-to-use and has all the functionality needed for generating high quality models for any reservoir – from the simplest to the most complicated.

Компания Emerson запускает программу Roxar RMS 2010 Emerson Process Management объявила о запуске программы Roxar RMS 2010, последней версии системы моделирования резервуара RMS™, которая поставляется со значительными улучшениями по всему спектру програмных функций. С комплектом моделирования Roxar пользователи могут создавать модели любого пласта. В ПО также включены функции оценки запасов, планировки скважин и моделирования прошлого и будущего уровня добычи. Таким образом, пользователи получают все необходимое для достижения максимальной производительности продуктивного пласта, вне зависимости от геологических характеристик, местоположения или сложности участка. Ключевые особенности RMS 2010 – это: ● Новая система взаимодействия скважинных данных, которая упрощает, ускоряет и облегчает процесс подбора

● The V20 CIP centrifuge has a 20-inch (50.8 cm) diameter rotor and features Integrated Clean-In-Place function. It has a throughput of up to 200 GPM and has bearings on both the top and bottom of the rotor. ● Центрифуга V20 CIP оснащена ротором диаметром 20 дюймов (50,8 см), и ее характерной особенностью является возможность очистки на месте. Пропускная способность машины достигает 200 галлонов в минуту, ротор имеет верхний и нижний подшипники.

deploying the machines along the entire coast,” he said. The centrifuge machines are sophisticated centrifuge devices that can handle a huge volume of water and separate oil at unprecedented rates. Costner has been funding a team of scientists for the last 15 years to develop a technology which could be used for massive oil spills. The machines are taken out into the spill area via barges, where they can separate the oil and water. The machines come in different sizes, the largest of which, the V20, can clean water at a rate of 200 gallons per minute. Depending on the oil to water ratio, the machine has the ability to extract 2,000 barrels of oil a day from the Gulf. Once separation has occurred, the oil is stored in tanks. The water is then more than 99 percent clean of crude.

125х32 СО обеспечивает производство работ без монтирования подъемника на скважине, доставки труб НКТ и выполнения спускоподъемных операций, а также без привлечения бригад капитального и подземного ремонта скважин. «Ижнефтемаш» стал первым российским производителем нефтепромыслового оборудования, применившим на установке УНБ-125х32 СО автономную систему обогрева гидравлической части насоса и смесительной емкости. Данная система обогрева позволяет обеспечить бесперебойную работу установки в зимних условиях без привлечения дополнительной техники и, за счет этого, дает возможность уменьшить затраты на проведение ремонта и обслуживание скважин. Также изменена гидравлическая система УНБ-125х32 СО, что позволило сократить время проведения работ на скважине.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

«Сейчас мы наращиваем производство новых машин с целью их использования по всему побережью», – заявил он. Центрифуги – сложные центробежные устройства, которые могут пропускать огромные объемы воды и отделять нефть от воды с беспрецедентно высокой скоростью. В течение последних 15 лет Костнер финансировал работу группы ученых по созданию технологии, которая могла бы использоваться при крупномасштабных разливах нефти. Машины доставляются в район разлива нефти на баржах, на которых и осуществляется отделение нефти от воды. Выпускаются машины различных типоразмеров, самой крупной является центрифуга V20, которая способна пропускать 200 галлонов воды в минуту. В зависимости от соотношения нефти и воды машина способна отделять 2 тыс. баррелей нефти в сутки, работая в Мексиканском заливе. После завершения процесса сепарации нефть хранится в емкостях. Степень очистки воды от нефти превышает 99%.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● The RMS 3D Gridder has been made even more robust with the result far closer to geological reality than previous techniques have managed. ● The Property Modeling Tools in RMS have also been further extended in RMS 2010 to include Multipoint Statistics and improved methods for combining seismic interpretations with the advanced modeling algorithms in RMS to achieve unique data-matched models. RMS comprises 13 fully integrated software modules, including mapping, reservoir modeling, well planning, reservoir simulation and uncertainty modeling tools. RMS 2010 will continue to operate on Linux 64-bit, Windows XP and the Vista 32 and 64-bit platforms, as well as Windows 7 64-bit.

FLAXOCOR Solution Boosts Well Productivity Domestic Russian producers and service companies have traditiionally used hydrochloric acid-based compositions to acidize their wells. Some though are now turning to compositions capable of deeper and more effective penetration of the formation. Zirax and its partner company Polyex recommend usage of FLAXOCOR acid compositions – complex compounds based on pure synthetic hydrochloric acid – for boosting oil and gas influx rate in production wells with up to 50 percent water cut and up to 5 percent shaliness, where production rate fell due to formation of non-organic colmatants or oil-water emulsions in bottomhole zones, as well as for after-drilling development of the wells, for switchover to other horizons, and for temporary shutdown or inactivity.

The main FLAXOCOR 210 properties Основные свойства ФЛАКСОКОР 210 Appearance Внешний вид

Transparent liquid, from colorless to yellow Прозрачная жидкость от бесцветной до желтого цвета

HCl mass fraction %, within Массовая доля соляной кислоты, %, в пределах

18-22

Density at 20 C, g/cubic centimeter, within 1.09-1.11 Плотность при 20 °С, г/см3, в пределах

The FLAXOCOR series of acid compositions penetrate deeply into the pore space of the perforated layer due to the low surface tension at the “acid composition – oil” boundary, have high solvent capacity towards salts and hydrocarbons, stay aggressive to clays, asphaltene, resin and paraffin deposits; at the same time, the solutions have insignificant effect on the downhole equipment due to low corrosion activity. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

и наблюдения за скважинами, тем самым предоставляя «плавный старт» для процеса моделирования. ● Усовершенствованный модуль структурного моделирования, содержащий улучшенный набор алгоритмов для корреляции скважин, расчета изохор и стратиграфического моделирования. Структурное моделирование в RMS отличается простотой использования и имеет все функции, необходимые для создания качественных моделей любого продуктивного пласта – от простейших до самых сложных. ● Модуль RMS 3D Gridder, ставший еще более точным. Результат вычислений модуля гораздо более приближен к геологическому профилю по сравнению с предыдущими версиями программы. ● RMS модуль Property Modeling Tools в версии RMS 2010 расширен, и теперь включает в себя функции многопозиционной статистики и улучшенные методы объединения интерпретации сейсмических данных с усовершенствованными алгоритмами моделирования в RMS для построения уникальных моделей, которые полностью соответствуют полученным данным. RMS состоит из 13 полностью интегрированных программных модулей, в том числе модулей для построения карт, моделирования коллектора, планирования скважин, имитационного моделирования пласта и инструментов моделирования неопределенности. Как и раньше, RMS 2010 продолжает работать на 64-битном Linux, на 32 и 64-битных платформах Windows XP и Vista, а также на 64-битной платформе Windows 7. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

№9 Сентябрь 2010

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

TNK-BP Adopts New Hydraulic Fracturing Technology in Nizhnevartovsk TNK-BP subsidiary Varyeganneftegaz successfully completed testing nitrogen foam hydraulic fracturing at the Verkhnekolik-Yegansk field. The first “foam” hydraulic fracturing was conducted at well 3120 pad #132 within the framework of a pilot program for innovative frac projects at Varyeganneftegaz. The well is currently being developed. The reservoirs at which the technology was tested are characterized by their difficult geologic aspects, including low permeability, high heterogeneity and permeable intervals in their section. The “nitrogen” and “foam” of the hydraulic fracturing is a technology to pump inert gas (in this case nitrogen) together with standard frac liquid during both the late stages and throughout the course of treatment. This method increases fracture conductivity and allows for quickly and more effectively cleaning the fracture. The advantage of using this technology is that it quickly treats the well using energy from the injected nitrogen. It also limits the growth of fractures because the nitrogen injected into the reservoir has high compressibility, lowering the risk of getting inflow from flooded production and reducing the time it takes to for the well to begin production.

ТНК-ВР в Нижневартовском регионе применила новую технологию гидроразрыва пласта Дочернее предприятие ТНК-ВР – ОАО «Варьеганнефтегаз» успешно завершило испытания технологии пенно-азотного гидроразрыва пласта на Верхнеколик-Еганском месторождении. На скважине 3120 куста № 132 был проведен первый «пенный» гидроразрыв пласта в рамках пилотной программы инновационных проектов ГРП по ОАО «Варьеганнефтегаз». В настоящее время проводится освоение скважины. Пласты, на которых была опробована технология, характеризуются сложным геологическим строением – низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и расчлененностью разреза. «Азотный» и «пенный» гидроразрыв пласта – технология закачки инертного газа, в данном случае азота, вместе с основой жидкостью ГРП, как на поздних стадиях, так и в течение всей обработки. Такой метод увеличивает проводимость трещины и способствует скорой и более надежной очистке трещины. Преимущества технологии заключается в немедленной отработке скважины за счет энергии закачанного азота. Также технология ограничивает рост трещин, так как закачиваемый в пласт азот имеет высокую сжимаемость, что снижает риск получения притока обводненной продукции и ускоряет время вывода скважин в работу.

Применение составов ФЛАКСОКОР повышает продуктивность скважин Наибольшее распространение в отечественной практике получили составы на основе соляной кислоты. Все большее количество добывающих и сервисных компаний стали обращать внимание на качество поставляемых кислотных составов; заказчику уже не достаточно получать только кислоту, нужны составы, способные глубоко проникать в пласт и эффективно работать внутри него. Для интенсификации притока нефти и газа в добывающих скважинах с обводненностью до 50% и глинистостью до 5%, снизивших продуктивность за счет образования в призабойной зоне пласта кольматантов неорганического характера, водонефтяных эмульсий, а также для освоения скважин после бурения, перевода на другие горизонты, консервации или бездействия, компания «Зиракс» совместно со своим партнером ЗАО «Полиэкс» рекомендуют применять кислотные составы ФЛАКСОКОР – комплексные составы на основе чистой синтетической соляной кислоты. Составы серии ФЛАКСОКОР глубоко проникают в поровое пространство перфорированной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе «кислотный состав – нефть», обладают высокой растворяющей способностью по отношению к солям и нефтяным углеводородам, агрессивны по отношению к глинам и АСПО при одновременном незначительном влиянии на оборудование скважины за счет низкой коррозионной активности. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

SPE RUSSIAN OIL&GAS 2010

Why Rosneft VP & RO&G Exec Comm Chair, Mikhail Stavsky, Thinks SPE RO&G 2010 is One Event You Don’t Want to Miss

Почему вице-президент «Роснефти» и председатель ИК RO&G Михаил Ставский считает, что SPE RO&G 2010 – событие, которое нельзя пропустить Materials Courtesy of SPE ROG 2010

Материал предоставлен SPE ROG 2010

Whether the topic is mature field development, integrated approaches to reservoir engineering, “smart field” technology or the Arctic offshore, optimal solutions to complex problems emerge when specialists share ideas and best practices. This has long been the ethos of the Society of Petroleum Engineers (SPE), an international group whose fastest growing chapters are today found in Russia.

Независимо от того, является ли темой разработка истощенных месторождений, интегрированный подход к проектированию пласта, технологии «интеллектуальных» месторождений или освоение арктического шельфа, оптимальное решение вырабатывается в процессе обмена идеями и передовым практическим опытом. На протяжении многих лет именно этот постулат является ключевым в деятельности Общества инженеров-нефтяников (SPE) – международной группы, которая сегодня расширяет свое присутствие в России быстрее, чем где бы то ни было в мире.

his October 26-28 will see the return to Moscow of the SPE Technical Oil&Gas Conference and Exhibition. Launched in 2006, this every two-year event focuses on the latest science and applied technologies in exploration and production, and offers specialists from Russia and abroad the opportunity to share best practices and opinions. Oil&Gas Eurasia is proud to have been selected for the third time running as the Official Publication, Show Daily and Catalogue publisher of this prestigeous SPE event. And as the countdown to RO&G 2010 continues, OGE is pleased this month to present the following interview with Mikhail Stavsky, Vice President of Rosneft and Chairman of the Executive Committee of SPE Russian Oil and Gas 2010 Conference and Exhibition. A respected and high ranking figure in Russian Oil&Gas, Stavsky explains why he thinks the SPE Technical Oil&Gas Conference is an event no oilman should miss. (OGE Editor)

OGE: What are the reasons for selecting the following topiс for the SPE Russian Oil and Gas 2010 Conference and Exhibition: “Best practices and innovations for mature and frontier developments”? Stavsky: It is no coincidence that this topic for SPE RO&G 2010 has been chosen. For a long time the Russian oil and gas industry has been using the accumulated servicing and operating experience, technologies and knowledge of western companies. But at present, Russian companies also have high level experts in many areas. We would like at this SPE Conference to introduce worldwide knowledge to Russia and to share our experience with the western partners. It will be a very good exchange of opinion and experience.

26-го по 28 октября в Москве в очередной раз пройдет Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE. Впервые стартовав в 2006 году, это мероприятие, проходящее раз в два года, уделяет основное внимание последним достижениям науки и прикладных технологий и предлагает российским и зарубежным специалистам возможность обмена передовым практическим опытом и мнениями. Редакция журнала «Нефть и газ Евразия» гордится тем, что НГЕ в третий раз выбран официальным изданием, издателем газеты и каталога на этом престижном мероприятии SPE. И пока до RO&G остается месяц, НГЕ предлагает вашему вниманию интервью с вице-президентом «Роснефти» и председателем исполнительного комитета Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE Михаилом Ставским. В беседе с НГЕ авторитетный специалист и высокопоставленный руководитель объясняет, почему, по его мнению, Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE – событие, которое нефтяники не должны пропустить. (Редакция НГЕ) НГЕ: Каковы причины выбора темы конференции и выставки SPE 2010 – «Передовой опыт и инновационные технологии при разработке зрелых месторождений и освоении новых регионов»? Ставский: Тема SPE RO&G 2010 выбрана неслучайно. В течение длительного времени российская нефтегазовая отрасль использоOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

SPE RUSSIAN OIL&GAS 2010

вала опыт западных компаний, технологии и знания, котоOGE: What is the difference рые аккумулировались у зарубежных сервисных и добыbetween the SPE Conference and вающих компаний. Но сегодня в российских компаниях similar events held in the industry? по многим вопросам также появились эксперты высокого Stavsky: One could give an уровня. Этой конференцией SPE мы хотели бы привнести те extensive answer to this question. In знания, которые есть в мире, в российский «круг» и подеthe first place, the SPE Conference литься своим опытом с западными партнерами. Это будет and Exhibition is not just a meeting очень хороший обмен мнениями и опытом. of specialists; it is interesting, first of НГЕ: В чем отличие конференции SPE от аналогичных all, to the specialists themselves. All мероприятий в отрасли? oilfields are in their own way unique, Ставский: На этот вопрос можно ответить обширно. Воeach of them demands an exclusive первых, конференция и выставка SPE – не просто встреча approach. To us – the oilmen – it is специалистов. Она интересна, прежде всего, самим специаalways interesting to discuss the difлистам. Все месторождения по-своему уникальны, каждое ferent practices: we borrow what we из них требует исключительного подхода. Нам, как нефтяwould like to cultivate in our indus- ● Rosneft Vice President Mikhail никам, всегда интересно обсуждение этих различий и пракtries and – vice versa – share our Stavsky chairs the Executive тик: мы находим то, чего сегодня нет у нас и что мы хотели experience with the western col- Committee of SPE Russian Oil бы развить у себя, и наоборот – поделиться имеющимся у leagues. The SPE Conference is a and Gas 2010 Conference and нас опытом с западными коллегами. Конференция SPE – это meeting of specialists of world level Exhibition. exchanging opinions on all issues ● Вице-президент НК «Роснефть» встреча специалистов мирового уровня и обмен мнениями по всем вопросам, которые назрели сегодня. Если раньше which have come to a head nowa- Михаил Ставский возглавляет на повестке дня стояли вопросы повышения уровня добыdays. If before on the agenda were the исполнительный комитет чи, запасов, то сегодня актуальными стали вопросы интелissues of increasing the levels of pro- конференции и выставки SPE лектуального заканчивания скважин, интегрированные проduction and those of supply stocks, 2010. екты, создание мультидисциплинарных команд. Нам также at present became the issues of intellectual completion of wells, integrated projects and creation of mul- интересны механизмы построения бизнеса, построения связей. В tidisciplinary teams. We are also interested in the mechanisms of нефтяной отрасли эта тема безгранична. Во-вторых, конференция SPE – не просто встреча и констатация forming-up businesses and other appropriate links. This topic is фактов. Это план действий на будущее. Максимальное количестboundless in the oil industry. Secondly, the SPE Conference is not just a meeting and state- во вопросов, рассматриваемых на этой конференции, в ближайment of facts. It is an action plan for the future. Maximum num- шем будущем появятся в планах мероприятий, которые будут приber of issues, to be considered at this Conference, will be reflected няты в компаниях. Со всех точек зрения, конференция SPE всегда является шагом in the near future in the plans of measures to be taken by the comвперед. panies. From all points of view the SPE Conference is always a step forНГЕ: Конференция и выставка SPE Russian Oil & Gas 2010 приward. званы акцентировать внимание на огромном потенциале России. OGE: The Conference and Exhibition SPE Russian Oil and Gas Насколько важна вовлеченность страны и компаний в процесс 2010 is to call attention to the huge potential of Russia. How impor- обмена технологиями, знаниями и опытом? Ставский: Не нужно несколько раз изобретать велосипед, когда tant is the involvement of the country and companies into the proуже есть хорошие решения. Нефтегазовая отрасль устроена таким cess of exchange of technologies, knowledge and experience? Stavsky: It is not necessary to invent the bicycle several times образом, что в каждой компании есть собственные прорывные техwhen there are already good solutions. The oil and gas industry is нологии. Обмен опытом позволяет избежать ошибок при новом so structured that each company has its own breakthrough tech- рассмотрении известных проблем и экспериментах. Это касается nologies. The exchange of experience allows avoiding mistakes by всего – от задач снижения себестоимости добычи до повышения way of reconsidering the known problems and making new experi- уровня взаимодействия между специалистами разных компаний – ments. This applies to everything: from the tasks of decreasing the как сервисных, так и добывающих. production costs to increasing the level of interaction between speНГЕ: Освоение российского шельфа привлекает все больше cialists of different companies – both servicing and extracting. внимания, в том числе, со стороны международных компаний. OGE: Development of the Russian shelf attracts ever more Каковы основные задачи в связи с исследованием и дальнейшим attention including that from the international companies. What развитием российского шельфа в Арктике и возможные решения? are the primary goals in connection with investigation and further Какие востребованные технологии работы на шельфе будут обсужdevelopment of the Russian shelf in Arctic regions and possible даться на SPE Russian Oil & Gas 2010? Ставский: Развитие шельфа и арктических месторождений – solutions? What popular technologies for shelf development are to это серьезный вызов для всех компаний. Для успешного выхода на be discussed at the SPE Russian Oil and Gas 2010? Stavsky: Development of the shelf and Arctic petroleum fields шельф требуется применить большой интеллектуальный сегмент. is a serious challenge for all companies. For successful shelf oper- Шельф требует привлечения, а в некоторых случаях, и создания осоations one would require a large intellectual segment. The shelf бенных технологий. В первую очередь, речь идет о технологиях, котоoperations call for engaging, and in some cases, creation of spe- рые позволят увеличить время работы на шельфе, прежде всего аркcial technologies. First of all, it is a question of technologies which тическом, где безледный период составляет всего три месяца. Здесь Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SPE RUSSIAN OIL&GAS 2010 will allow increasing the operating time on shelf, above all, on the Arctic one where the ice-free period is only three months. This includes creation of platforms which can work in the icy conditions of the Arctic regions, construction of ice class tankers, building of the subsurface structures for safe operation of wells as well as of underground facilities for treatment and pumping of oil. They are to be created in the near future. All this is necessary for transferring – as soon as possible – the forecast resources for a particular shelf, including the Arctic one, into the real production resources. All these issues and technologies are to be discussed at the SPE Conference and Exhibition in Moscow. And many of these issues will be presented in the SPE Conference reports of companies which have extensive experience of work on the shelf including that of the Northern seas. OGE: What technologies out of those discussed at the SPE Conference are likely to bring the greatest benefit and will enable the Russian oilfields to maximize their potential? Stavsky: We, the oilmen, being responsible for the subsurface resources entrusted to us, should use them rationally. Therefore, at the SPE 2010 Conference we are to discuss a great number of questions relating to the development of mature fields. These issues are connected, first of all, with the programs of upgrading, ensuring safe operation, increasing the oil recovery efficiency, reducing operation expenses at mature fields, especially at late stages, long after the peak of production, when the profit and revenue from these fields have been received. The SPE Conference will answer all the questions relating to development of mature fields, our attention will focus on the so-called integrated approach to reservoir engineering.

и создание платформ, которые могут работать в ледовых условиях Арктики, и строительство танкеров ледового класса, и создание подземных сооружений для безопасной эксплуатации скважин, а также подземных устройств для подготовки и перекачки нефти. Все вышеперечисленные работы необходимо осуществить в ближайшем будущем, чтобы как можно скорее перевести прогнозные ресурсы, которые числятся на шельфе, включая арктический, в добычные. Данные вопросы и технологии будут обсуждаться на конференции и выставке SPE в Москве, и многие из них на конференции SPE будут представлены в докладах компаний, имеющих большой опыт работы на шельфе, в том числе в Северных морях.

OGE: What have the exploitation of large fields in different countries got in common? Whose experience is important for Russia and which one is to be discussed at the Conference? Stavsky: At present, the basic methodology for development of large fields, regardless of their geological peculiarities, is the integrated approach and creation of multi-disciplinary teams. As an example, one can cite the commissioning by Rosneft of the Vankor field in 2009. It is a large scientific program which has proved that the teamwork of different specialists ensures a good beginning for a large-scale project. But in the world there are many similar successful examples of work when the specific features and nuances were tested ensuring success in finding solutions to analogous tasks. Such experience is to be discussed at the SPE Conference.

НГЕ: Что общего между добычей на крупных месторождениях в разных странах? Чей опыт важен для России, и какой из них будет обсуждаться на конференции? Ставский: На сегодняшний день основной методологией при разработке крупных месторождений, вне зависимости от его геологических особенностей, является интегрированный подход и создание мультидисциплинарных команд. В качестве примера можно поставить ввод в эксплуатацию компанией «Роснефть» месторождения Ванкор в 2009 году. Это большой научный проект, который доказал, что слаженная работа специалистов разных направлений обеспечивает хорошее начало крупному проекту. Но в мире существует много аналогичных успешных примеров, в них были апробированы конкретные детали и нюансы, обеспечивающие прорыв при аналогичных задачах. Этот опыт станет предметом для обсуждения на конференции SPE.

OGE: What advice would you give to those who did not attend the SPE Conferences? Why is this event remarkable? Stavsky: First, the SPE Russian Oil and Gas 2010 is a unique scientific and technical event for which in Russia there are no analogues. Innovative scientific and practical experience is presented at the SPE Conference. The SPE Conference has been incorporated with an exhibition format allowing not only to learn about new developments and equipment but, also, to see them with one’s own eyes. And secondly, the SPE Russian Oil and Gas for several years running has been a site for the exchange of opinion and experience, for the building up of constructive interrelations between oilmen of the entire world. The event opens up access to the advanced knowledge of 100,000 engineers employed by the industry’s best companies from all oil producing countries. The exchange of such experience and knowledge is invaluable. And the fact that the technical SPE Conference is held in Russia already for the third time proves that we’re moving in the right direction. It is the direction which is necessary for the industry as well as for the economy of the entire world.

#9 September 2010

НГЕ: Какие технологии из обсуждаемых на конференции SPE принесут наибольшую выгоду и дадут российским месторождениям возможность максимизировать свой потенциал? Ставский: Мы как нефтяники, ответственные за недра, должны рационально использовать данные нам в пользование природные ресурсы. Поэтому в рамках конференции SPE 2010 мы обсудим большой пласт вопросов, связанных с развитием зрелых месторождений. Эти вопросы, в первую очередь, связаны с программами модернизации, обеспечением безопасной эксплуатации, повышением коэффициента извлечения нефти, уменьшением затрат на эксплуатацию на зрелых месторождениях, особенно на поздних стадиях, когда пик добычи прошел и прибыль и выручка с этих месторождений получена. Конференция SPE ответит на все вопросы, касающиеся разработки зрелых месторождений, но в центре нашего внимания будет находиться так называемый интегрированный подход разработки месторождений.

НГЕ: Ваш совет тем, кто не бывал на конференциях SPE? Почему данное мероприятие достойно внимания? Ставский: Во-первых, SPE Russian Oil & Gas 2010 – это уникальное научно-техническое мероприятие, аналогов которому в России не существует. Конференция SPE представляет передовой научный и практический опыт. Она объединена с форматом выставки, что позволяет не только узнать о новых разработках и оборудовании, но и увидеть их своими глазами на стендовых презентациях. И во-вторых, SPE Russian Oil & Gas уже который год являются плацдармом для обмена мнениями и опытом, построения конструктивных взаимоотношений между нефтяниками всего мира. Она открывает доступ к передовым знаниям 100 тыс. инженеров, работающих в ведущих отраслевых компаниях из всех нефтедобывающих стран мира. Обмен таким опытом и знаниями дорогого стоит. И тот факт, что техническая конференция SPE проводится в России уже в третий раз, доказывает одно – мы двигаемся в правильном направлении, которое необходимо отрасли и экономике во всем мире. Oil&GasEURASIA

Российская техническая нефтегазовая выставка и конференция, организуемая Обществом инженеровнефтяников (SPE RUSSIAN OIL & GAS 2010) Россия, Москва, 26–28 октября 2010 года Официальное издание, издатель каталога и ежедневной газеты выставки

Официальное издание Российской технической нефтегазовой выставки и конференции SPE RUSSIAN OIL&GAS 2010 предлагает пакет услуг для ПОВЫШЕНИЯ УЗНАВАЕМОСТИ БРЕНДА, благодаря которому информацию о вашей продукции получат специалисты, наиболее заинтересованные в приобретении нефтегазовых технологий и оборудования! ■ АВГУСТОВСКИЙ АНОНС ВЫСТАВКИ – Ваши клиенты должны знать заранее, что вы представите на RO&G 10. У вас есть шанс попасть в наш августовский выпуск, посвященный предварительному обзору выставки. Его получат 12 тыс. специализированных подписчиков во всех нефтедобывающих регионах России. Кроме того, бонус-выпуск 3 тыс. экземпляров будет распространяться на региональных отраслевых мероприятиях в Западной Сибири, которые пройдут в сентябре. ■ ОФИЦИАЛЬНЫЙ ОКТЯБРЬСКИЙ ВЫПУСК RO&G – Это единственная в регионе подлинно техническая выставка-конференция – мероприятие, адресованное профессионалам высшего звена, которое поддерживают национальные и международные операторы. По результатам опроса посетителей выставки, 82,84% из них сочли RO&G мероприятием, имеющим значение для их бизнеса, 59% посетителей выставки назвали ее полезными источником информации о новых продуктах и услугах, 63,5% посетителей благодаря выставке нашли новых поставщиков. Бонус-выпуск 3 тыс. экземпляров к выставке на общий тираж 15 тыс. ■ ОФИЦИАЛЬНЫЙ КАТАЛОГ ВЫСТАВКИ и ЕЖЕДНЕВНАЯ ГАЗЕТА ВЫСТАВКИ – Двуязычные публикации с параллельным размещением текста, вместе и по отдельности, помогут вам донести информацию о бренде и продукте до строго определенного целевого сегмента высокоспециализированной аудитории, занятой, главным образом, в технологической части российского нефтегазового бизнеса. КАТАЛОГ – Каждый из 5 тыс. ожидаемых посетителей выставки, ее участников, представителей прессы и VIPперсон, которые будут присутствовать на RO&G 10, получит экземпляр каталога выставки RO&G размера A4. Этим каталогом, являющимся отраслевым справочником по нефтегазовым технологиям, специалисты будут пользоваться не один год. ЕЖЕДНЕВНАЯ ГАЗЕТА ВЫСТАВКИ – Официальная газета будет выходить ежедневно в продолжение выставки освещая мероприятие. Тираж 2 тыс. экземпляров.

Хотите узнать больше? Дополнительная информация на www.oilandgaseurasia.com

Размеры рекламных модулей и расценки за размещение рекламы в журнале Разворот (2 страницы) € 6 736 Полная страница / половина разворота € 4 888 Полстраницы € 3 028 2/3 страницы € 4 101 Четверть страницы € 1 680

Разворот (2 страницы) 410 x 280 мм (в готовом виде) 420 x 290 мм (дообрезной формат)

Разворот на полстраницы 1 страница 410 x 136 мм (в готовом виде) 205 x 280 мм 420 x 141 мм (в готовом виде) (дообрезной формат) 210 x 290 мм (дообрезной формат)

СПЕЦИАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ (Предпочтительное расположение: дополнительно € 351) 4-я страница обложки € 6 348 2-я страница обложки € 5 837 3-я страница обложки € 5 366 1/2 по горизонтали 1/2 по вертикали Страница напротив «Cодержания» € 5 838 178 x 123 мм 89 x 246 мм

1/4 по горизонтали 1/4 по вертикали 178 x 62 мм 89 x 123мм

2/3 страницы 178 x 167 мм

1/8 по горизонтали 89 x 62 мм

Размеры рекламных модулей и расценки за размещение рекламы в каталоге выставки Полная страница 1/2 страницы 1/4 страницы 1/8 страницы 1/16 страницы

€ 3 000 € 1 500 € 800 € 450 € 300

СПЕЦИАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ: 4-я страница обложки € 5 000 2-я страница обложки € 4 000 3-я страница обложки € 3 500

1 страница 1/2 по горизонтали 1/4 по вертикали 210 x 297 мм 183 x 131 мм 90 x 131 мм (в готовом виде) 220 x 307 мм (дообрезной формат)

1/8 по горизонтали 1/16 по горизонтали 90 x 65 мм 90 x 32 мм

Размеры рекламных модулей и расценки за размещение рекламы в ежедневной газете Полная страница 1/2 страницы 1/3 страницы 1/4 страницы 1/6 страницы 1/8 страницы

€ 1 500 € 1 000 € 850 € 700 € 500 € 300

СПЕЦИАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ: 4-я страница обложки € 3 000 При оплате из-за рубежа НДС не начисляется. Для клиентов, осущест-

1 страница 286 x 410 мм (в готовом виде) 296 x 420 мм (дообрезной формат)

1/2 по горизонтали 246 x 186 мм

1/2 по вертикали 183 x 265 мм

1/3 по горизонтали 246 x 126 мм

1/4 по вертикали 120 x 186 мм

1/4 по горизонтали 183 x 131 мм

1/6 по горизонтали 246 x 64 мм

1/8 по горизонтали 183 x 65 мм

вляющих платеж в рублях на территории России, в счет включается НДС в размере 18%.

КОНТАКТЫ: sales@eurasiapress.com

INDUSTRY UPDATE

Russia’s Oil Export Revenues Up by 66 Percent

Доходы России от экспорта нефти увеличились на 66%

Russia’s oil export revenues in January-June 2010 grew by 66 percent over the same period last year, totaling $62.44 billion against $37.63 billion in 2009, Russia’s Federal Customs Service reported. In the first half of 2010 Russia exported 116.73 million tons of crude oil, posting a 4.05-percent jump over January-June 2009 when it delivered 112.18 million tons to foreign markets. The shipments bound to reach buyers beyond the borders of the former Soviet Union accounted for $59.9 billion, representing an increase of 69.5 percent over the same period in 2009 (last year, the revenues from foreign sales out of FSU totaled $35.34 billion), and delivering 109.88 million tons of crude – a 5.5-percent jump over 2009. The revenues from exports to the CIS countries rose by 10.9 percent to $2.54 billion from $2.29 billion. The CIS members imported 6.85 million tons of Russian crude or 14.7 percent more than in the same period last year. Federal Customs Service

По сравнению с аналогичным периодом 2009 года, доходы России от экспорта нефти в январе-июне 2010 года увеличились на 66% – с $37,63 млрд до $62,44 млрд, сообщила Федеральная таможенная служба. В физическом выражении объем экспорта составил 116,73 млн т, увеличившись на 4,05% по сравнению с показателем за шесть месяцев 2009 года (112,18 млн т). Доходы от экспорта нефти в дальнее зарубежье в январе-июне 2010 года возросли на 69,5% – с $35,34 млрд до $59,9 млрд. При этом физический объем экспорта составил 109,88 млн т (рост к уровню показателя за шесть месяцев 2009 года – 5,5%). Доходы от экспорта нефти в страны СНГ увеличились на 10,9% – с $2,29 млрд до $2,54 млрд. В СНГ было экспортировано 6,85 млн т нефти (снижение по сравнению с аналогичным периодом 2009 года составило 14,7%). ФСТ

Belarus Cuts Imports of Russian Crude

В первом полугодии 2010 года Белоруссия сократила на 49,8% в годовом выражении импорт нефти из России – до 6,47 млн т. В январе, после месячного спора, Москва и Минск подписали соглашение, по которому Россия ввела пошлины на поставки большей части нефти, после чего Белоруссия объявила, что будет вынуждена значительно снизить объемы закупок. Чтобы компенсировать сокращение поставок из России, Белоруссия с мая начала импорт нефти из Венесуэлы (фото), объем которого по состоянию на 1 июля составил 114 тыс. т при средней цене $629 за тонну. Стоимость российской нефти после введения пошлин выросла на 37%, но, тем не менее, была ниже – $396 за тонну. Импорт нефтепродуктов, за которые Россия также взимает экспортные пошлины, за это же время сократился более чем на 70% и составил 525,4 тыс. т. При этом Белоруссия уменьшила производство собственных нефтепродуктов и сократила их экспорт на 40%. Белстат, Reuters

In the first six months of 2010 Belarus has reduced imports of Russian crude by 49.8 percent as deliveries dropped to 6.47 million tons. Following a month-long dispute, Moscow and Minsk signed an agreement in January, according to which Russia introduced duty on deliveries of the greater part of its oil – a decision that made Belarus significantly cut imports from Russia. In order to compensate the loss in supply, Belarus in May began importing Venezuelan crude. As of July 1, it bought 114,000 tons priced at $629 per ton. The price of Russian crude after the introduction of duty went up by 37 percent, but at $396 per ton was still lower than the Venezuelan imports. Meanwhile, Belarus heavily reduced imports of Russian oil products (they have also had duty slapped on) as deliveries dropped by 70 percent, totaling 525,400 tons. At the same time, domestic production of oil products in Belarus fell and exports were reduced by 40 percent. Belstat, Reuters

Gazprom to Review Investment Program Gazprom’s management board will review the company’s 2010 investment program on Sept. 2, deputy chairman Valery Golubev told Vesti television channel. Golubev failed to specify numbers, saying only that “correction of the investment program always envisages its growth,” Vesti reported. According to Gazprom’s 2010 budget, the gas monopoly’s investment program for this year totals 802.4 billion rubles ($26.35 billion), including capital expenditure 663.56 billion rubles ($21.79 billion). Vesti

LUKOIL to Raise $1.5 Billion Loan to Buy Back Shares LUKOIL will raise a one-year loan worth $1.5 billion to buy back its own shares from ConocoPhillips, Bllomberg reported quoting its sources. The loan will be provided by six banks: Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ Ltd., Citigroup Inc., ING Groep NV, Natixis, Royal Bank of Scotland Group Plc and WestLB AG. On July 28, ConocoPhillips and LUKOIL reached an agreement according to which the Russian oil company would buy 7.6 percent (64,638,729) of its own shares for $3.44 billion. These shares represent 40 percent of the stock package owned by ConocoPhillips (163.3 million shares). LUKOIL Finance Ltd., a wholly-owned LUKOIL subsidiary, has signed a contract with an affiliate of ConocoPhillips – Springtime Holdings Ltd. to acquire from it ordinary LUKOIL shares at a price of $53.25 per share.

Белоруссия сократила импорт российской нефти

«Газпром» скорректирует инвестпрограмму Правление «Газпрома» в начале сентября рассмотрит корректировку инвестиционной программы на 2010 год, заявил зампред правления «Газпрома» Валерий Голубев (фото). «Правление будет в начале сентября, 2-го», – сказал он, добавив, что на заседании правления будет рассматриваться корректировка инвестпорграммы на текущий год. Голубев не стал уточнять, на сколько может измениться инвестпрограмма компании, отметив лишь, что «корректировка всегда предполагает увеличение», передает телеканал «Вести». Согласно действующему варианту бюджета «Газпрома» на 2010 год, инвестпрограмма запланирована в объеме 802,4 млрд рублей, в том числе объем капиталовложений в размере 663,56 млрд рублей. «Вести»

«ЛУКОЙЛ» займет $1,5 млрд для выкупа своих акций у ConocoPhillips ОАО «ЛУКОЙЛ» привлекает годовой кредит в размере $1,5 млрд для выкупа собственных акций у американской ConocoPhillips. Об этом сообщило информагентство Bloomberg со ссылкой на собственные источники. Кредит предоставит группа из шести банков: Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ Ltd., Citigroup Inc., ING Groep NV, Natixis, Royal Bank of Scotland Group Plc and WestLB AG. 28 июля ConocoPhillips и «ЛУКОЙЛ» достигли соглашения, по которому российская компания выкупит 7,6% (64 638 729 шт.) собственных акций за $3,44 млрд. Эти акции составляют 40% от пакета, принадлежащего ConocoPhillips (163,3 млн штук). LUKOIL Finance Ltd. (100%-я дочерняя структура «ЛУКОЙЛа») подписала договор с Springtime Holdings Ltd. (аффилированное лицо ConocoPhillips) о приобретении у нее обыкновенных акций «ЛУКОЙЛа» по цене $53,25 за штуку.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

The deal also provides an option of acquisition of LUKOIL stock in the form of depositary receipts in the amount of 98,728,900 pieces (11.61 percent) by Sept. 26. The price is set at $56 per share, reports Finmarket. Bloomberg, Finmarket

ТNK-BP Signs Cooperation Deal with Petrovietnam TNK-BP signed a memorandum of understanding and cooperation with Vietnam’s state-controlled Petrovietnam company. The two companies said they were ready to cosnider the issue of creating a joint venture in Russia that would be involved in exploration and production of energy resources, Petrovietnam said in a press release. Additionally, TNK-BP may invest in Vietnam’s Dung Quat oil refinery, RBC reports. Petrovietnam is already cooperating with Russian partners. On Sept. 11,

Read the latest news as it comes in at www.oilandgaseurasia.com Читайте последние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

2000, Gazprom and Petrovietnam signed a contract for search, exploration, production and sale of hydrocarbons at block N112 on Vietnam’s continental shelf. In May 2008, a new agreement was signed envisaging exploration and further development of four new offshore blocks in Vietnam, as well as the creation of the Gazpromviet joint venture, which would operate in Russia and third countries. On Dec. 15, 2009, Gazprom and Petrovietnam signed a strategic partnership agreement. RBC

Russian Firm May Buy Refinery in Lithuania The buyer of Lithuania’s Orlen Lietuva oil refinery is likely to come from Russia, DELFI reports citing Polish media. “There is no hope at all that the Mazeikiai plant will be acquired by Western investors. They are refraining from any kind of investment into refineries. Moreover, high prices of crude transportation make the Lithuanian plant unattractive to Western buyers,” KBC Securities analyst Lajosz Lesar said in an interview. According to Lesar, it is highly likely that Russian oil companies may be interested in investments at Mazeikiu. DELFI

Аfrica’s Biggest Oil Refinery Slated for Launch in 2015 South Africa’s state-owned PetroSA company plans to start construction of Mthombo oil refinery in the country’s southeast in 2012. The $11-billion project should be completed by 2015. It will be the largest oil refinery on the continent and it should provide security of supply and delivery amid a growing demand for fuel in South Africa. The plant’s refining capacity will total 400,000 barrels per day. Today, South Africa’s demand for petroleum products exceeds domestic refining capacities. By 2020 the country’s demand for diesel fuel is expected to grow by a further 6 percent, while demand for gasoline will increase by 2 percent over the same period. Neftegaz.RU

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ Договор также предусматривает опцион на приобретение до 26 сентября акций «ЛУКОЙЛа» в форме депозитарных расписок в количестве до 98 728 900 штук (11,61%). Цена опциона определена в $56 за акцию, сообщает Финмаркет. Bloomberg, Finmarket

ТНК-ВР намерена сотрудничать с Petrovietnam Российско-британская нефтяная компания ТНК-ВР подписала меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве с национальной нефтегазовой корпорацией Социалистической Республики Вьетнам – Petrovietnam. В соответствии с достигнутыми договоренностями, обе компании намерены рассмотреть вопрос о создании в России совместного предприятия по разведке и добыче энергоносителей, сообщается в опубликованном пресс-релизе Petrovietnam. Кроме того, ТНК-ВР также рассмотрит вопрос об инвестициях в нефтеперерабатывающий завод в Зунгкуате (Вьетнам), передает РБК. Вьетнамская корпорация уже сотрудничает с российскими партнерами. Так, 11 сентября 2000 года ОАО «Газпром» и Petrovietnam подписали контракт на поиск, разведку, добычу и реализацию углеводородов на блоке N112 континентального шельфа Вьетнама. В мае 2008 года было подписано соглашение о дальнейшем сотрудничестве между «Газпромом» и Petrovietnam, которое предусматривает проведение геологоразведочных работ и дальнейшее освоение четырех новых блоков на шельфе Вьетнама, а также создание совместного предприятия «Газпромвьет» для работы в России и третьих странах. 15 декабря 2009 года «Газпром» и Petrovietnam подписали соглашение о стратегическом партнерстве. РБК

Компания из России может купить литовский НПЗ Компания из России может купить нефтеперерабатывающий завод Orlen Lietuva (фото) в Литве. Об этом сообщает DELFI со ссылкой на польские СМИ. «Нет никакой надежды на то, что мажейкяйский завод купят западные инвесторы. Они воздерживаются от любых инвестиций в перерабатывающие заводы. Кроме того, по причине высоких цен на транспортировку нефти литовский завод не привлекает западных покупателей», – сказал в интервью аналитик компании KBC Securities Лайош Лесар. По его словам, наиболее высока вероятность того, что российские нефтяные компании заинтересуются возможностью инвестировать средства в данное предприятие. DELFI

Крупнейший НПЗ в Африке появится в 2015 году Государственная южноафриканская компания PetroSA планирует начать строительство нефтеперерабатывающего завода Mthombo на юго-востоке страны в 2012 году. Проект стоимостью $11 млрд планируется завершить к 2015 году. Это будет крупнейший НПЗ в Африке, который обеспечит безопасность запасов и поставок для растущего спроса на топливо в стране. Его мощность составит 400 тыс. баррелей в день. Сейчас потребление нефтепродуктов в ЮАР превышает внутренние мощности по переработке. До 2020 года в стране ожидается рост потребления дизельного топлива на 6% по сравнению с нынешней ситуацией и на 2% – рост спроса на бензин. Neftegaz.RU

Босния присоединится к Nabucco Боснийская национальная компания BH-Gas планирует диверсифицировать поставки газа и снизить зависимость от России, от которой Босния получает весь необходимый объем углеводородов для потребления – 350 млн м3 газа в год. «Из соображений безопасности мы должны иметь возможность поставок с двух направлений – из газопровода Nabucco на севере и TAP (Трансадриатический газопровод – прим. НГЕ) на юге», – заявил глава BHGas Алмир Бечаревич на совместной пресс-конференции с турецкой компанией Botas.

Последние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

#9 September 2010

INDUSTRY UPDATE

Bosnia to Join Nabucco The national Bosnian BH-Gas company plans to diversify gas supplies and reduce dependence on Russia, which currently accounts for the entire volume of Bosnia’s gas imports – 350 million cubic meters per annum. “Due to security concerns, we need to have the opportunity to secure supply from two directions – from the Nabucco pipeline in the north and from the TAP (Trans-Adriatic – OGE) pipeline in the south,” BH-Gas chief Almir Becarevic told reporters at a press conference jointly held with Turkey’s Botas firm. Currently, Russian gas is delivered to Bosnia via Ukraine, Hungary and Serbia. According to Becarevic, the Bosnian company plans to join Nabucco and TAP in partnership with Botas, which is a consortium member in both projects. Botas representative Fazil Senel told reporters that the companies would sign the memorandum of understanding in late September. Upstream

Halliburton Wins Drilling Tender in Iraq Halliburton was awarded a contract to drill 15 oil wells at the Iraqi field of Majnoon, while Petrofac services firm won a tender to build two oil refineries near the field with a total refining capacity of 50,000 barrels per day. Маjnoon is jointly developed by Royal Dutch Shell, Malaysia’s Petronas and the Iraqi government. The field’s oil reserves are estimated at 12.6 billion barrels. Currently, the output at Majnoon totals 45,000 barrels per day. In the future production is expected to grow to 1.8 million barrels per day. RIA Novosti, Reuters

Rakhimov to Enter Bashneft’s Board Murtaza Rakhimov, who recently resigned from the post of president of Bashkortostan, will enter Bashneft’s board of directors. Rakhimov’s expected election to the board was revealed to Vedomosti by a source close to Bashneft and two managers at the oil company’s key shareholder AFK Sistema. One of them suggested that Rakhimov could assume the post of the board’s deputy chairman. Rakhimov has already agreed to the appointment and got the Kremlin’s approval, the other manager said. An official in the presidential administration admitted he was also aware of the decision. According to him, Sistema owner Vladimir Yevtushenkov has already agreed Rakhimov’s election to the board with Prime Minister Vladimir Putin and President Dmitry Medvedev. An extraordinary meeting of Bashneft shareholders needs to be called, a procedure that takes at least 70 days according to law. Before assuming the post of the province’s president, Rakhimov had been general director of the Ufa oil refinery where he had worked for 34 years. Vedomosti

Yuganskneftegaz Chief to Step Down Vladimir Bulba, the general director of Rosneft’s largest production subsidiary, RN Yuganskneftegaz, is going to quit his post, Mangazeya Novaya Yugra reports citing sources at Rosneft. Officially, Bulba will step down after the celebrations of the Oilman Day, feted on the first Sunday in September. The company’s chief engineer and deputy general director Sergei Zdolnik is expected to take over on a temporary basis. No information was available on Bulba’s new job and the reasons behind his resignation. Bulba was born on July 28, 1969. He gradueated from the Moscow Bauman Technical University in 1992, and four years later completed a degree at the Tyumen State Oil and Gas University. In 1992, he took a job as repair man with Barsukovneft production unit of Purneftegaz. He subsequently rose through the company’s ranks and in 1998 was appointed chief engineer and head of Barsukovneft. In 2004, Bulba was appointed general director at Rosneft Purneftegaz and a year later he moved to Yuganskneftegaz. Mangazeya Novaya Yugra

For the latest news, visit www.oilandgaseurasia.com

В настоящее время Босния получает российский газ через Украину, Венгрию и Cербию. По словам главы BH-Gas, боснийская компания намерена присоединиться к проектам Nabucco и TAP в партнерстве с турецкой компанией Botas, которая входит в консорциумы по строительству обоих газопроводов. В свою очередь, представитель Botas Фазиль Сенел заявил, что компании подпишут меморандум о взаимопонимании об участии Боснии в проектах Nabucco и TAP уже в конце сентября 2010 года. Upstream

Halliburton выиграла тендер в Ираке Американская нефтесервисная компания Halliburton получила контракт на бурение 15 нефтяных скважин на иракском месторождении Маджнун. Нефтесервисная компания Petrofac получила контракт на строительство рядом с месторождением двух нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 50 тыс. баррелей нефти в день. Маджнун разрабатывается англо-голландским концерном Royal Dutch Shell, малайзийской Petronas и иракским правительством. Запасы месторождения оцениваются в 12,6 млрд баррелей нефти. В настоящее время добыча составляет 45 тыс. баррелей в сутки. В дальнейшей перспективе добыча планируется в размере 1,8 млн баррелей в сутки. РИА «Новости», Reuters

Рахимов войдет в состав директоров «Башнефти» Недавно ушедший в отставку президент Башкирии Муртаза Рахимов (фото) войдет в совет директоров «Башнефти». О грядущем избрании Рахимова в совет директоров нефтяной компании «Ведомостям» рассказали источник, близкий к «Башнефти» и два менеджера ее основного акционера – АФК «Система». Возможно, бывший глава республики станет зампредом совета, сообщил один из них. Рахимов уже дал согласие на избрание и согласовал это решение с руководством страны, уточнил другой. Чиновник администрации президента России тоже знает о готовящемся назначении. По его словам, хозяин «Системы» Владимир Евтушенков уже согласовал этот шаг с премьером Владимиром Путиным и президентом Дмитрием Медведевым. Когда будет избран новый состав совета директоров «Башнефти», собеседники «Ведомостей» не сказали. Для этого необходимо созывать внеочередное собрание акционеров «Башнефти», а минимальный срок, установленный для данной процедуры законом, составляет не менее 70 дней. У бывшего главы республики имеется богатый опыт работы в нефтяной отрасли – до избрания президентом Башкирии Рахимов 34 года проработал на Уфимском НПЗ, дослужившись до гендиректора предприятия. «Ведомости»

Гендиректор «Юганскнефтегаза» уходит в отставку Гендиректор ООО «РН-Юганскнефтегаз», главного дочернего предприятия «Роснефти» – Владимир Бульба (фото) – уходит в отставку, сообщает «Мангазея-Новая Югра» со ссылкой на источники в «Роснефти». Официально свой пост руководитель оставит после празднования Дня нефтяника, который проходит в первое воскресенье сентября. Обязанности главы «Юганскнефтегаза», скорее всего, будет исполнять главный инженер – заместитель гендиректора предприятия Сергей Здольник. О новом месте работы Владимира Бульбы пока не известно, равно как и о причинах его ухода. Владимир Бульба родился 28 июля 1969 года. В 1992 году окончил Московский технический университет им. Баумана, в 1998 году – Тюменский государственный нефтегазовый университет. В 1992 году пришел в нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Барсуковнефть» объединения «Пурнефтегаз» слесарем-ремонтником, в 1998 году вырос до главного инженера — начальника нефтегазодобывающего предприятия (НГДП) «Барсуковнефть», в 2004 году назначен гендиректором «Роснефть-Пурнефтегаза», а в 2005 году возглавил «Юганскнефтегаз». «Мангазея-Новая Югра»

Oil&GasEURASIA

EUROCORR 2010

Corrosion Kills Profits! So Why Not Invest in the Best Technologies?

Коррозия съедает прибыль! Так может, не стоит экономить на новых технологиях? For the first time ever, Russia is hosting EUROCORR, Europe’s most prestigeous gathering of specialists in corrosion science and engineering. The event in Moscow, 13-17 September, is organized under the auspices of Gubkin State Oil&Gas University and draws participants from around the globe, including the United States. Here, OGE talks to pipe manufacturers, scientists and corrosion professionals to learn why corrosion management matters, who can work for Gazprom and which coatings are in highest demand in Russia, one of the world’s largest oil and gas industries. Впервые в истории Россия принимает EUROCORR 2010, престижнейший форум, собирающий ведущих ученых и инженеров, специализирующихся в борьбе с коррозией. Мероприятие пройдет в Москве 13-17 сентября при содействии РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Среди участников – специалисты-коррозионисты из разных стран мира, включая США. Побеседовав с ними и с производителями, корреспонденты НГЕ узнали, почему коррозией необходимо управлять, какая квалификация требуется, чтобы стать подрядчиком «Газпрома», а также какие антикоррозийные покрытия пользуются наибольшим спросом в России – одной из ведущих нефтегазовых держав мира.

Beam me up Scotty! The bacteria down here wants me for dinner!

Найти и обезвредить! Как бороться с коррозией, вызываемой бактериями

Who says corrosion control has to be boring? Here’s the latest from the frontiers of science where “no (oil) man has gone before.” Oil&Gas Eurasia begins its Eurocorr round table with a discussion with Dr. David Horsup, Division Vice President, Research and Development at Nalco Energy Services in Houston.

Кто сказал, что борьба с коррозией – скучное занятие? Вот свежие новости с “передового края науки”, где еще не не ступала нога человека (из «нефтянки»). «Нефть и газ Евразия» начинает круглый стол в рамках EUROCORR дискуссией с доктором Дэвидом Хорсапом, вице-президентом научно-исследовательского подразделения Nalco Energy Services в Хьюстоне. ● David Horsup, PhD,

Nalco Energy Services. ● Дэвид Хорсап, д.т.н.,

Nalco Energy Sevices.

Nalco scientists and engineers today are pushing the boundaries of research into corrosion control well beyond traditional chemistry and metallurgy. Among other things, they are employing gene sequencing techniques to identify corrosive bacteria and to target its vulnerabilities. Scientists and engineers are also adapting “smart technologies” from the world of IT to remotely enable corrosion mitigation in hydrocarbon processing and pipeline transport systems found far from human habitats. Solids that settle along the bottom of pipelines – particularly in gathering systems that are not pigged – shield bacteria and the corrosive chemicals they produce from traditional chemical corrosion inhibitors. Downhole, many grades of corrosion-resistant alloys can be

Ученые и инженеры Nalco сегодня расширяют границы исследований в области контроля коррозии за пределы традиционной химии и металлургии. Помимо прочего, они применяют методы генетического секвенирования для идентификации бактерии, вызывающей коррозию, попутно вскрывая уязвимые места самой бактерии. Ученые и инженеры также адаптируют «интеллектуальные технологии» из области IT с целью минимизации воздействия коррозии на удаленных объектах в переработке углеводородов и трубопроводных транспортных системах, расположенных вдалеке от мест обитания человека. Твердые отложения вдоль дна трубопроводов – в частности в системах сбора, которые имеют слишком малый диаметр для внутренней очистки скребками – это бактерии и коррозионно-активные химикаты, которые бактерии генерируют из традиционных ингибиторов химической коррозии. На забое скважины может использоваться более десятка коррозионно-устойчивых сплавов в трубах из углеродистой стали, которые участвуют в добыче жидкости, вызывающей коррозию (например, на серосодержащих месторождениях в Татарстане или вокруг Астрахани). Но чем дороже марка сплава, тем выше стоимость добычи; поэтому коррозия – Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

EUROCORR 2010

used in place of carbon steel tubulars in fields that produce very corrosive fluids (such as the sour fields found in Tatarstan and around Astrakhan.) But the higher the grade of the alloy, the higher the capital cost of production; and so corrosion – whose cost to prevent must be weighed against the cost of production down time, well repair, and the impact on operational safety, the environment and the corporate brand – becomes an issue for the executive suite as well as for the laboratory. OGE: What do you see as the main challenges for the corrosion industry? HORSUP: I would say that the major challenges in upstream oil and gas fall into three main areas: remotely-operated facilities, producedfluid chemistry and microbially-influenced corrosion. First, we need more inherently reliable facilities. These may be unmanned facilities (pipelines, gathering systems, production facilities) where corrosion needs to be mitigated. And because a lot of new production is in very remote locations – in deserts, in Siberia and in deep water – these facilities can be made more reliable through smart systems. A smart system, for example, would be able to readily identify when the corrosion rate had increased significantly, and then corrective action could be taken immediately. These smart systems rely heavily on automated technology so as to be able to remotely see corrosion both internally and externally and to proactively address the issue. An example would be a smart system on a remotely-located pipeline that would detect abnormalities with respect to the corrosion rate, and send a signal to a control unit that would immediately activate a chemical injection system. This system would increase the level of inhibitor to bring the corrosion rate back in line. I’m speaking here primarily about internal corrosion, which in many cases, can be more aggressive than external corrosion. The infrastructure could be anything. It could be down-hole, it could be a pipeline, or it could be a separation facility. Smart systems are really the way the industry is moving. The idea is to automate as much as possible, to take proactive measures, and to minimize human intervention. Производство изделий и компонентов для нефтегазодобывающего оборудования отечественных и зарубежных производителей

Инновации

Качество

Время

• Резинотехнические изделия (РТИ) теплостойкого исполнения. Соответствие требованиям «ТНК-BP», «Роснефть» к оборудованию всех категорий. • Производство полимерных изделий и нанесение защитных полимерных покрытий. Химстойкость при pH 1 - 12, температуростойкость до +300 оС, низкое солеотложение, износо - и задиростойкость. • Фильтрующие элементы на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) и фильтры. Назначение противопесочное, тонкость фильтрации 800 — 80 мкм. • Инжиниринг – проектирование изделий, разработка компонентов, технологий, испытания.

ООО “РЕАМ-РТИ” Адрес: 143900, г. Балашиха, ул. Советская, д. 36 Тел./факс: +7 (495) 544-66-30 Тел.: +7 (495) 978-48-85 E-mail: info@ream-rti.ru Сайт: www.ream-rti.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

стоимость предотвращения которой должна быть сопоставлена со стоимостью простоя и ремонта скважины – становится важной задачей не только для сотрудников лаборатории, но и для руководства. НГЕ: Каковы, на Ваш взгляд, основные проблемы в области защиты от коррозии? ХОРСАП: В области добычи нефти и газа я бы разделил проблемы на три главных направления: интеллектуальные технологии, химический состав добываемой нефти и биохимический анализ бактерий. Прежде всего, требуется изначально более надежное оборудование. Это может быть оборудование, работающее без участия обслуживающего персонала (трубопроводы, системы сбора, область переработки), где воздействие коррозии нужно свести к минимуму. И, поскольку большая доля новых регионов добычи приходится на удаленные участки – в пустынях, в Сибири и на глубоководье, – это оборудование должно стать более надежным с помощью интеллектуальных систем. Они же могут оперативно фиксировать существенное увеличение скорости коррозии и возможность разрушения. Такие системы в значительной степени основаны на технологиях автоматизации, обеспечивающих возможность удаленного обнаружения коррозии как внутри, так и снаружи, а также быстрого реагирования на проблему. Если перейти в область химии, интеллектуальная система на удаленном трубопроводе обнаружит отклонения от нормы с учетом скорости коррозии и отправит сигнал на контроллер, который мгновенно (с нажатием кнопки) впрыснет ингибитор, чтобы восстановить прежний уровень скорости коррозии. В данном случае имеется в виду внутренняя коррозия, которая, как показывает практика, обычно относится к более агрессивному типу. Инфраструктура может быть самой различной – забой скважины, трубопровод или сепарационное оборудование. Отрасль движется именно в направлении интеллектуальных систем. Идея состоит в максимальной автоматизации и принятии профилактических мер. НГЕ: Насколько отрасль восприимчива к этим интеллектуальным технологиям, и можете ли Вы дать комментарий касательно отношения российской «нефтянки»? ХОРСАП: Интеллектуальные технологии – очень небольшая часть отрасли сегодня, но многие крупные компании, включая Nalco, работают над технологиями, которые делают эти методы частью реальных условий. Коррозия – вызов для отрасли во всем мире. В России главной сложностью является внедрение новых технологий. В этом регионе вызовы коррозии очень серьезные, и они требуют применения лучшего промышленного опыта. НГЕ: Какие технологии используются для проверки трубопроводов в «не слишком интеллектуальном» мире? ХОРСАП: Один из способов выявления степени коррозии в трубе – это закладка в нее металлической пластины. Оставляете ее в потоке и после трех месяцев вынимаете, получая индикатор того, как коррозия действует на внутреннюю поверхность труб. Можно также закладывать электрический зонд. Он дает информацию по скорости коррозии за период в часах и днях, в зависимости от прибора. Но часто разрушение успевает произойти еще до того, как устройство выявит проблему. В России во многих регионах если инспектирующие устройства и применяются, в них используется контрольная пластинка. Необходимо повсеместно принимать на вооружение более свежие решения. НГЕ: Вы упомянули три проблемы. Что еще? ХОРСАП: Еще одной большой проблемой является природа добываемой жидкости, и, соответственно, химический состав добываемой нефти. В России исключительно коррозионной является сама нефть. Ее основные коррозионные компоненты – сероводород и углекислый газ.

#9 September 2010

EUROCORR 2010 OGE: How receptive is the industry to these smart technologies and can you comment specifically on the attitudes of the Russian industry? HORSUP: Smart technology makes up a very small part of the industry today, but a lot of major companies, including Nalco, are working on technologies to make this a reality. Corrosion is a challenge everywhere. The challenge in Russia in general, is the adoption of the latest corrosion-control technologies. The corrosion challenges in this region are severe and this requires the adoption of industry best practices. OGE: What technologies are used to check pipelines in a “not-sosmart” world? HORSUP: One technique used to indicate the corrosion rate in a pipeline, involves inserting corrosion coupons into the production fluids. These strips of metal matched to the pipeline metallurgy remain in place for a set period (typically three months). Upon their removal, the average corrosion rate can be calculated. Another method is the use of electrochemical probles. These provide corrosion rate information over a period of hours or days depending upon the device. But sometimes, by the time such devices detect a problem, the damage has been done. In many locations in Russia, if a monitoring program is in place, it most likely involves corrosion coupons. More recent advances have yet to be widely embraced. OGE: You mentioned “three challenges”. What else? HORSUP: Another big challenge is the nature of the fluids that are now being produced. In many parts of Russia, the oil is extremely corrosive. Its main corrosives are H2S and carbon dioxide. Additionally, in many fields, the temperature of the produced fluids is getting higher; the amount of water is increasing, and the salinity is increasing. You put all of this together and you get highly corrosive fluids. Plus, many older fields produce solids – sand or clay. Not only can these solids accelerate failure through an erosion-corrosion mechanism, they can also collect at the bottom of a pipeline and lead to very aggressive localized under-deposit corrosion. Some of this corrosion is caused by bacteria that collect in the bottom of the pipe in what we call the 6-o’clock position. Bacteria can produce H2S and more complex acids as well. The challenge is to prevent the bacteria from accumulating in the first place, because if the bacteria becomes covered with sand and other solids, it is harder for any chemical treatment, biocide or corrosion inhibitor to do its job. Solids that accumulate on top of bacteria at the bottom of a pipeline also act like a sponge, creating what we call “parasitic consumption” of corrosion inhibitors. The corrosion inhibitor is adsorbed onto the surface of this material and never reaches the metal surface it was designed to protect. We first need to remove these solids from the line. One of Nalco’s latest technologies, Clean n Cor®, addresses this problem. It is a chemical treatment that you inject and it cleans away oily solids that accumulate in the bottom of a pipeline. At the same time, our treatment lays down a corrosion inhibiting film on the interior metal surface. Nalco introduced this patented technology, and it is especially useful in pipelines that cannot be pigged. It is also highly effective in water injection systems and has resulted in increased water injection rates. OGE: And the third challenge? HORSUP: The last thing which is critical is being able to control microbially influenced corrosion. (See Case Study p. 39, “Optimization of a Microbial Control Program to Minimize the

Кроме того, температура добываемой жидкости повышается; увеличивается количество воды и содержание солей. Объедините эти факторы – и получится агрессивная коррозионная жидкость. Кроме того, на многих месторождениях поздней стадии разработки добыча осложняется наличием твердых включений, песка или глины. Эти твердые включения могут быть очень агрессивными. Они собираются на дне горизонтального трубопровода, который доставляет жидкость к добывающему оборудованию, и тоже могут быть очень агрессивны в плане коррозии. Некоторые из этих видов коррозии вызываются бактериями, которые собираются на дне трубы в так называемой «позиции „6 часов“». Как правило, бактерия выделяет сероводород и более сложные окисляющие составы. Проблема состоит в том, чтобы предотвратить накопление бактерий в упомянутом месте, потому что если они покроются песком или другими твердыми веществами, любому ингибитору коррозии будет сложнее справиться с задачей. Твердые вещества, которые собираются на верхней части бактерии на дне трубопровода, действуют как губка, создавая то, что называется «паразитным расходом» ингибиторов коррозии. Ингибитор абсорбируется на поверхности этого материала и никогда не достигает металлической поверхности, которую он должен защищать согласно проекту. Прежде всего, необходимо удалить твердые вещества с линии. Для этого предназначен один из продуктов Nalco, Clean n Cor®. Производится химическая обработка, которая удаляет загрязненные нефтью твердые вещества, накапливающиеся на дне трубопровода. В то же время, после обработки на внутренней металлической поверхности остается пленка ингибитора коррозии. Такую технологию, особенно необходимую в трубопроводах, которые невозможно очистить с помощью скребка, и предлагает Nalco. Технология также высокоэффективна в трубах, по которым проходит жидкость с высокой обводненностью. НГЕ: А что представляет собой третья задача? ХОРСАП: Еще одна существенная вещь, которую нужно знать – какие виды бактерий присутствуют в этих отложениях (см. анализ проблемы на стр. 39 «Оптимизация программы микробиологического контроля с целью снижения риска коррозии под влиянием микробиологических факторов»). Nalco разработала технологию для определения видов бактерий в этих отложениях. На ее основе мы можем создать программу минимизации последствий для специфических видов содержащихся бактерий. Исторически, проводилось очень мало научных исследований по идентификации бактерий. Выполненные исследования носили слишком обобщающий характер, и наука не могла помочь выбрать правильный биоцид для каждой конкретной ситуации. Для идентификации существующих бактерий мы использовали технологию генетического секвенирования, чтобы решить проблему минимизации воздействия. Это никогда не делалось в отрасли ранее. До тех пор, пока неизвестно, с какой бактерией мы имеем дело, крайне сложно разработать средство борьбы с проблемой.

Исполнительный директор Общества по борьбе с коррозией NACE International Роберт Чалкер НГЕ: Предстоящий конгресс EUROCORR 2010 впервые пройдет в России. Что это значит для Вас лично и для мировой науки в области борьбы с коррозией? ЧАЛКЕР: Проведение EUROCORR в России свидетельствует о том, что коррозия становится проблемой мирового масштаба. Коррозия – это тихий убийца важнейшей инфраструктуры планеты (в которую входят системы водоснабжения и сточных вод, мосты, системы распределения электроOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

Risk of Microbiologically Influenced Corrosion.) Nalco has developed a technology to identify what strains of bacteria are in these deposits. On the basis of this we can design the right mitigation program for the specific types of bacteria that are present. Historically, there has been very little research performed with respect to identifying bacteria. What has been done has been very generic and there has been little science done to determine the right biocide and mitigation strategy to use in a particular situation. So we have leveraged some of the science that is used in sequencing genes and we have brought that science into the oil industry. We have used genetic sequencing technology to determine what specific bacteria are present, so that we can specifically target a mitigation program. This has never been done before in the oil and gas industry. Until you specifically know what bacteria you are dealing with, it is very difficult to develop the optimal mitigation program.

NACE International, the Corrosion Society, Executive Director Robert Chalker OGE: The upcoming EUROCORR 2010 congress will take place for the first time in Russia. What does it mean to you and to the world corrosion science and industry? CHALKER: Having EUROCORR in Russia highlights the fact that corrosion is a problem across the globe. Corrosion is a silent killer

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EUROCORR 2010 энергии, резервуары для хранения жидкости, объекты атомной энергетики, и т. д.), и данная конференция дает прекрасный шанс специалистам в этой области объединиться и направить совместные усилия в русло решения накопившихся проблем. В недавнем отчете Всемирной организации по борьбе с коррозией говорится, что коррозия обходится мировой экономике в $2 трлн ежегодно. Эти потери подрывают уклад нашей жизни и побуждают к более решительным действиям. Откладывать решение данной проблемы мы уже больше не можем. НГЕ: Почему вопросы защиты от коррозии столь важны для нефтегазового сектора? ЧАЛКЕР: Коррозия – это принципиальный вызов всей нефтегазовой промышленности. Многие ключевые активы в отрасли достигли, достигнут в будущем или уже превысили проектные сроки эксплуатации, и если мы не будем принимать мер по предотвращению или минимизации негативных последствий коррозии, то в итоге лишимся этих жизненно важных активов. В отчете за 2002 год стоимость потерь в нефтегазовой отрасли из-за коррозии оценивалась в более чем $8 млрд ежегодно. Без сильной нефтегазовой промышленности мировая экономика получит болезненный удар. Недавние аварии в США – лишнее тому подтверждение. Авария на северном склоне Аляски и недавняя авария в штате Мичиган, также вызванная коррозией, компрометируют нефтегазовую промышленность и могут повлечь крупные экологические последствия, стать угрозой личной безопасности человека или привести к уничтожению ключевых активов. НГЕ: Какие суммы можно сэкономить благодаря внедрению на практике решений по антикоррозийной защите? ЧАЛКЕР: Если применять правильные технологии по предотвращению коррозии и минимизации причиненного ей ущерба, то, по некото-

EUROCORR 2010 of the world’s critical infrastructure (water and wastewater systems, bridges, energy distribution systems, storage tanks, nuclear facilities, etc.) and this conference is a great opportunity for the corrosion profession to work together to begin to address the problem. In a recent report, the World Corrosion Organization stated that corrosion costs the world economy over $2 trillion annually. This threatens our way of life and challenges us to be more proactive in addressing the problem. We can no longer wait to address corrosion. OGE: Why corrosion protection issues are so important for the oil and gas sector? CHALKER: Corrosion is a key challenge for the oil and gas industry. Many of the key assets in the industry have reached, will be reaching or have already exceeded their design life and without corrosion prevention and mitigation we will lose these vital assets. In a 2002 report, the cost of corrosion to the oil and gas industry was estimated to be over $8 billion annually. Without a strong oil and gas industry much of the general world economy will be impacted. Recent failures in the United States have highlighted this point. From the failure on the Alaskan Slope to the recent failure in Michigan corrosion is compromising the oil and gas industry and leads to a potentially huge environment impacts, threatens personal safety, or destroys key assets. OGE: How much money can we save by implementing corrosion protection solutions? CHALKER: It has been estimated that almost one-third of the cost of corrosion can be avoided if proper corrosion prevention and mitigation techniques are applied. OGE: Can you name the most important solutions proposed to the industry during the last five years? CHALKER: I am not sure if there is one key solution, but I think that the new approach of corrosion management is one of the biggest changes. Corrosion management is looking at the whole asset from design to replacement and determining what are the corrosion considerations at each phase of the asset’s life. By moving to this thought process we are better able to understand what the constraints are on a system and how we can best prepare each phase of the systems functional life and address corrosion earlier. By having a corrosion consideration in the design of the structure we will have the greatest impact on extending the life of the structure. With corrosion management we are looking at what is needed for the material selection, design, location of the system, type of product in the system, what industry standards, and training are needed to enable the owners to achieve the desired life of the asset. OGE: What role does your organization play in corrosion prevention on a global scale? CHALKER: NACE International, the Corrosion Society, is a professional technical society that offers technical training and certification programs, sponsors conferences, and produces indus-

#9 September 2010

рым оценкам, можно сэкономить приблизительно одну треть финансовых потерь от коррозии. НГЕ: Перечислите, пожалуйста, ключевые, на Ваш взгляд, технологические решения, которые были предложены отрасли за последние пять лет? ЧАЛКЕР: Я не уверен, что существует одно-единственное ключевое решение, но, по-моему, одним из самых главных «прорывов» стал новый подход к управлению коррозией. Управление коррозией рассматривает актив в целом с момента его проектирования до замены и позволяет определить, какие меры по борьбе с коррозией необходимо принимать на каждом этапе эксплуатационного цикла актива. Подобный осмысленный подход к решению проблемы позволяет лучше понять ограничения, имеющиеся в системе, выработать механизмы наилучшей подготовки системы на каждой стадии ее эксплуатации, и, соответственно, принять меры по предотвращению коррозии на более ранних этапах. Учтя все моменты, связанные с коррозией, еще на стадии проектирования объекта, мы получим огромную пользу с точки зрения продления срока его эксплуатации. Управление коррозией подразумевает анализ всего того, что необходимо при отборе материалов, проектировании, выборе местоположения системы, определении типа продукции, используемой в ней, а также селекции промышленных стандартов и схем обучения, которые позволят владельцам добиться максимальной продолжительности при эксплуатации актива. НГЕ: Какова роль вашей организации во всемирной борьбе с коррозией? ЧАЛКЕР: Общество по борьбе с коррозией, действующее в рамках NACE International, является профессиональной технической организацией, которая предлагает техническое обучение и программы по сертификации, спонсирует конференции, устанавливает промышленные стандарты и выпускает отчеты, публикации и программное обеспечение. Созданная в 1943 году, NACE сегодня насчитывает более 23 тыс. членов по всему миру и занимается решением проблем, связанных с общественной безопасностью, защитой окружающей среды и минимизацией экономического ущерба, вызванного коррозией, за счет продвижения знаний в области промышленной коррозии и научных исследований. NACE International является ведущей в мире организацией, объединяющей специалистов, борющихся с коррозией.

Руководитель направления защиты от коррозии TOTAL E&P, председатель рабочей группы EFC WP13 «Коррозия в нефтегазовой отрасли» Тьерри Шевро НГЕ: Предстоящий конгресс EUROCORR 2010 впервые пройдет в России. Что это значит для Вас лично и для мировой науки в области борьбы с коррозией? ШЕВРО: Коррозия является весьма затратной проблемой во всем мире, и это проблема поистине глобального масштаба. Принимая у себя EUROCORR 2010, Россия демонстрирует приверженность европейских специалистов-профессионалов, борющихся с коррозией, к работе и диалогу в международном формате, обмену опытом с коллегами и поиску новаторских решений в области контроля коррозии в странах Европы. Более того, для рабочей группы 13 нашей федерации, Россия является крупным игроком с многочисленными, широкомасштабными проектами и большими запасами нефти и газа. НГЕ: Назовите, пожалуйста, основные направления в обеспечении защиты от коррозии, которые сегодня находятся в центре внимания ученых-разработчиков? ШЕВРО: В области добычи нефти и газа выполнение проектов крупного масштаба во все более и более сложных климатических (морские проекOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

try standards and reports, publications and software. Established in 1943, NACE has more than 23,000 members worldwide and is dedicated to promoting public safety, protecting the environment, and reducing the economic impact of corrosion by advancing the knowledge of corrosion engineering and science. NACE International is the leading society for corrosion professionals in the world.

Head of Corrosion for TOTAL E&P, Chairman of EFC WP13 “Corrosion in Oil & Gas” Thierry Chevrot OGE: The upcoming EUROCORR 2010 congress will take place for the first time in Russia. What does it mean to you and to the world corrosion science and industry? CHEVROT: Corrosion constitutes a very costly problem around the globe, and therefore, remains a truly international subject. Hosting EUROCORR 2010 in Russia shows the commitment of European corrosion professionals to work and communicate internationally, to share experience with others, and to look for innovative solutions to control corrosion throughout Europe. Moreover, for the Oil and Gas Working Party (WP13), Russia is a major player with numerous, large scale projects, and extensive oil and gas reserves. OGE: Can you, please, name the main directions in corrosion protection that are in focus of the international research and development today? CHEVROT: In oil and gas production, large-scale projects in increasingly difficult conditions (high pressure, high temperature, high H 2 S levels, deeply buried reservoirs) mean that existing materi-

EUROCORR 2010 ты на больших глубинах, арктические проекты) и иных условиях (высокое давление и температура, высокий уровень сероводорода, глубоко залегающие пласты) означает, что необходимо не только использовать существующие материалы на пределе возможностей, но и разрабатывать новые материалы. Развитие мега-проектов, для которых характерны весьма длительные эксплуатационные сроки (до 50 лет) также означает, что понимание механизмов действия коррозии и минимизации ее негативного воздействия приобретает все большую важность в свете намерений получить в этих проектах экономическую выгоду. НГЕ: Какие суммы можно сэкономить благодаря внедрению на практике решений по антикоррозийной защите? ШЕВРО: До сих пор проводилось несколько исследований с целью определения размер финансовых потерь, связанных с коррозией в нефтегазовом секторе. Конечно, какого-то общего стандарта для таких подсчетов нет, и результаты исследований могут отличаться, но в конце 1990-х годов эти потери оценивались примерно в $0,3-0,5 за баррель. Тем не менее, если за коррозией не вести должного контроля, уделяя внимание вопросам охраны здоровья, безопасности и защиты окружающей среды, ущерба экосистеме и потерь в добыче, то эти затраты могут быть огромными. НГЕ: Перечислите, пожалуйста, ключевые, на Ваш взгляд, технологические решения, которые были предложены отрасли за последние пять лет? ШЕВРО: В последние годы сократить размеры финансовых потерь, вызванных коррозией, удавалось за счет расширенного применения существующих материалов. В то же время, более глубокие знания в сфере понимания механизмов действия коррозии помогли внедрить новые разработки в области контроля за ней. Эти решения были адекватными и одновре-

als have to be used to their limits, and new materials have to be developed. The development of mega projects, with extremely long design lives (up to 50 years), also means that the knowledge Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EUROCORR 2010 of corrosion mechanisms and their mitigation is more and more important in order to make these projects economically viable. OGE: How much money can we save by implementing corrosion protection solutions? CHEVROT: Several studies have been carried out to try to pinpoint the cost of corrosion in the oil and gas sector. Of course, there is no standard way of calculating the corrosion costs, and the results can vary, but in the late 1990s, the cost of corrosion was evaluated to be around $0.30 to $0.50 per barrel. However, the cost of corrosion can be huge if one cannot manage to control it properly with associated HSE issues, environmental damage, and loss of production. OGE: Can you name the most important solutions proposed to the industry during the last five years? CHEVROT: The extension of the use of existing materials to new environments has been a major contributor to reducing the cost of corrosion in the last few years. Similarly, a more in-depth knowledge of corrosion mechanisms has helped to propose corrosion control solutions that were adequate, while guaranteeing the economical viability of projects.

Professor at Ecole Nationale Supérieure des Mines de St. Etienne, head of Physical Mechanics and Interfaces Dept. Krzysztof Wolski OGE: The upcoming EUROCORR 2010 congress will take place for the first time in Russia. What does it mean to you and to the world corrosion science and industry? WOLSKI: It is exciting to have this opportunity to discover Russian R&D activities in corrosion related to the oil and gas sector. OGE: Can you name the main areas in corrosion protection that are the focus of international research and development today? WOLSKI: Understanding corrosion and failures under stress, namely Stress Corrosion Cracking phenomena and building a quantitative model to predict the remaining lifetime of components. OGE: Why are corrosion protection issues so important for the oil and gas sector? WOLSKI: Because – if solved successfully – they can help increase the reliability of installations. OGE: How much money can be saved by implementing corrosion protection solutions? WOLSKI: A lot, I expect, but long-term programs (three-year Ph. D. studies) must be systematically launched. OGE: Can you name the most important solutions proposed to the industry during the last five years, including those implemented or proposed by your company? WOLSKI: Accelerated stress corrosion cracking tests on small notched specimens to classify different grades of structural

#9 September 2010

менно смогли гарантировать извлечение экономической выгоды из этих проектов.

Профессор Высшей национальной горной школы в Сент-Этьене, руководитель Департамента физической механики и интерфейсов Кшиштоф Вольски НГЕ: Предстоящий конгресс EUROCORR 2010 впервые пройдет в России. Что это значит для вас лично, и для мировой науки в области борьбы с коррозией? ВОЛЬСКИ: Я восхищен тем, что мне представился шанс ознакомиться с деятельностью российских научно-исследовательских учреждений, работающих в области защиты от коррозии в нефтегазовом секторе. НГЕ: Вы можете перечислить основные направления в области защиты от коррозии, на которых сосредоточено внимание ученых во всем мире? ВОЛЬСКИ: В первую очередь это понимание самой коррозии и дефектов, которые происходят в результате напряжения, в частности – феномена коррозионного растрескивания под напряжением, а также построение количественной модели, позволяющей спрогнозировать остаточный срок эксплуатации компонентов. НГЕ: Почему вопросы защиты от коррозии столь важны для нефтегазового сектора? ВОЛЬСКИ: Они важны потому, что их успешное решение позволяет повышать надежность установленного оборудования. НГЕ: Какие суммы можно сэкономить благодаря внедрению на практике решений по антикоррозийной защите? ВОЛЬСКИ: Реализация проектов по антикоррозийной защите позволяет сэкономить существенные средства, но достижение этой цели требует, в первую очередь, запуска долгосрочных научно-исследовательские программ, таких как трехлетнее обучение в докторантуре. НГЕ: Перечислите, пожалуйста, ключевые, на Ваш взгляд, технологические решения, которые были предложены отрасли за последние пять лет? ВОЛЬСКИ: Могу назвать испытания ускоренного коррозионного растрескивания под напряжением на образцах труб с небольшим вырезом, позволяющие провести классификацию структурных материалов различного класса, с точки зрения их сопротивления растрескиванию, с помощью экологического воздействия. Также стоит упомянуть понимание перераспределения напряжения на поверхности во избежание растрескивания и моделирование вершин трещины с целью определения оставшегося срока эксплуатации структурных материалов.

Коммерческий директор ОАО «ЧТПЗ» Ярослав Ждань НГЕ: Какие технические решения в области защиты от коррозии реализованы в продуктах компании? ЖДАНЬ: В трубоэлектросварочном цехе ЧТПЗ с 2000 года работает технологическая линия по нанесению наружных полимерных покрытий (эпоксидных, трехслойных полиэтиленовых и полипропиленовых) на трубы диаметром от 219 мм. Второй аналогичный участок был запущен в эксплуатацию в 2006 году. Суммарная годовая мощность обеих линий – 600 тыс. т. В сочетании с передовыми технологиями нанесения покрытия, оборудование участков обеспечивает челябинским ТБД соответствие всем Oil&GasEURASIA

EUROCORR 2010 materials in terms of their resistance to environmentally-assisted cracking. Understanding surface stresses redistribution to delay crack initiation and modeling crack-tip dislocations interactions to estimate the remaining lifetime of structural materials.

ChTPZ Commercial Director Yaroslav Zhdan OGE: What technological solutions has ChTPZ developed to protect pipes from corrosion? ZHDAN: Since 2000 ChTPZ’s pipewelding shop has featured a technological line for applying external polymer coatings (epoxy, three-layer polyethylene and polypropylene) on pipes with a 219-millimeter diameter and bigger. A second line was launched in 2006. The total capacity of both lines is 600,000 tons per year. Coupled with advanced coating technologies, this equipment ensures Chelyabinsk-made large-diameter pipes comply with all modern requirements for pipes with anticorrosive coatings. Last year, ChTPZ launched a line for applying internal coatings on pipes with a 508-millimeter diameter and bigger. The project aims to meet future requirements of major buyers of ChTPZ products – companies working in the fuel and energy sector. This technology envisages the application of a smooth coating on the internal surface of pipes, making it possible to slash the costs of pumping of oil and gas. At the facility, where we produce 400,000 tons of pipes per year, we are also able to apply internal protective coatings which help extend the serviceable life of oil and gas pipelines. In general, external and internal coatings provide longterm corrosion protection for ChTPZ products – on average, these pipes can last for more than 30 years. PNTZ (Pervouralsky Novotrubny Zavod – a pipe factory which is part of the ChTPZ Group – OGE) manufactures and delivers 13HFA and 08HMFBChA class steel oil and gas pipes with high corrosion resistance in operating flowlines to the market. These pipes’ reliability has been proven over many years of operation by a great number of oil and gas producers. PNTZ adheres to a client-oriented policy. For instance, company experts have developed special H2S-resistant pipes to be used in pipelines at Gazprom sour gas fields. Gazprom VNIIGAZ has issued a positive statement confirming these pipes comply with Gazprom’s requirements and its subsidiaries have planned stand and bypass tests. OGE: Did these solutions require retooling your manufacturing facilities? ZHDAN: Launching a facility for applying protective coatings is an inseparable part of our complex program to upgrade pipe manufacturing processes at ChTPZ and PNTZ. Each technological line is a large investment project worth several million Euros and envisages installing highly productive equipment and using modern technologies. For instance, the line for applying internal coatings cost ChTPZ 16 million Euros. The facility features a unit for internal pipe flushing, a

#9 September 2010

современным требованиям, предъявляемым к трубам с антикоррозионным покрытием. В прошлом году на ЧТПЗ была запущена линия по нанесению внутренних покрытий на трубы диаметром от 508 мм. Проект нацелен на выполнение перспективных требований предприятий топливно-энергетического комплекса – основных потребителей продукции ЧТПЗ. Технология предполагает нанесение на внутреннюю поверхность труб гладкостного покрытия, что позволяет снизить затраты на прокачку по трубопроводам нефти и газа. На участке мощностью до 400 тыс. т труб в год также возможно наносить внутреннее защитное покрытие, позволяющее существенно продлить срок службы нефте- и газопроводов. В целом внутренние и наружные покрытия обеспечивают продукции Челябинского трубопрокатного завода долговечную защиту от коррозии – более чем на 30 лет. ПНТЗ (ОАО «Первоуральский новотрубный завод», входит в состав Группы ЧТПЗ – НГЕ) производит и поставляет на рынок нефтегазопроводные трубы из стали марки 13ХФА и 08ХМФБЧА с высокой стойкостью против коррозии при эксплуатации промысловых трубопроводов. Надежность этих труб доказана многолетней эксплуатацией во многих нефтегазодобывающих предприятиях. Компания проводит, политику, ориентированную на клиента. Так, например, для добычи кислого газа на месторождениях ОАО «Газпром» техническими специалистами ПНТЗ разработаны газонефтепроводные трубы в сероводородостойком исполнении. В настоящий момент получено положительное заключение ООО «Газпром ВНИИГАЗ» о соответствии комплекса свойств разработанных труб требованиям ОАО «Газпром». Запланированы подконтрольные стендовые и байпасные испытания в дочерних обществах газовой компании. НГЕ: Потребовалось ли для реализации этих решений переоснащение производства? ЖДАНЬ: Запуск мощностей по нанесению защитных покрытий – неотъемлемая часть комплексной программы модернизации трубного производства ЧТПЗ и ПНТЗ. При этом каждая технологическая линия – это крупный инвестиционный проект стоимостью в несколько миллионов евро, предполагающий установку оборудования с высокой производительностью, использование современных технологий. Так, например, линия по нанесению внутренних покрытий на ЧТПЗ обошлась компании в 16 млн евро. На участке установлены: установка внутренней промывки труб, установка предварительного нагрева, оборудование для дробеструйной очистки, установка нанесения покрытия, сушильная камера и пр. НГЕ: Планируется ли развивать направление защиты от коррозии в дальнейшем? ЖДАНЬ: Нанесение защитных покрытий можно считать динамично развивающейся технологией. В настоящее время практически все трубы большого диаметра, отгружаемые с ЧТПЗ, – с покрытием, так как для основных потребителей ТБД – нефтяников и газовиков – существенное увеличение срока эксплуатации труб за счет покрытия является серьезным аргументом. Что касается внутреннего покрытия, то оно пока наносится в основном на большие трубы для магистральных газопроводов для увеличения объема прокачиваемого газа. Применение же покрытий для защиты от коррозии труб диаметром 508 мм и более – единичные случаи (например, трубы с внутренним покрытием для питьевого водопровода во Владивостоке).

Главный специалист по антикоррозионному покрытию ВМЗ Олег Раев НГЕ: Какие технические решения в области защиты выпускаемой продукции от коррозии реализованы на ВМЗ? РАЕВ: Для обеспечения перманентной защиты труб от коррозии на ВМЗ применяют следующие виды покрытий: – двух- и трехслойные полиэтиленовые; Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

EUROCORR 2010

unit for preliminary heating, shotblast equipment, a coating unit, a drying chamber, etc. OGE: What further developments are planned in terms of protecting pipes from corrosion? ZHDAN: The application of protective coatings is a dynamically developing technology. Today, practically all large-diameter pipes delivered by ChTPZ are protectively coated since major consumers of these pipes – oil and gas companies – consider extending a pipe’s serviceable life with coating to be a rather important argument in favor of this technology. As far as internal coating is concerned, we can say that it is being predominantly applied on large trunkline pipes in order to increase the volume of shipped gas. There are also individual cases of using coating to ensure anti-corrosive protection for pipes with a 508-millimeter diameter and bigger (for example, internally-coated pipes used in the Vladivostok drinking water supply system).

VMZ chief specialist on anticorrosion coatings Oleg Rayev OGE: What technological solutions has Vyksa Metallurgical Plant (VMZ) developed to protect pipes from corrosion? RAYEV: In order to secure permanent anti-corrosion protection of pipes, VMZ uses the following types of coatings: – two- and three-layer polyethylene coatings; – three-layer polypropylene coatings; – one- and two-layer epoxy coatings. To secure temporary anti-corrosive protection of pipes and train carriage wheels during storage or transportation, VMZ specialists apply paint coatings based on waterborne materials and treat metals with oils. Coatings based on two-component epoxy paints are used to ensure protection of the interior surface of pipes. OGE: Did these solutions require retooling your manufacturing facilities? RAYEV: In order to provide a high level of anti-corrosive protection for pipes, in 2007 VMZ built a specialized technological line for applying protective coatings. Currently VMZ has five lines for applying external coatings and one for internal coatings. OGE: Do you have further plans to develop anti-corrosive technologies? RAYEV: Yes, of course. We plan to build a line for applying internal anti-corrosive coatings for small- and medium-diameter pipes (less than 530 millimeters in diameter). We are also looking into setting up a new facility for pipe conservation in Shop #5 where we produce casing pipes. OGE: Do you plan to manufacture new products related to anti-corrosive protection? RAYEV: VMZ plans to start using new types of coatings that ensure temporary anti-corrosive protection soon. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

– трехслойные полипропиленовые; – одно- и двухслойные эпоксидные. Для обеспечения консервационной антикоррозионной защиты труб и железнодорожных колес на время их хранения / транспортировки специалисты ВМЗ применяют лакокрасочные покрытия на основе воднодисперсионных материалов, а также обработку металла маслами (промасловку). Покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных лакокрасочных материалов используют для защиты внутренней поверхности труб. НГЕ: Потребовалось ли для реализации этих решений переосна-щение производства? РАЕВ: Чтобы обеспечить высокую степень антикоррозионной защиты продукции, в 2007 году ВМЗ построил специализированные технологические линии по нанесению защитных покрытий. В настоящее время на заводе функционируют пять линий наружного покрытия и одна линия внутреннего покрытия. НГЕ: Планируете ли вы развивать на предприятии направление защиты от коррозии? РАЕВ: Да, конечно. Мы планируем строительство линии внутреннего антикоррозионного покрытия для труб малого и среднего диаметров (до 530 мм). Также прорабатываем вопросы организации нового участка консервации труб в цехе № 5, где выпускаются обсадные трубы. НГЕ: Существуют ли планы по выпуску новой продукции этого направления? РАЕВ: В ближайшем будущем ВМЗ планирует приступить к применению новых видов покрытий консервационной (временной) антикоррозионной защиты.

EUROCORR 2010

#9 September 2010

Yuri Rachkovsky, Sales & Technical Юрий Рачковский, представитель службы Service repesentative, Hempel Russia продаж и технического обслуживания, OGE: What technical solutions in cor- Hempel Russia rosion protection does your company provide to the oil and gas market? RACHKOVSKY: For Russia’s oil and gas sector we offer competitive solutions for protecting metalwork and tank farms. Our systems are made taking into account the requirements of Russian companies and cover all climatic zones of our big country. For example, for coastal (maritime) regions, we recommend painting exterior surfaces without the first, base coat which contains zinc (HEMPADUR MASTIC 45880 – 200 micromoles and HEMPATHANE TOPCOAT 55210 – 50 micromoles of dry film thickness), due to the complexity of applying such base coats in offshore conditions and the tough requirements which must be met to prepare the surface for a base coat which contains zinc. In all other regions we recommend triple-layer systems for protecting exterior surfaces of newly-built metalwork, equipment and tanks. The first layer should be the zinccontaining epoxy coating HEMPADUR ZINC 17360, which provides cathodic protection in case of minor mechanical damage to paint coatings and excellent adhesion of the entire system. The next layer should by all means be a thick coat of epoxy which provides the basic barrier protection – HEMPADUR MASTIC 45880, HEMPADUR 17630 or HEMPADUR 47200. The finishing coating, which protects the entire system from damage from ultraviolet rays, is usually a polyurethane enamel like HEMPATHANE TOPCOAT 55210 or HEMPATHANE HS 55610, completing the corrosion protection process. To protect interior surfaces, HEMPEL recommends both the less expensive HEMPADUR LTC 15030/15130 and HEMPADUR 85671, which, among other features, is highly resistant to chemicals (for instance, the sulphur content in oil which can be up to 8 percent), which is an important quality for Russian oil producers. HEMPADUR 87540 interior coating is a triple-layer coating which has a number of competitive advantages – it doesn’t contain solvent and is applied in a single layer at one go – 400-700 micromoles. We should also point out the professional project management conducted by our specialists both during the initial stage when systems are selected and during work and repair. OGE: Did you have to retool manufacturing facilities to make these products? RACHKOVSKY: All the products HEMPEL delivers to Russia are manufactured at European plants and included in the standard range of items at all manufacturing facilities. However, we do not rule out the possibility of developing new products that meet the requirements of Russian customers; but this is more likely to happen after completing construction of a plant which was finally sanctioned by HEMPEL A/S in August this year. OGE: Do you have plans to develop corrosion protection products? What new products will you launch this year? RACHKOVSKY: We plan to introduce the following products to Russia soon: HEMPADUR FAST DRY 17410 – a new, quick-drying epoxy material, which is suitable for coating in factory environments; we also plan to test and certify the new coating for contact with liquids – HEMPADUR 35760, which is an epoxyphenol material classified as novolak. It has a number of advantages such as a lack of solvents and can be applied in thick layers at one go (from 250 to 600 micromoles). It is also used for standard air-free equipment.

НГЕ: Какие технические решения в области защиты от коррозии ваша компания предлагает российскому рынку? РАЧКОВСКИЙ: Для российского нефтегазового комплекса мы предлагаем конкурентные схемы для защиты металлоконструкций и резервуарного парка. Системы составлены с учетом пожеланий российских компаний и охватывают все климатические зоны нашей большой страны. Например для прибрежных (морских) районов для наружных поверхностей рекомендуется схема окрашивания без первого, цинксодержащего, грунта (HEMPADUR MASTIC 45880 – 200 мкм и HEMPATHANE TOPCOAT 55210 – 50 мкм ТСП) в силу сложности нанесения таких грунтов в морских условиях и высоких требований к подготовке поверхности под цинксодержащие грунты. Для всех остальных районов наружные поверхности вновь строящихся металлоконструкций, оборудования и резервуаров рекомендуется защищать трехслойными системами с использованием, в качестве первого слоя, цинксодержащего эпоксидного покрытия HEMPADUR ZINC 17360, обеспечивающего катодную защиту при мелких механических повреждениях ЛКП и отличную адгезию всей системы. Следующим слоем обязательно наносится толстослойное эпоксидное покрытие, дающее основную барьерную защиту – HEMPADUR MASTIC 45880, HEMPADUR 17630 или HEMPADUR 47200. Финишное покрытие, призванное защитить всю системы от разрушающего воздействия ультрафиолетового излучения (как правило, полиуретановая эмаль, такая как HEMPATHANE TOPCOAT 55210 и HEMPATHANE HS 55610), завершает АКЗ. Для защиты внутренних поверхностей ХЕМПЕЛЬ рекомендует как бюджетные HEMPADUR LTC 15030/15130, так и HEMPADUR 85671, обладающие, помимо всего прочего, и высокой химстойкостью (например, допускается содержание серы в нефти до 8%), что немаловажно для российских нефтяников. Внутреннее покрытие HEMPADUR 87540, являясь толстослойным, имеет ряд конкурентных преимуществ – не содержит растворителя и наносится одним слоем за один проход – 400-700 мкм. Не стоит также забывать и профессиональное сопровождение всех проектов нашими специалистами как на начальной стадии, при выборе системы покрытий, так и при проведении работ и ремонта. НГЕ: Вам не приходилось переоборудовать производственные мощности, чтобы наладить производство перечисленной продукции? РАЧКОВСКИЙ: Вся продукция, поставляемая ЗАО «ХЕМПЕЛЬ» на территорию России, производится на европейских заводах и включена в стандартную номенклатуру всех производств. Тем не менее, не исключена возможность разработки новых продуктов, отвечающих требованиям российских заказчиков, это будет более вероятным после завершения строительства завода, окончательное решение о котором HEMPEL A/S приняла в августе этого года. НГЕ: Планируется ли развивать направление защиты от коррозии в дальнейшем? Можно ли в этом году ожидать вывода на рынок новых продуктов в этой области? РАЧКОВСКИЙ: В ближайшем будущем мы планируем вывести на российский рынок HEMPADUR FAST DRY 17410 – это новый быстросохнущий эпоксидный материал, подходящий для нанесения в заводских условиях. Также планируется провести испытания и сертификацию нового покрытия для контакта с жидкостями – HEMPADUR 35760. Этот эпоксифенольный материал относится к группе новолаков и обладает рядом преимуществ, таких как отсутствие растворителей, нанесение толстыми слоями за один проход (от 250 до 600 мкм), а также использование для нанесения стандартного безвоздушного оборудования. Oil&GasEURASIA

АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИИ

Optimization of a Microbial Control Program to Minimize the Risk of Microbiologically Influenced Corrosion

Оптимизация программ микробиологического контроля с целью минимизации риска коррозии, вызванной микроорганизмами Victor Keasler and Brian Bennett, Nalco Co.

Виктор Кислер и Брайан Беннетт, Nalco Co.

revention of microbiologically influenced corrosion (MIC) is a significant challenge in the petroleum industry. Microbial risks usually increase as a field becomes more mature, making the cost of the program difficult to justify with decreasing revenue. However, from an asset integrity standpoint, minimizing the risk of corrosion from microbes is a critical factor in maximizing the life of an oilfield system. Testing to identify the optimal microbial control program is not an easy task. Mimicking the field conditions as closely as possible and testing biocide efficacy against biofilms as well as planktonic microorganisms is critical. Development of this type of testing is highlighted in this case study, which involved a complex pipeline network which transports full well-stream crude, emulsion and water from offshore platforms to an onshore treating facility. This field has been developed over the past 35 years, with no major corrosion issues during the first 25 years of operation. However, an increasing water cut and sand production during the past 10 years as well as contamination of the main fluid lines with bacteria from open drain tanks has led to increased corrosion in the system. In fact, intelligent pig inspection results from 2008 led to the shut-in of one of the main production fluid lines and subsequent replacement of a 20-kilometer section of pipeline. Although it was relatively clear that bacteria were the main cause of the corrosion, a root cause failure analysis was conducted and confirmed MIC as the primary corrosion driver. In order to optimize the biocide program and better understand

редотвращение микробиологической коррозии (МБК) в нефтедобывающей промышленности представляет собой существенную проблему. Связанные с микроорганизмами риски обычно возрастают по мере того, как инфраструктура месторождения становится более развитой и расходы на программу сложно оправдывать уменьшающимися доходами. Однако с точки зрения целостности актива, минимизация риска микробиологической коррозии является критически важным фактором в увеличении продолжительности жизни систем нефтесбора. Исследование, выполняемое для определения оптимальной программы микробиологического контроля, – задача не из легких. Наиболее близкая имитация полевых условий, а также тестирование эффективности биоцида против биопленок и планктонных микроорганизмов приобретают особо важное значение. Развитие этого метода тестирования выдвинуто на первый план в настоящем ситуационном исследовании, описывающем сложную трубопроводную сеть, по которой поток сырой неразделенной продукции скважин, эмульсии и воды доставляется от морских платформ к береговому технологическому комплексу. Это месторождение осваивалось в течение последних 35 лет без значительных проблем, связанных с коррозией, в течение первых 25 лет работы. Однако увеличившиеся за последние 10 лет обводненность скважинной продукции и вынос песка, наряду с бактериальным загрязнением основных жидкостных трубопроводов, происходящим от открытых

Authors’ Bios | Об авторах Vic Keasler holds a B.S. in Microbiology from Texas A&M University and a Ph.D. in Molecular Virology and Microbiology from Baylor College of Medicine. He has published in both the areas of microbial pathogenesis and petroleum microbiology. Vic is currently the microbiology team lead for the Oilfield Chemicals division of Nalco company. Виктор Кислер – обладатель степени бакалавра наук в области микробиологии (университет штата Техас Texas A&M University) и степени кандидата наук в области молекулярной вирусологии и микробиологии (медицинский колледж Baylor College of Medicine). Кислером были опубликованы работы в области микробиологического патогенеза, а также в области микробиологии нефти. В настоящий момент он является руководителем группы в отделе Oilfield Chemicals компании Nalco.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Brian Bennett obtained a B.S. in Chemistry and Biochemistry/Molecular Biology from Illinois State University. After joining Nalco Company he helped to develop low dose hydrate inhibitors before joining the Asset Integrity team. Currently, he is a chemist helping to develop new corrosion inhibitors and a microbiologist for the Oilfield Chemicals division. Брайан Беннетт получил степень бакалавра наук в области химии и биохимии/молекулярной биологии в Университете штата Иллинойс (Illinois State University). В компании Nalco Беннетт участвовал в разработке слабодозированных ингибиторов гидратообразования. Затем он присоединился к команде Asset Integrity. В настоящее время химик и микробиолог Беннетт работает над развитием новых ингибиторов коррозии в отделе Oilfield Chemicals.

CORROSION CASE STUDY the potential for MIC in this system, a comprehensive analysis was undertaken that involved construction and optimization of a dynamic flow loop that allowed for simulation of the pipeline conditions to provide an appropriate treatment recommendation. Together, this testing provided a guideline for a new treatment regimen in the field that is currently being employed to better control bacterial growth and to minimize MIC.

Isolating Microbial DNA to Identify Microorganisms Present Microorganisms throughout the system were characterized using molecular-based technology including species identification via prokaryotic speciation1. Briefly, fluid and solid samples from the sump tanks, separators, and main fluid lines were collected and total microbial DNA isolated. The microbial DNA was PCR amplified using synthetic primers that reside in a conserved region of the 16S rDNA gene2-3 and separated via denaturing gradient gel electrophoresis (DGGE). Separated DNA was sequenced and bioinformatics analysis performed to identify the organisms present in this system. The results of the microbial characterization revealed a diverse population and the need for an effective biocide that can minimize microbial growth and the risk of MIC. To address this need, six different biocides were selected for evaluation of their efficacy against bacteria present in the production system

● Fig. 1A. Production fluid continually circulates over biostuds

located in the 6 o’clock position of a modified Robbin’s device. ● Рис. 1A. Производственная жидкость непрерывно циркулирует

по «биогвоздикам», расположенным в положении „на 6 часов“ модифицированного устройства Роббина. fluids. The products selected for analysis included non-oxidizing biocides, surface-active biocides, and combination products (nonoxidizing biocide plus surface-active component). Biocides were dosed at a low concentration of each product in a planktonic kill study to differentiate performance. This screening method allows for determination of the products that perform best against planktonic organisms and narrows down the biocides to be tested in the dynamic flow loops. Results of the planktonic screen identified one biocide (referred to as Biocide 1) in particular that was expected to be effective in this system, particularly against the sulfate-reducing organisms that were identified in the molecular characterization. This biocide contains both a non-oxidizing ● Fig. 1B. The artificial pits were designed

to match the ratio to the most severe pits identified during the IP runs. ● Рис. 1B. Искусственные коррозионные язвы были сделаны таким образом, чтобы соответствовать соотношению самых серьезных коррозионных язв, обнаруженных во время запусков диагностического контроля состояния трубопровода (IP).

#9 September 2010

сточных резервуаров, привели к повышенной коррозии в системе. Фактически, результаты проверки посредством диагностических и очистных устройств, проведенной в 2008 году, привели к остановке одного из основных жидкостных трубопроводов и последующей замене 20-километрового фрагмента трубопровода. Хотя было относительно ясно, что бактерии послужили главной причиной коррозии, был проведен причинно-следственный анализ происшествия, который подтвердил, что первопричиной, приведшей к коррозии, была коррозия микробиологическая. Чтобы оптимизировать программу биоцида и лучше понять потенциал МБК в этой системе, был осуществлен всесторонний анализ, который включал создание и совершенствование петли динамического потока. Петля позволила смоделировать условия трубопровода и вывести рекомендации по надлежащей обработке препаратами. Вместе с тем, это тестирование послужило руководством по применению нового режима обработки в полевых условиях, используемого в настоящее время для более тщательного контроля над размножением бактерий и сведению к минимуму микробиологической коррозии.

Выделение микробной ДНК для идентификации существующих микроорганизмов Микроорганизмы из всей системы были охарактеризованы при использовании молекулярно-биологических техник, включая определение видов посредством идентификации прокариот1. Вкратце, из сборных резервуаров, сепараторов и основных жидкостных трубопроводов были собраны жидкие и твердые образцы. Из них выделили тотальную ДНК микроорганизмов. ДНК была амплифицирована посредством ПЦР с использованием синтетических праймеров, сконструированных к консервативному региону гена 16S рибосомальной ДНК2-3, и разделена с помощью денатурирующего градиентного гель-электрофореза (DGGE). Разделенная ДНК была секвенирована, сиквенсы для идентификации микроорганизмов, существующих в этой системе, проанализированы методами биоинформатики. Результаты микробиологического анализа показали присутствие популяции с широким видовым разнообразием и потребность в эффективном биоциде, который может минимизировать микробиологический рост и риск микробиологической коррозии (MIC). Чтобы решить этот вопрос, для оценки эффективности против бактерий, существующих в жидкостях системы транспортировки, были отобраны шесть различных биоцидов. Продукты, отобранные для анализа, включали неокисляющиеся биоциды, поверхностно-активные биоциды и комбинированные продукты (неокисляющий биоцид плюс поверхностно-активный компонент). В исследовании уничтожения планктона биоциды добавлялись в низкой концентрации каждого из продуктов для определения их эффективности. Этот метод проверки позволяет определить продукты, которые действуют против планктонных микроорганизмов лучше всего, и сужает диапазон биоцидов, которые следует проверить в петлях динамического потока. Результаты планктонного скрининга определили один биоцид (называемый Биоцидом 1), который, как полагали, будет чрезвычайно эффективен в этой системе, особенно против сульфатредуцирующих бактерий (СРБ), которые были обнаружены при молекулярно-биологическом анализе. Этот биоцид содержит как Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИИ

component and a surface-active component to provide enhanced biofilm penetration and microbial kill. Based on the results of the planktonic kill study, a further evaluation of Biocide 1 versus the incumbent biocide in a dynamic flowing system was undertaken. This was done by utilizing a recently developed in-house dynamic flow loop system that allowed for simulation of many of the field conditions in a controlled, laboratory environment. The system contains approximately 1.5 liters of production fluid that are continually circulated over biostuds located in the 6 o’clock position of a modified Robbin’s device (Fig. 1A).

неокисляющийся компонент, так и поверхностно-активный компонент для того, чтобы обеспечить усиленное проникновение внутрь биопленок и уничтожение бактерий. Основанная на результатах исследования уничтожения планктона, была предпринята дальнейшая оценка Биоцида 1 по сравнению с веществом, являющимся биоцидом в настоящий момент в динамической жидкостной системе. Оценка выполнялась с использованием недавно разработанной внутренней замкнутой системы динамического потока, которая позволяла моделирование многих полевых условий ● Fig. 2A. Both the incumbent biocide and Biocide 1 в контролируемой окружающей showed good performance in the dynamic kill study среде лаборатории. Система содерIntelligent Pigging Pin-Points versus planktonic organisms. жит приблизительно 1,5 литра ● Рис. 2A. Как текущий биоцид, так и Биоцид 1 производственной жидкости, котоPitting Where Bacteria Can продемонстрировали высокую эффективность рая непрерывно циркулирует по против планктонных организмов в исследовании Hide «биогвоздикам», расположенным в динамического уничтожения. Recent intelligent pigging (IP) data положении на 6 часов модифициfrom this system revealed that significant pitting had developed in рованного устройства Роббина (рис. 1A). the pipe walls, most likely due to MIC. Because of this, it is no longer sufficient for an effective biocide to simply penetrate biofilms Автоматическая дефектоскопия точек коррозии and kill bacteria, but it must also be able to kill the bacteria depos- трубопровода, где могут скрываться бактерии ited within these pits. In order to evaluate this as well, artificial pits Данные недавнего диагностического контроля состояния were machined in the biostuds used in the dynamic flow loop. The artificial pits were designed to match the ratio to the most severe трубопровода (IP) из этой системы показали, что значительная точечная коррозия образовалась в стенах трубопровода, наибоpits identified during the IP runs (Fig. 1B). Two dynamic flow loops were assembled and run for approxi- лее вероятно по причине бактериальной коррозии (MIC). Из-за mately four weeks in order to allow sufficient time for biofilm этого для эффективного биоцида теперь уже недостаточно просdevelopment. Following biofilm formation, each of the two systems то проникнуть в биопленки и уничтожить бактерии, он должен was dosed with a biocide (incumbent or Biocide 1). Before and также быть в состоянии уничтожить бактерии, депонированafter biocide dosage fluids (analysis of planktonic bacteria) and ные в пределах таких коррозийных язв. Чтобы оценить также biostuds (analysis of sessile bacteria) ● Fig. 2B. Enumeration of sessile organisms was и этот факт, искусственные коррозийwere collected and enumeration per- also performed before and after treatment with the ные язвы были механически выполнены formed according to NACE Standard incumbent biocide and with biocide 1. в «биогвоздиках», используемых в петле TM01944. More specifically, fluid was ● Рис. 2B. Подсчет сидячих микроорганизмов динамического потока. Искусственные removed from each flow loop before также выполнялся до и после обработки коррозионные язвы были сделаны таким addition of biocide and immediately текущим биоцидом и Биоцидом 1. образом, чтобы соответствовать соотноafter the 4-hour biocide treatment. In шению самых серьезных коррозионных addition, biostuds were removed before язв, обнаруженных во время запусков addition of biocide, immediately after диагностического контроля состояния the 4-hour biocide treatment, and 24 трубопровода (IP) (рис. 1B). Две динамических петли потока hours after removal of the biocide from были собраны и эксплуатировались в the system. The dose rate for each bioтечение приблизительно четырех недель, cide was 400 ppm of product, with чтобы дать биопленкам достаточное each product having a nearly identical количество времени для развития. После concentration of active biocide. Both the incumbent biocide and формирования биопленок, в каждую из Biocide 1 showed good performance этих двух систем был добавлен биоцид in the dynamic kill study versus plank(текущий биоцид или Биоцид 1). До и tonic organisms (Fig. 2A). Microbial kill после того, как биоцид был добавлен в was measured against three metabolic жидкости (анализ планктонных бактеtypes of organisms including SRB, acid рий) и «биогвоздики» (анализ сидячих producing bacteria (APB), and generбактерий), образцы были собраны и al heterotrophic bacteria (GHB). The выполнен пересчет, согласно стандарту planktonic kill was similar with both NACE TM01944. Более детально, жидкость biocides, although Biocide 1 did show забиралась из каждой петли потока перед Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#9 September 2010

CORROSION CASE STUDY

ЛИТЕРАТУРА 1. Keasler, V.V., Bennett, B., Diaz, R., Lindemuth, P., Kasowski, D., Adelizzi, C., and Santiago-Vazquez, L.Z. 2009. Identification and Analysis of Biocides Effective Against Sessile Organisms. Society of Petroleum Engineers International Symposium on Oilfield Chemistry, Paper # 121082. 2. Muyzer, G., De Waal, E.C., and Uitterlinden, A.G. 1993. Profiling of Complex Microbial Populations by Denaturing Gradient Gel Electrophoresis Analysis of Polymerase Chain Reaction-Amplified Genes Coding for 16S rRNA. Applied Environmental Microbiology 1993. 59: pgs 695-700. 3. Dar, S.A., Juenen, J.G., and Muyzer, G. 2005. Nested PCR-Denaturing Gradient Gel Electrophoresis Approach To Determine the Diversity of SulfateReducing Bacteria in Complex Microbial Communities. Applied Environmental Microbiology, 71: pgs 2325-2330. 4. NACE Standard TM0194-2004, “Field Monitoring of Bacterial Growth in Oil and Gas Systems” (Houston, TX: NACE, 2004).

● Fig. 3. The change in microbial activity in the biofilm at each time point. ● Рис. 3. Изменение в микробиологической активности

биопленки на каждом временном отрезке. increased performed against SRBs. Enumeration of sessile organisms was also performed before and after treatment with the incumbent biocide and with biocide 1 (Fig. 2B). Biostuds were removed and bacteria enumerated before addition of biocide, immediately after the 4-hour biocide treatment, and 24 hours after removal of biocide from the system. Biocide 1 outperformed the incumbent for all organisms tested at both the 4 and 24 hour time point, although the enhanced performed was most dramatic at 24 hours. A second sessile kill study was performed to determine whether addition of a biostat would provide extended kill in our dynamic flow loops. The longer microbial control can be maintained, the more cost effective the program becomes. To determine the potential impact of a biostat on biofilm regrowth, two dynamic flow loops were started as before to allow for evaluation of biocide efficacy against sessile organisms. However, this time biocide treatment was performed with either Biocide 1 (as before) or Biocide 1 in combination with 40 ppm of a biostat. Biostuds were removed and enumeration performed before biocide treatment and at 4, 24, 48, 72, and 192 hours after treatment. Fig. 3 shows the change in microbial activity in the biofilm at each time point. As is clearly illustrated by the data, the microbial activity is dramatically reduced with the addition of a biostat for a significantly longer period of time. This suggests that the addition of a biostat can retard biofilm growth and aid in extended microbial control between biocide treatments.

REFERENCES 1. Keasler, V.V., Bennett, B., Diaz, R., Lindemuth, P., Kasowski, D., Adelizzi, C., and Santiago-Vazquez, L.Z. 2009. Identification and Analysis of Biocides Effective Against Sessile Organisms. Society of Petroleum Engineers International Symposium on Oilfield Chemistry, Paper # 121082. 2. Muyzer, G., De Waal, E.C., and Uitterlinden, A.G. 1993. Profiling of Complex Microbial Populations by Denaturing Gradient Gel Electrophoresis Analysis of Polymerase Chain Reaction-Amplified Genes Coding for 16S rRNA. Applied Environmental Microbiology 1993. 59: pgs 695-700. 3. Dar, S.A., Juenen, J.G., and Muyzer, G. 2005. Nested PCR-Denaturing Gradient Gel Electrophoresis Approach To Determine the Diversity of SulfateReducing Bacteria in Complex Microbial Communities. Applied Environmental Microbiology, 71: pgs 2325-2330. 4. NACE Standard TM0194-2004, “Field Monitoring of Bacterial Growth in Oil and Gas Systems” (Houston, TX: NACE, 2004).

добавлением биоцида и непосредственно после четырехчасовой обработки биоцидом. Кроме того, «биогвоздики» удалялись перед добавлением биоцида, сразу после четырехчасовой обработки биоцидом и спустя 24 часа после удаления биоцида из системы. Величина дозы для каждого биоцида составляла 400 мг./м³ продукта, при этом каждый продукт имел почти идентичную концентрацию активного биоцида. Как текущий биоцид, так и Биоцид 1 продемонстрировали хорошую эффективность против планктонных организмов в исследовании динамического уничтожения (рис. 2A). Уничтожение микроорганизмов измерялось против трех метаболических типов организмов, включая СРБ, бактерий, вырабатывающих кислоты (БВК = APB) и обычных гетеротрофных бактерий (ОГБ = GHB). Уровень уничтожения планктонных микроорганизмов был сходным для обоих биоцидов, хотя Биоцид 1 демонстрировал усиленное действие против СРБ. Подсчет сидячих микроорганизмов также выполнялся до и после обработки текущим биоцидом и Биоцидом 1 (рис. 2B). «Биогвоздики» изымались, и бактерии подсчитывались перед добавлением биоцида, непосредственно после четырехчасовой обработки биоцидом, и спустя 24 часа после удаления биоцида из системы. Биоцид 1 выигрывал по сравнению с текущим биоцидом для всех микроорганизмов, протестированных через четыре и 24 часа, хотя его усиленный эффект был самым существенным через 24 часа. Цель второго исследования уничтожения сидячих микроорганизмов – определить, обеспечит ли добавление вещества «биостат» усиленное уничтожение микроорганизмов в петлях динамического потока. Экономическая эффективность программы повышается с увеличением длительности микробиологического контроля. Чтобы определить потенциальное воздействие вещества «биостат» на восстановление биопленки, были запущены, как и прежде, две петли динамического потока, чтобы учесть оценку эффективности биоцида против сидячих организмов. Однако на этот раз обработка биоцидом выполнялась либо с Биоцидом 1 (как прежде), либо с Биоцидом 1 в сочетании с 40 мг/м³ вещества «биостат». «Биогвоздики» изымались, и пересчет выполнялся перед обработкой биоцидом, а также через четыре, 24, 48, 72, и 192 часов после обработки. Рис. 3 демонстрирует изменение в микробиологической активности биопленки на каждом временном отрезке. Как показывают данные исследований, при добавлении вещества «биостат» наблюдается резкое снижение деятельности микроорганизмов в течение гораздо более продолжительных отрезков времени. На основании этого можно предположить, что добавление вещества «биостат» способствует задержке развития биопленок и помогает обеспечить усиленный микробиологический контроль в промежутках между обработками биоцидом.

Oil&GasEURASIA

Kazakhstan Keeps Its Options Open Казахстан «складывает яйца в разные корзины» Aider Kurtmulayev

Айдер Куртмулаев

Moscow’s ally seeks to build energy ties with Russia, but nurtures relations with Europe and China as well in an attempt to secure diversified supply routes to energy markets

Союзник Москвы готов развивать с Россией отношения в сфере энергетики, но в то же время не забывает налаживать связи с Европой и Китаем в попытке обеспечить диверсифицированные маршруты поставок энергоносителей на мировые рынки

oday, Kazakhstan’s foreign economic policy – particularly in the sphere of oil and gas exports – is often viewed as a one-sided stereotype. On the one hand, Kazakhstan is Russia’s trusted ally on energy matters on the Eurasian patch. On the other, it is an equal partner in talks on hydrocarbon deliveries with Russia’s competitors (the Nabucco gas pipeline is just one example). So, what is it, really– Oriental cunning or a pragmatic view on global affairs?

егодня принято однобоко рассматривать внешнеэкономическую деятельность Казахстана, особенно в области поставок нефти и газа. С одной стороны, Казахстан – верный союзник России в энергетической политике на просторах Евразии, с другой – ведет равноправные переговоры о поставках углеводородов с конкурентами Российской Федерации, в частности, по газопроводу Nabucco. Так что же это такое – восточная хитрость или прагматичный взгляд на мир?

Soviet Legacy

Наследие СССР

The answer can be found in Kazakhstan’s recent past. When the Soviet empire collapsed, traditional trade and economic ties were broken, people’s expectations crushed, and Kazakhstan’s industry faced difficult times. The country, as its inhabitants often say, instantly turned into a “transit territory,” wedged between the industrial West and the raw material-rich Central Asia. Kazakhstan was

Ответ лежит в недалеком прошлом страны. Когда рухнула советская «империя», были разорваны традиционные торгово-экономические связи, сломаны людские судьбы, установилось сложное положение в промышленности Казахстана. Страна в одночасье стала, как говорят сами казахстанцы, транзитной территорией, расположенной между индустриальным Западом и сырьевой Центральной

Oil&GasEURASIA

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

KAZAKHSTAN

№9 Сентябрь 2010

КАЗАХСТАН

Aider Kurtmulayev is a professional journalist. He graduated from the Tashkent State University’s School of Journalism. Kurtmulayev heads the Moscow representation office of the Asia advertising and news agency, which provides services for entering the Kazakh market (www.asiapress.ru). Айдер Куртмулаев – профессиональный журналист, выпускник факультета журналистики Ташкентского государственного университета. Возглавляет московское представительство рекламно-информационного агентства «Азия», оказывающего услуги по выходу на рынок Казахстана (www.asiapress.ru).

and still is the junction traversed by many gas trunklines: Central Asia – Center (Russia), Bukhara – Urals, Таshkent – Аlmaty, Оrenburg – Novopskov with a total volume of gas transit reaching 55 billion cubic meters per year at the time. Almost all of these trunklines were part of the Gazprom-run gas transportation grid and had been built in the 1960s and 1970s. They were located in Kazakhstan’s West and shipped gas to central areas of the Soviet Union and abroad. At that time, Kazakhstan’s interests were completely ignored, as only nine of its 14 provinces enjoyed the benefits of gas supply. The situation was further aggravated by the fact that the cities located in the country’s North such as Uralsk, Aktyubinsk, Kustanai and Rudny were fed Uzbek gas from gas trunklines, while the southern cities of Shymkent, Taraz and Almaty received gas from another trunkline. Other cities in the central part of Kazakhstan and its eastern regions had no gas networks at all! The existing oil pipelines Uzen – Atyrau – Samara and Chardzhou – Shymkent – Pavlodar – Omsk were also bound for Ukraine, Russia and the West. Part of the oil remained in Kazakhstan and was refined at three refineries in Pavlodar, Shymkent and Atyrau. However, domestically produced oil products didn’t stay in Kazakhstan for long. They were in high demand across vast spaces of a Soviet giant. Whatever oil remained in Kazakhstan was loaded onto barges and shipped via the port of Atyrau to Baku, and the last contingent was hauled onto train cars and delivered to Russia and foreign countries by railway. The giant empire cared little about its provinces on the edge.

Astana Chooses Diversity This was the kind of legacy the young nation inherited back in 1991. But, as they say, “a journey of a 1,000 miles begins with a single step.” In contrast to its southern neighbors – Kyrgyzstan and Tajikistan – Kazakhstan possesses rich reserves of hydrocarbons and other minerals. Soviet geologists discovered the giant oilfield of Tengiz in northern Caspian, which, according to their estimates, held 2.65 billion tons of oil. We should add that Kazkahstan’s recoverable oil reserves today total 4.8 billion tons, and undiscovered reserves around 17 billion tons. Proven gas reserves stand at 2.4 trillion cubic meters of dissolved gas, and 1.3 trillion cubic meters of free gas. Though many experts doubt these figures, their scale is confirmed. That is why the Kazakh government put its stakes on the oil and gas sector. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Азией. Через Республику Казахстан проходили (и проходят сейчас) магистральные газопроводы: Средняя Азия – Центр (РФ), Бухара – Урал, Ташкент – Алматы, Оренбург – Новопсков. На тот момент их общий объем транзитного газа составлял около 55 млрд м3 в год. Почти все магистрали входили в систему «Газпрома» и были построены в 1960–1970-х годах. Они располагались на западе республики и поставляли газ в центр Советского Союза и на экспорт. Интересы Казахстана при этом совершенно не учитывались – так, из 14 областей республики было газифицировано всего девять. Положение усугублялось еще и тем, что города, находящиеся на севере Казахстана – Уральск, Актюбинск, Кустанай и Рудный снабжались узбекским газом из магистральных газопроводов, южные – Шымкент, Тараз и Алматы – получали газ из другой магистрали, а остальные, находящиеся в центре и на востоке, не имели газовых сетей вообще. Существующие нефтепроводы, Узень – Атырау – Самара и Чарджоу – Шымкент – Павлодар – Омск, также были направлены в сторону Украины, России и Запада. Часть нефти оставалась в республике и перерабатывалась на трех казахстанских НПЗ Павлодара, Шымкента и Атырау. Но и их продукция долго в Казахстане не задерживалась. Она была востребована на просторах большой страны. Другая часть нефти транспортировалась через порт Атырау на баржах в Баку, третья – железнодорожным транспортом в Россию, а также на экспорт. Огромной «империи» было не до «национальных окраин».

Aстана выбирает диверсификацию Вот с таким наследием столкнулась молодая республика в 1991 году. Но, как говорится, «дорогу осилит идущий». Казахстан, в отличие от своих южных соседей – Киргизии и Таджикистана, богат углеводородами и другими минералами. Еще советскими геологами было открыто громаднейшее месторождение Тенгиз на Северном Каспии, по их

The map of the gas pipeline connecting Kazakhstan and China Карта международного газопровода Казахстан – Китай

#9 September 2010

KAZAKHSTAN Proved oil reserves at the end of 2009 (billion tons)

SOURCE / ИСТОЧНИК: BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY

Доказанные запасы нефти на конец 2009 года (млрд т)

MНЕНИЕ | OPINION

Within a rather short period legislators prepared and passed relevant laws that regulate ties between the government and businesses in the oil and gas industry. The major goal was to find markets with acceptable prices and delivery routes to reach them. Unlike, for instance, Persian Gulf countries, Kazakhstan is a continental country with no direct access to the global ocean (the very reason why the Caspian Sea was not considered as a potential export route). The solution was found in the government’s decision to implement a policy of diversified, multi-vectored approach, coupled with a preliminary evaluation of risks. Today, we can say that the chosen path was the right one. On that road, there were different stages, though. For example, the Belgian Tractebel SA firm, which had acquired a 15-year concession on gas trunklines, failed to invest in pipeline repair and development of low-margin gas dis-

подсчетам запасы нефти в месторождении составляли 2,65 млрд т. Следует добавить, что на сегодняшний день извлекаемые запасы нефти составляют 4,8 млрд т, а прогнозируемые – около 17 млрд т. Доказанные запасы газа составляют в растворенном состоянии 2,4 трлн м3, в свободном – 1,3 трлн м3. Хотя многие эксперты эти цифры подвергают сомнению, но их порядок подтверждается. На этот фактор и сделали ставку власти страны. В короткие сроки были подготовлены и приняты законы, регулирующие взаимоотношения государства и бизнеса в нефтегазовой сфере. Главным оказалось найти рынки сбыта с приемлемыми ценами и пути доставки товара на эти рынки. В отличие, например, от стран Персидского залива, Казахстан – континентальная страна, не имеющая прямых выходов в океан (именно по этой причине Каспийское море и не рассматривалось в качестве экспортного маршрута). Решение было найдено, руководство республики стало проводить политику диверсифицированного многовекторного подхода с предварительной оценкой степени риска. Сегодня можно с уверенностью сказать, что Казахстан пошел правильным путем. Однако и на этом пути были разные этапы. Например, получившая в концессию на 15 лет магистральные газопроводы бельгийская компания «Трактебель С.А.» не стала вкладывать свои средства в ремонт магистрали и развитие низкорентабельных газораспределительных сетей. В результате, соглашение с ней было разорвано, а трубопроводы были преданы АО «НК „КазМунайГаз“» со 100%-м участием государства, управляющем ими с помощью двух операторов – АО «КазТрансГаз» и АО «КазТрансОйл».

Взгляд на Восток и Запад Благодаря иностранным инвестициям, Казахстан увеличил собственную добычу нефти и газа и приступил к реконструкции магистральных трубопроводов. В результате объемы транзита возросли с 55 млрд м3 (1998 год) до 115

Тimur Kulibayev, KazEnergy Association president*

Тимур Кулибаев, президент Ассоциации KazEnergy*

“Kazakhstan’s recoverable oil reserves (including those on the Caspian shelf) total 4.8 billion tons, while undiscovered reserves total at least 17 billion tons. The first figure demonstrates the big potential of existing oil projects, the second one speaks about vast opportunities hidden in the Kazakh soil. Kazakhstan’s oil reserves account for 3.2 percent of global reserves, and the country is ranked among the top 10 in the world in terms of reserves. At the same time, Kazakhstan’s role of an oil supplier to the global market consistently grows: in 2003, it contributed 1.2 percent of crude to global markets, and five years later that figure rose to 1.3 percent. On the global market scale it’s a huge progress, especially against the backdrop of performance of such oil giants as Saudi Arabia, Russia and the U.S. that saw their presence in international oil trade significantly reduced over the same period.” *This excerpt was taken from Kulibayev’s speech at the CIS O&G 2010 Summit, held May 19-21 in Paris.

«Извлекаемые запасы нефти Казахстана (с учетом Каспийского шельфа) составляют 4,8 млрд т, а прогнозные – как минимум 17 млрд т. Первая цифра показывает, насколько велик потенциал действующих нефтяных проектов, вторая говорит о том, какие возможности для освоения скрывают в себе казахстанские недра. Запасы нефти страны составляют 3,2% от общемировых, а сама она входит в десятку крупнейших обладателей этим видом углеводородов. При этом, роль Казахстана как поставщика нефти на мировой рынок постоянно растет: если в 2003 году он занимал 1,2% от общего объема, то через пять лет этот показатель вырос до 1,3%. В масштабах мирового рынка это огромный прогресс, особенно с учетом того, что такие гранды, как Саудовская Аравия, Россия, США, за те же пять лет существенно снизили свое присутствие в международной торговле нефтью». *Это отрывок из выступления Кулибаева на Нефтегазовом саммите CIS O&G-2010, который прошел 19-21 мая этого года в Париже.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

КАЗАХСТАН

tribution networks. This ultimately led to terminating the contract and handing the pipelines over to state-owned KazMunaiGaz, which is now running the grid through its operators KazTransGaz and KazTransOil.

Looking East and West Thanks to foreign investment, Kazakhstan was able to boost its oil and gas production and launch reconstruction of the country’s trunkline network. As a result, the volumes of gas transit rose from 55 billion cubic meters per year in 1998 to 115 billion cubic meters a decade later. By 2020, the government targets to boost gas transit to 163 billion cubic meters per year. On parallel tracks, KazMunaiGaz has stepped up effort to develop its own gas distribution networks. Kazakh authorities strive to bring gas into each home and this is a priority task for the government. Thus, the major international project to build a gas pipeline to China also aims to supply gas to Kazakh provinces located along the pipeline’s route. The pipeline’s first 1,800-kilometer-long branch was commissioned last December, traversing three countries – Turkmenistan, Uzbekistan and Kazakhstan. The length of the Kazakh section totaled 1,500 kilometers. The trunkline was built by the Asian Gas Pipeline company, co-owned on an equal basis by KazTransGaz and China’s TAPLine firm. Its throughput capacity is 20 billion cubic meters per year, 10 billion of which are accounted for by Kazakhstan’s export-bound gas. Ultimately, throughput capacity will be increased to 40 billion cubic meters per year after incorporating the Beineu – Shymkent section (it is currently being designed) in western Kazakhstan. Kazakhstan highly values its friendship with Russia, which helped Astana in difficult, formative years of its oil and gas industry by exporting Kazakh hydrocarbons to global markets. That is why the Kazakh government pays particular attention to construction of the Transcaspian gas pipeline to be built jointly with Russia and Turkmenistan. The pipeline should provide for the transit of Turkmen gas and export of Kazakh gas to Russia. Its length is projected at 1,217 kilometers with a throughput capacity of 40 billion cubic meters per year. And still, the government in Astana, dedicated to pursuing its policy of a diversified, multi-vectored approach in energy affairs, is not ruling out the emergence of another, yet disputed, shipping direction, taking its gas to Central European countries. In order to do this, Kazakhstan would need to become part of the Nabucco gas pipeline project, which will traverse the Caucasus and Asia Minor en route to Europe. Nabucco’s designed export capacity stands at 31 billion cubic meters of gas per annum and the issue of Kazakh involvement currently remains open.

Foreign Expansion Meanwhile, KazMunaiGaz is actively entering foreign markets. A few years ago, one of its subsidiaries acquired a gas distribution company in the Georgian capital Tbilisi. Other plans for expansion abroad include investment in the energy business of the former Yugoslav republic of Bosnia and Herzegovina. Regarding oil transportation, the government plans to upgrade and significantly expand the capacity of existing Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#9 September 2010

KAZAKHSTAN

млрд м3 (2008 год), в планах правительства довести этот показатель до 163 млрд м3 к 2020 году. АО «НК „КазМунайГаз“» стало активно заниматься развитием собственных газораспределительных сетей. Казахстан стремится привести «голубое топливо» в каждый дом и считает это первоочередной задачей. Так, крупный международный проект – строительство газопровода в Китай, предполагает и газификацию прилегающих к нитке областей страны. Если говорить о самом газопроводе, то его первая линия протяженностью 1 800 км вступила в строй в декабре прошлого года и прошла через три страны – Туркменистан, Узбекистан и Казахстан. На казахстанской территории проложено 1 500 км. Строительство магистрали осуществила компания «Азиатский Газопровод». Ее учредителями на паритетных началах стали «КазТрансГаз» и китайская компания TAPLine. Пропускная способность газопровода – 20 млрд м3 в год, доля казахстанского экспортного газа в этом объеме составляет 10 млрд м3. В будущем предполагается довести мощность газопровода до 40 млрд м3, это произойдет после присоединения к нему отрезка магистрали Бейнеу – Шымкент из Западного Казахстана, в настоящее время находящегося на стадии проектирования. Казахстан высоко ценит дружбу с Россией, которая в трудные годы становления отрасли помогла южному соседу, экспортируя его углеводороды на мировые рынки. Поэтому Астана уделяет особое внимание строительству Прикаспийского газопровода, который собирается строить совместно с Россией и Туркменистаном. Трубопровод обеспечит транзит туркменского газа и экспорт казахстанского газа в Россию. Протяженность газопровода составит 1 217 км. Пропускная способность – 40 млрд м3 в год. При этом, правительство Республики Казахстан, верное политике диверсифицированного многовекторного подхода, не исключает появление и еще одного, хотя и спорного, направления – экспорта газа в страны Центральной

trunklines: Caspian Pipeline Consortium (CPC), Atyrau – Samara and the Omsk – Pavlodar – Shymkent – Chardzhou pipeline. It is also planned to commission the second stage of the Kazakhstan – China oil pipeline (Atasu – Alashankou), whose current length reaches 962 kilometers, with a pumping capacity ranging from 10 to 20 million tons of oil per year. The second stage will require Kazakhstan’s oil production in construction of the Kenkiyak – Kumkol pipe- Добыча нефти в Казахстане line, reconstruction of the Kumkol – Karakoin баррелей в сутки) – Atasu section, as well as the upgrade of the Kenkiyak – Аtyrau branch. The pipeline envisages transportation of oil from west and central Kazakhstan and Siberia to China. Kazakhstan’s diversified approach also saw the emergence of a project of Kazakhstan Caspian Oil Transportation System (КСTS). It proposes to merge Baku – Tbilisi – Ceyhan (BTC) with the Kazakh transportation grid. According to plans, oil for this project would be delivered from the Kazakh coast of the Caspian Sea (Kuryk village) to Baku and then shipped via BTC. A loading terminal will be built in the village of Kuryk, which will be connected by a 739-kilometer pipeline with the village of Eskene that has refining facilities. Experts say that one of the reasons behind the emergence of such a pipeline is the attempt to build a Europe-bound pipeline

1999–2009 (1,000 barrels daily) в период 1999–2009 годов (тыс.

SOURCE / ИСТОЧНИК: BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY

Top 20 oil producers in the world (million barrels daily) Добыча нефти 20 крупнейшими производителями в мире (млн баррелей в сутки)

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

КАЗАХСТАН

that would bypass Russia. Secondly, such trunkline would provide crude oil to Petromidia and Vega refineries owned by Romania’s Rompetrol Group, which has recently been acquired by KazMunaiGaz.

Европы. Для этого республике необходимо присоединиться к проекту Nabucco, который пройдет через Кавказ и Малую Азию в Европу. Его проектируемый экспортный объем должен составить 31 млрд м3 газа в год, и вопрос об участии Казахстана в проекте пока остается открытым.

Balancing National and International Interests Meanwhile, the construction of an oil pipeline connecting Baku and the Black Sea coast of Georgia in order to provide crude exclusively for the needs of KazMunaiGaz’s Romanian refining assets is not considered cost-effective. In this regard, the company is ready to support the expected expansion of the CPC, which means backing up the Burgas – Alexandroupolis project, the rival of the Constanza – Trieste project. If it sticks with the BulgarianGreek pipeline, Kazakhstan will receive an incentive from Russia, which has promised to pump 17 million tons of Kazakh oil per year via this pipeline. In this very case, Kazakhstan has adopted the pragmatic and realistic approach, reflecting the interests of the country. КСTS – BTC pipeline is dependent on development of the Kashagan field, which will start pumping at full capacity in 2013–2016. During that period, Kazakhstan’s oil output is projected to reach 105-110 million tons per year. Taking into account the expansion of CPC and the Kazakhstan-China oil pipeline, the country may simply lack crude to meet the needs of foreign buyers. Moreover, Azerbaijan plans to boost its own transit volumes via Baku – Tbilisi – Ceyhan, reaching 45 million tons by 2012 (the pipeline is designed to pump 50 million tons per annum), meaning BTC’s current capacity would not be enough to accommodate Kazakhstan’s 10 mil-

Зарубежная экспансия АО «НК „КазМунайГаз“» активно выходит на рынки других стран. Так, одно из его дочерних предприятий несколько лет назад приобрело газораспределительную компанию в г. Тбилиси (Грузия). В планах на будущее – возможность участвовать в энергетическом бизнесе Боснии и Герцеговины в качестве инвестора. Если говорить о нефтепроводах, то планируется модернизация и значительное расширение действующих трубопроводов: Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), нефтепровода Атырау – Самара и трубопровода Омск – Павлодар – Шымкент –Чарджоу. Предполагается введение в строй второй очереди нефтепровода Казахстан – Китай (Атасу – Алашанькоу). Сейчас его протяженность составляет 962 км, пропускная способность от 10 до 20 млн т нефти в год. Для реализации второго этапа необходимо построить трубопровод Кенкияк – Кумколь, реконструировать участок Кумколь – Каракоин – Атасу, а также модернизировать нитку Кенкияк – Атырау. Нефтепровод предназначен для транспортировки нефти из Западного и Центрального Казахстана, а также из Сибири, в Китайскую Народную Республику. Благодаря дифференцированному подходу, появился проект создания Казахстанской каспийской системы транс-

• Пакерно- якорное оборудование для испытания и капитального ремонта скважин: - пакеры механические; - пакеры гидравлические; - пакеры гидромеханические; ООО «Югсон-Сервис» • Технические средства для ремонтно-изоляционных работ: 625049, Тюменская область, г. Тюмень, - двухпакерные компоновки; ул. Московский тракт, д. 149. корп. 3 - мостовые разбуриваемые пробки (ритейнеры); Тел/факс: (3452) 30-69-72, 30-69-73, - оснастка для цементирования технических колонн; 30-69-74, 30-69-76 • Освоение струйными насосами www.yugson.ru Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#9 September 2010

KAZAKHSTAN lion tons. Other reasons also include the unstable political situation in Georgia and Russia’s possible negative reaction. At the same time, the potential of the Baku – Supsa corridor hasn’t been fully developed. In 2009, it pumped only 4.2 million tons of oil, whereas its throughput capacity allows to pump 7.2 million each year. Unused capacity and the potential increase of throughput volumes could help KazMunaiGaz sort out crude shipments to its Romanian refineries. Seeking to find alternative routes to global hydrocarbons markets, KazTransOil acquired in February 2008 an oil terminal in the Georgian Black Sea port of Batumi and bought the rights to exclusively manage the Batumi port, which has direct access to the global ocean. The terminal spreads over an area of 90 hectares, and has 183 tanks with a total storage capacity of 752,300 cubic meters. Earlier, Kazakh oil accounted for 49 percent of transshipment at Batumi, and now its share is going to rise over 70 percent, reaching 6-7 million tons per year. The terminal also handles Azeri and Turkmen crude and is capable of transshipping 22 types of oil products. Summing it all up, it’s possible to say that Kazakhstan has managed to keep afloat its oil and gas production despite the crisis and low hydrocarbons’ prices. Moreover, it is far from being done and will strive to consistently boost output in coming years.

портировки нефти (ККСТ). Он предполагает объединение трубопровода БТД (Баку – Тбилиси – Джейхан) с казахской сетью. Планируются поставки «черного золота» с казахстанского побережья Каспийского моря (поселок Курык) в Баку и далее по нефтепроводу Баку – Тбилиси – Джейхан. В поселке Курык будет построен нефтеналивной терминал. К нему от поселка Ескене, где размещаются нефтеперерабатывающие мощности, проложат трубопровод протяженностью 739 км. По мнению экспертов, одной из причин появления этого проекта стало желание построить нефтепровод для поставок в европейские страны в обход России. В качестве другой причины упоминается стремление обеспечить нефтью НПЗ «Петромидия» и «Вега», недавно приобретенные «КазМунайГазом» у румынской Rompetrol Group.

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Баланс национальных и международных интересов

Однако строительство нефтепровода из Баку до черноморского побережья Грузии только для обеспечения потребностей румынских активов АО «НК „КазМунайГаз“» считается нерентабельным. Как сторона, заинтересованная в расширении КТК, компания готова поддержать «конкурента» нефтепровода Констанца – Триест: проект Бургас – Александруполис, поскольку Россия обещает предоставить Казахстану возможность экспортировать 17 млн т нефти в год по этому трубопроводу. В данном случае Республика Казахстан действует прагматично и реалистично, заботясь о собственных интересах. Проект ККСТ – БТД ориентирован на разработку месторождения Кашаган, которое заработает в полную силу в 2013–2016 годах. В указанный период времени Казахстан станет добывать 105-110 млн т нефти в год. В условиях расширения КТК и казахстанско-китайского трубопровода нефти для экспортных поставок может оказаться недостаточно. Кроме того, к 2012 году Азербайджан намерен наращивать транзит собственной нефти по БТД до 45 млн т (трубопровод рассчитан на прокачку 50 млн в год). Следовательно, для казахстанской нефти в объеме 10 млн т в год места уже не останется. В числе других причин следует также отметить нестабильную политическую ситуацию в Грузии и возможную негативную реакцию России. Между тем, потенциал коридора Баку – Супса до конца не реализован – так, в 2009 году по нему транспортировалось лишь 4,2 млн т в год при пропускной способности в 7,2 млн т в год. Неиспользованные мощности, а также возможное расширение пропускной способности помогут «КазМунайГазу» решить проблему с поставками на НПЗ в Румынии. Казахстан также нашел и еще один путь для выхода на мировой рынок углеводородных ресурсов. В феврале 2008 года «КазТрансОйл» приобрел в собственность Батумский нефтяной терминал и право эксклюзивного управления Батумским морским портом, имеющим выход в мировой океан. Терминал занимает 90 га, имеет 183 резервуара объемом 752,3 тыс. м3. Ранее казахстанская нефть занимала долю в 49% от общего объема перевалки, теперь ее уровень достигает более 70% или 6-7 млн т в год. Через терминал также проходит азербайджанская и туркменская нефть. Он способен переваливать 22 вида нефтепродуктов. В заключение необходимо отметить, что даже в период кризиса и низких цен на углеводородное сырье Казахстан не пошел на снижение объемов производства. В будущем также планируется последовательный рост добычи нефти и газа. Oil&GasEURASIA

GAS PIPELINES

Nord Stream Reaches Out to Finally Touch the Russian Shore «Северный поток» выходит на российский берег Elena Zhuk

Елена Жук

ou are unlikely to find another pipeline in the world with a story like that of Nord Stream – a project that has been under the close scrutiny of environmentalists and the subject of public discourse in nine countries, and the construction of which has required such complex technological solutions, in light of the high demands for protecting the environment. Nevertheless, both lines of the pipeline being laid on the bed of the Baltic Sea have reached the Russian shore on schedule as witnessed firsthand by OGE during a visit to Portovaya Bay near Vyborg in early August. Representatives of the Nord Stream AG consortium proudly showed journalists the “world’s most powerful and most reliable” technologies and equipment used on the project. On August 4, the giant Castoro Sei pipelay vessel, owned by Italy’s Saipem (the main contractor for the Nord Stream gas pipeline construction, including the Russian landfall section), moored one kilometer offshore. But in just a few days, after pulling the two Nord Stream pipelines ashore, the vessel headed for Finnish waters to continue laying pipe on the sea floor where about 230 kilometers of pipe has been already been laid in Swedish and Finnish waters. Meanwhile, in the Gulf of Finland section, the pipe will be laid by the Solitaire vessel owned by Allseas. The main distinctive feature of the Solitaire is that it is

ряд ли найдется в мире другой газопровод, судьба которого, как «Северного потока», решалась под столь пристальным вниманием экологов и общественности девяти стран, а строительство, ввиду повышенных требований к охране окружающей среды, потребовало столь сложных технологических решений. Тем не менее, обе нитки трубопровода, прокладываемого по дну Балтийского моря, «увидели» российский берег в запланированный срок, в чем корреспондент НГЕ смогла убедиться, посетив в начале августа бухту Портовая вблизи Выборга. Журналистам были продемонстрированы технологии и оборудование, которые представители консорциума Nord Stream AG с гордостью называют «самыми мощными и надежными» в мире». Огромное трубоукладочное судно Castoro Sei основного подрядчика по строительству газопровода, включая участок пересечения береговой линии в России, итальянской компании Saipem, 4-го августа находилось всего лишь в километре от берега. Но уже через несколько дней, после завершения протягивания на берег двух ниток «Северного потока», судно отправится в финские воды продолжать укладку трубы по дну моря, начатую в акваториях Швеции и Финляндии, где уже проложено 230 км. Тем временем, «эстафета» по укладке труб на российском участке будет передана другому судну – Solitaire (что означает «Единственный»

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

an anchorless ship with dynamic positioning. Unlike the Castoro Sei, it does not drop anchor, but positions itself with the help of powerful thrusters. It will be used in the Gulf of Finland in order to avoid the risk of anchors hitting mines on the seabed, as the area is known for mine belts dating back to World War II. The Solitaire, a unique vessel indeed, is generally used in the areas where anchoring is complicated due to various reasons (extreme depths, bad weather conditions).

A Very Complex Job In the meantime on Aug. 4, representatives of Saipem and the Dutch company Van Oord, the construction subcontractor for this section, were getting ready for the “Pull Party” to celebrate completion of a milestone in the project – the pulling of both lines ashore. The first line reached landfall on July 28. Nord Stream’s task force manager for the so-called “wet” section on the Russian landfall and

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ГАЗОПРОВОДЫ или «Уникальный»), принадлежащему компании Allseas. Основным отличием Solitaire является то, что оно является безъякорным судном с динамическим позиционированием, т.е. оно не бросает якоря, как его предшественник, а позиционирует себя при помощи мощных движетелей. В Финском заливе будут использовать именно его, чтобы избежать риска контакта якорей с объектами боеприпасов на дне, поскольку здесь во время Второй мировой войны устанавливались минные заграждения. Вообще, уникальное судно Solitaire используют там, где по каким либо причинам установка якорей осложнена (большая глубина, плохие погодные условия).

Нелегкая это работа Между тем, 4-го августа представители Saipem и субподрядчика по строительству участка, голландской Van Oord, готовились к вечеринке «pull party», устроенной в честь окончания важного этапа по протаскиванию обеих ниток трубопровода на берег, Первая нитка была протащена на берег 28-го июля. Руководитель проекта по строительству участка выхода трубопровода на берег в России и по проведению испытаний трубопровода Марко Казирати, обладающий многолетним опытом участия в других проектах строительства морских трубопроводов, отмечает сложность работ. «Этот проект превосходит остальные, прежде всего, по своему масштабу – это уникальное сочетание длины, диаметра и веса трубопровода, которое требует большой работы по планированию, организации, координации и логистике. Так, например, вследствие использования труб с очень большим весом усложнилась логистика поставок и потребовалась более мощная техника. И, конечно, проект отличает повышенное внимание к вопросам охраны окружающей среды», – отмечает Казирати. Как пояснил итальянец, чтобы нитки газопроводов не были повреждены какими-либо внешними воздействиями, их уложили в траншею длиной 1,75 км, которая позднее будет засыпана до первоначального уровня морского дна. Роль временной защиты траншеи сыграла дамба длиной 350 м, сооруженная по обе стороны трассы. И хотя длина свариваемых труб составляет всего лишь 12 м, они тяжелые и по меркам морских трубопроводных проектов – по 24 т каждая. Примерно половину веса составляет высокопрочная сталь толщиной от 26,8 до 41мм (причем у российского берега толщина стенки максимальная для трубопроводов

#9 September 2010

GAS PIPELINES Pre-Commissioning is Marco Casirati, who has many years experience from other offshore pipeline construction projects. Casirati emphasized the complexity of the job. “This project surpasses all others, first of due to its scope – the unique combination of the pipelines’ length, diameter and weight, which requires a great effort in planning, organization, coordination and logistics. For instance, due to the use of very heavy pipes we had to employ more powerful equipment and machinery. And, of course the project stands out due to the special attention paid to environmental issues,” Casirati noted. He also explained that the pipeline strings were laid in a trench 1.75 kilometers long to be backfilled later to the initial seabed level in order to prevent damage from external impacts. To protect the trench itself, a temporary 350 meters long causeway was constructed on both sides of the route.

MНЕНИЕ | OPINION

Pipeline Construction Boosts Large-Scale Baltic Studies

Aivar Stepanov, Underwater Studies Supervisor for the Russian pipeline sector, North-Western Research Institute of Natural and Cultural Heritage, Non-Profit Partnership “Neptune” The history of shipwreck discoveries in the vicinity of Nord Stream dates back to 2006 when geophysical research yielded sonar readings and hydroacoustic images showing objects with signs of marine cultural heritage artefacts. A more thorough examination was done with remotely controlled units without archaeologist present, but it helped to understand that the Baltic seabed holds real monuments of cultural heritage. In 2009, thanks to a sponsorship from the Dormashinvest Fund, the Neptune underwater research expedition organized a field survey to explore parts of these ships. In 2010, two expeditions were arranged with help from Nord Stream ● Aivar Stepanov, Underwater Studies which allocated the supervisor, examines subsea “trophy.” Neptune ship equipped ● Руководитель подводных with a remote-controlled исследований Айвар Степанов detailed survey unit. The рассматривает подводные «трофеи». Svarog and Neptune Expedition companies took part in the expeditions that explored two sunken ships close to the pipeline. In keeping with the requirements of the Leningrad Region Department for Protecting Monuments, the ships were to be thoroughly documented, and the pipeline was to be accurately laid to avoid damaging these ships.

Строительство газопровода стимулирует масштабные исследования Балтики Айвар Степанов, руководитель подводных исследований на российском участке газопровода, Северо-западный научноисследовательский институт природного и культурного наследия, некоммерческое партнерство «Нептун» История выявления затонувших кораблей вблизи трассы «Северного потока» относится к 2006 году, когда при геофизических исследованиях стали появляться сонаграммы, гидроакустические изображения, на которых видны объекты, имеющие признаки памятников морского культурного наследия – затонувших кораблей. Более тщательное обследование проводилось телеуправляемыми аппаратами без присутствия археологов, но позволило понять, что на дне Балтики находятся действительно памятники культурного наследия. В 2009 году, благодаря спонсорству фонда «Дормашинвест», подводная исследовательская экспедиция «Нептун» организовала натурные исследования, чтобы осмотреть части этих кораблей. В 2010 году было проведено две экспедиции благодаря Nord Stream, который выделил корабль «Нептун» с телеуправляемым аппаратом для детальной съемки. В экспедициях приняли участие компании «Сварог» и «Нептун экспедишн», были обследованы два затонувших корабля в непосредственной близости к трубопроводу. В соответствии с требованиями, которые предъявил Департамент охраны памятников Ленинградской области, их надо было тщательно зафиксировать и проконтролировать, чтобы труба была положена аккуратно, без возможности нанесения повреждений этим кораблям. В целом, на российском участке, относящемся к газопроводу «Северный поток», было выявлено 17 затонувших кораблей. Здесь проходил путь, который достаточно активно функционировал в

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

ГАЗОПРОВОДЫ

Although the length of the welded pipes is only 12 meters, they are heavy even by the standards of offshore pipeline projects: each weighs 24 tons. High tensile steel accounts for approximately one half of its weight, varying in thickness from 26.8 to 41 millimeters (near the Russian shore the pipe wall thickness is the greatest – 41 millimeters, in order to sustain the pressure of 220 atmospheres from the Portovaya compressor station, which is strong enough to send gas all the way to Germany without any interim compression), while the other half of the weight is accounted for by the concrete weight coating with a 60-110-millimeter thickness, which provides additional protection to pipes. Welding was performed directly onboard the Castoro Sei. The pipes were delivered by transport vessels from the storage base in Kotka, Finland. They were welded in pairs (so called double joints) and then welded on to the line, which was smoothly lowered on the seabed and pulled toward the shore. According to the project engineers, the welding process happens quite quickly: in the beginning, when the welding of such thick-walled pipes was just being adjusted, each weld took 30-40 minutes. By the end of the shore pull, this time was cut to 10 minutes. Other technologies and equipment employed in this pipeline construction project are also unique. For example,

● Marco Casirati, Nord Stream’s task

All in all, 17 shipwrecks have been found in the Russian sector of Nord Stream. It is the place with the way that was actively used in the Middle Ages as part of the famous route “from the Varangians to the Greeks”. Later it was used by Hanseatic vessels and the people of Novgorod. The oldest of the ships discovered here is from the late 17th century. Despite the length of time these ships have laid on the bottom of the sea, most of the damage they have sustained has come from commercial fishing, not from time. The shipwreck found closest to Portovaya Bay is an 11-meter, very well-preserved wooden sailboat lying at a depth of 52 meter. The engineering support applied in these operations was excellent. In Russia, underwater archaeologists could never afford such high-tech equipment which is why many European experts praise the Nord Stream’s construction so much: geophysicists, environmentalists and archaeologists have acquired a data slice of the entire Baltic Sea. The Neptune ship used in the research is equipped with a dynamic positioning system. It does not have to drop anchor, as it freely positions itself at any point and moves with necessary speed in the direction its captain chooses. The diving units used were also state-of the-art: they are rebreather type units which automatically adjust the mixture of the breathing gas to suit the current depth. In winter 2009, the conditions for the survey became the most favorable as there was no ice. Since then and until today, these operations did not take place in the wintertime because of complicated ice conditions. This year two anchors were found straight on the route and removed from underneath the pipeline; they belong to two different epochs. One of the anchors was manufactured in Viking times and remained virtually unmodified. The other one dates to the mid-19th century. The objects taken from the seabed are in the museum of Kronstadt as part of the exhibition dedicated to the history of sunken ships. Those requiring conservation are still in the laboratory. The two anchors mentioned above have been taken for conservation too and will be exhibited no sooner than in 18 months.

Средневековье, как часть знаменитого пути «Из варяг в греки». Позже им пользовались суда Ганзейского союза и новгородцы. Самое старое из обнаруженных здесь судов относится к концу XVII века. Примечательно, что наибольшие повреждения нанесло кораблям не время, а промышленное рыболовство. Самое близкое к бухте Портовой найденное судно – деревянный парусник небольшого размера – 11 м, практически целый, на глубине 52 м. Техническое обеспечение, которое применялось в этих работах, очень высокого уровня. В России такое высокотехнологическое обеспечение подводная археология никогда не могла себе позволить, поэтому многие европейские археологи достаточно восторженно отзываются о строительстве «Северного потока»: геофизики, экологи и археологи получили срез всего Балтийского моря. Используемое в исследованиях судно «Нептун» оснащено системой динамического позиционирования. Ему не нужно бросать якоря, оно свободно становится в любую точку и двигается с необходимой скоростью в выбранном направлении. Водолазные аппараты также использовались самые современные: это аппараты замкнутого цикла (ребризеры), которые самостоятельно смешивают дыхательную смесь, оптимальную для текущей глубины. В 2009 году зимой создались наиболее благоприятные условия для съемки, вода была прозрачной, льда не было. С тех пор и до настоящего времени подобные работы не проводились зимой изза сложной ледовой обстановки. В этом году мы убрали из-под трубопровода два якоря, которые находились непосредственно на трассе, они относятся к двум разным эпохам. Первый выпускался со времен викингов до 19 века практически без изменений, а второй относится к середине XIX века. Поднятые с морского дна объекты находятся в музее г. Кронштадта, в составе экспозиции, посвященной истории затонувших кораблей, а те, которые требуют консервации, пока находятся в лаборатории. На консервации и два упомянутых якоря, которые будут выставлены не раньше, чем через 1,5 года.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

force manager for the so-called “wet” section on the Russian landfall and pre-commissioning. ● Руководитель проекта по строительству участка выхода трубопровода на берег в России и проведению испытаний трубопровода Марко Казирати.

MНЕНИЕ | OPINION

– 41 мм, поскольку она должна выдерживать высокое давление в 220 атмосфер, под которым газ будет подаваться в газопровод с компрессорной станции Портовая и без промежуточной компрессии транспортироваться напрямую до Германии) и половину – вес утяжеляющего бетонного покрытия толщиной 60-110 мм, которое также дополнительно защищает трубы. Сварка труб происходила непосредственно на борту Castoro Sei. Доставка труб осуществляется вспомогательными судами с базы хранения в Котке, Финляндия. Трубы сваривались попарно (в двухтрубные секции) и затем приваривались к нити газопровода, плавно опускающейся на дно и протаскивающейся на берег. По словам инжене-

#9 September 2010

GAS PIPELINES

● Huge buoys were put on the pipes to reduce the pulling force. ● Буи-поплавки, надетые на трубу, снижают тяговое усилие.

Van Oord Helps Nord Stream Pipeline Glide into Smooth Waters Rob de Jong, Project Manager Nord Stream Landfall Russia OGE: What were the main challenges this project presented for Van Oord? DE JONG: In this project one of the main challenges was the removal of very large boulders on the

Компания Van Oord помогает «Северному потоку» обойти подводные камни Роб де Йонг, руководитель проекта «Северный поток» в точке выхода на берег, Россия «Нефть и газ Евразия» (НГЕ): С какими трудностями в данном проекте столкнулась компания Van Oord? ДЕ ЙОНГ: В этом проекте одна из главных сложностей состояла в удалении очень крупных валунов с морского дна. Прежде всего, очень трудно определить их размер. При исследовании дна вы увидите лишь малую часть валуна – только ту, что выступает наружу. Поэтому сложно сказать, насколько эти камни

ров проекта, сама сварка происходила довольно быстро – вначале, когда процесс сварки столь толстостенных труб только налаживался, на один стык затрачивалось по 30-40 минут, а к концу протаскивания это время сократилось до 10 минут. Многие технологии и оборудование, применяемые в беспрецедентном по масштабам проекте морского трубопровода, уникальны. К примеру, для протаскивания труб на берег потребовалась мощная лебедка с тяговой силой 600 т и втяжным тросом диаметром 121 мм. «И трос, и лебедка испытаны с запасом прочности, трос – на 1 100 т, лебедка – на 660 т, – рассказал руководитель проекта Марко Казирати. – Кроме того, для того, чтобы уменьшить тяговое усилие и разгрузить лебедку, на трубы были насажены огромные буи-поплавки». Среди других сложностей строительства Казирати называет нестабильность грунта, который не удерживал якоря, закопанные в землю для удержания лебедки на месте во время протаскивания труб, из-за чего лебедку пришлось сдвинуть на 80 м дальше к берегу от запланированного расположения. «На дне бухты Портовая находилось огромное количество

seabed. In the first place it is very difficult to determine their size. You can survey the seabed, but you will see only a small part of the boulder, the part that’s sticking out of the seabed. So you never know how big they really are. They can be of any size. That’s why we had to mobilize and use the biggest hydraulic crane shovel in the world (a backacter 1100) named Simson – and the biggest boulder we removed was over 160 tons! We just had to drag it over the seabed because it was – even for Simson – simply too heavy to lift. That was challenge number one. The second challenge that we had to deal with was a number of very specific environmental issues. For example; we had to plan велики в действительности, а они могут быть любого размера. Именно поэтому нам пришлось воспользоваться самым большим экскаватором в мире (плавэкскаватором типа «обратная лопата» модели 1100), «Симсоном». Самый крупный камень, вытащенный нами, весил свыше 160 т! Нам пришлось тащить этот валун по морскому дну, потому что он был слишком тяжел дня поднятия наверх – даже для «Симсона». Второй трудностью на нашем пути оказался ряд очень специфичных вопросов по охране окружающей среды. К примеру, при планировании нам сначала пришлось учитывать весенний нерестовый сезон, а в конце проекта мы должны быть готовы покинуть рабочую площадку перед оледенением. Суда должны быть выведены до середины октября.

for the fish breeding season in spring first and at the end, we must be prepared to leave the project site before the ice was coming in. The vessels have to be out before mid-October. The third challenge is the very remote location of the site. At the start up, we first had to install communication lines, internet and satellite connections. The last but not least challenge was the pipeline’s diameter. It has one of the biggest diameters there is. Therefore we had to mobilize one of the largest winches in the world, a very huge winch capable of a 600 ton pulling force. OGE: Is it true that this is the biggest winch you have ever used in the similar projects? Третьей сложностью стала значительная удаленность рабочей площадки. С началом работ нам пришлось сначала установить телекоммуникационные линии, наладить спутниковую и Интернетсвязь. И последней, но немаловажной, проблемой стал диаметр трубопровода, имеющий один из самых больших известных значений. Поэтому нам пришлось прибегнуть к помощи одной из самых огромных лебедок в мире с тяговым усилием в 600 т. НГЕ: Правда ли, что это самая большая лебедка, которую вы когда-либо применяли в подобных проектах? ДЕ ЙОНГ: Да, это действительно первый проект, в котором мы использовали такую лебедку. Преимуществом

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

ГАЗОПРОВОДЫ

a powerful winch with pulling power of 600 tons and a 121-milimeter cable were used for the shore pull. “Both the cable and the winch were tested with a safety margin – the cable for 1,100 tons and the winch for 660 tons. Besides, in order to reduce the pulling force and to reduce the load on the winch, huge buoys were put on the pipes,” Casirati told OGE. Among other construction difficulties, Casirati mentioned unstable soil that did not hold anchors dug into it for the purpose of holding the winch during pipe-pulling. That is why the winch had to be moved 80 meters further ashore from its planned location. “There were lots of boulders on the bed of Portovaya Bay and to remove those, we used some of the largest

● Artyom Kashirov, dry section site manager, Nord Stream AG. ● Артем Каширов, руководитель работ на береговом участке, Nord

Stream AG.

булыжников, и для того, чтобы его освободить от камней, в проекте применялись одни из самых больших в мире морских экскаваторов», – добавляет Казирати. По его словам, на участке было обнаружено более 20 крупных булыжников, самый крупный из которых весил более 160 т, а всего из морской траншеи было удалено более двухсот булыжников.

Работы на суше ведутся параллельно Весной следующего года участок пересечения береговой линии планируется соединить с береговым (сухопутным) участком протяженностью около полутора километров, строительство которого началось параллельно в апреле. Вместе эти участки составляют береговое пересечение «Северного потока» в бухте Портовая. «Несмотря на то, что

DE JONG: Yes, indeed. It’s the first project where we use it. The advantage of having such a big winch is that you only need one single winch for the pull. In earlier days, when we had a very heavy pull, we always needed two winches simultaneously. But now with a 121-milimiter pull wire and one winch it is much easier to operate, that’s a big advantage. The winch design was specially made for the project, but of course it can be used in other, similar projects as well.

of the wire increased as well. The pull wire is so heavy, that it takes a lot of force to pull it from shore to the offshore location. As we learned from the other projects around the world we can put floaters on the wire, which help to reduce wire’s weight in the seawater. We use this technique on this project as well

работы с большой лебедкой является то, что для натяжения она нужна в единственном экземпляре. Ранее, когда нам требовалось очень большое тяговое усилие, мы всегда использовали две лебедки одновременно. Но теперь с 121-миллиметровым тросом и одной лебедкой работать гораздо легче. Это, несомненно, большое преимущество. Конструкция лебедки была специально разработана для проекта, но, конечно же, ее можно использовать и в других подобных проектах.

что для перетаскивания его с берега в прибрежную часть моря требуется значительное усилие. Из опыта исполнения других проектов по всему миру мы знаем, что на трос можно установить поплавки, уменьшив тем самым его вес в морской воде. Этот способ мы применяем и в данном проекте.

OGE: How many people are working on the project and when did you start? DE JONG: At certain moment we had a maximum of 140 people working on the projOGE: What other solutions are being used ect. We started with the preparations over a for the first time here? year ago, in January 2009. On site work startDE JONG: Because the winch size and ed on April 1, when we got access to the land the diameter of the wire increased, the weight to start preparing the site area.

НГЕ: Какие еще технические решения используются здесь впервые? ДЕ ЙОНГ: Поскольку увеличились размер лебедки и диаметр троса, увеличился и вес троса. Трос настолько тяжел,

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Сколько человек работает в рамках проекта, и когда вы его начали? ДЕ ЙОНГ: В определенный момент в проекте было задействовано максимальное количество сотрудников – 140 человек. Мы начали подготовительные работы около года назад, в январе 2009 года. Работа на местности началась 1-го апреля, когда мы получили доступ к территории и начали готовить площадку.

OGE: What was the most complicated part of the preparatory jobs? DE JONG: As I said earlier, the main challenge was the removal of large boulders from the seabed. We first did a lot of preparatory surveys. To determine the various boulders sizes was a little bit of gambling. We worked out a lot of different scenarios how to remove these large boulders. And, don’t forget, that when we started, there was only forest here, with no roads, no infrastructure. Very often that’s the most complicated thing about project preparation – a lot of things are simply not know in advance, you only find out just before the project starts.

НГЕ: В чем заключалась самая сложная часть подготовительных работ? DE JONG: Как я уже говорил, главной трудностью было удаление крупных валунов с дна моря. Вначале мы провели множество подготовительных изысканий. Некоторые элементы риска содержало в себе определение размера валунов. Мы разработали ряд различных сценариев по удалению этих огромных камней. И не забывайте, когда мы начинали, в этих местах был только лес, не было никаких дорог, никакой инфраструктуры. Очень часто именно это и является самым сложным в подготовке проекта: многого заранее не знаешь, что-то узнаешь только перед самым началом проекта.

GAS PIPELINES marine excavators in the world,” Casirati added. According to him, more than 20 large boulders were removed from the bottom with the largest one weighing more than 160 tons. Ultimately, a total of over 200 boulders were removed from the sea trench.

Onshore Operations Carried Out Simultaneously In spring next year, the Nord Stream consortium plans to connect the offshore pipeline section (the so-called wet part) with the 1.5-kilometer-long onshore pipeline section (dry part). Work on these two sections began simultaneously in April. Together, these sections form the Nord Stream pipeline landfall in Portovaya Bay (called ‘Russian landfall’ in the company). “Despite the fact that this section of the pipe runs onshore, it is part of the offshore pipeline designed according to the very strict specifications which meet the world’s best practice standards,” the dry section site manager Artem Kashirov said. “Here we are using a pipe with a 41-millimeter thick wall, part of which is made of low-temperature steel; no pipes like this have ever been used anywhere in the world. The onshore facilities include 48-inch line valves. These valves are the largest in the world too. They will be able to function throughout the period that the gas pipeline is in operation – for 50 years – without substantial maintenance,” he added. According to Kashirov, two anchor blocks are being constructed in this section – massive concrete structures designed to compensate for stresses in the underwater part of the gas pipeline. When the pipeline is filled with gas, the temperature will rise by 30-40 degrees ● Hydraulic crane shovel Simson

removes boulders from Portovaya Bay bottom. ● Плавэкскаватор «Симсон» очищает дно бухты Портовая от крупных булыжников.

#9 September 2010

● Sergei Serdyukov, technical director, Nord Stream AG. ● Технический директор Nord Stream AG Сергей Сердюков.

участок сухопутный, по сути – это морской трубопровод, спроектированный по строгим нормам, разработанным специально для нашего проекта на основе лучших мировых стандартов», – рассказывает руководитель работ участка Артем Каширов. «Здесь используется труба толщиной 41 мм, часть секции которой выполнена из низкотемпературной стали, нигде в мире таких труб нет. Также к береговым объектам относится запорная арматура, в том числе линейные краны проходным сечением 48 дюймов. Эти краны – самые большие в мире. Они способны работать на протяжении всего срока эксплуатации газопровода, в течение 50 лет, без единого обслуживания», – добавляет он. По словам Каширова, на этом участке также строятся два анкерных блока, представляющие собой массивные бетонные сооружения, призванные компенсировать напряжение подводной части газопровода. Когда в газопровод запускают газ, температура поднимается на 30-40 градусов, что приводит к расширению трубы и возникновению усилия, и анкерные блоки предназначены для того, чтобы не допустить воздействия на береговые объекты. Каширов говорит, что в ближайшее время планируется начать сварку трубопровода на участке в нитку. «Выбор технологии сварки и ее аттестация явились большим испытанием для нашего подрядчика, потому что необходимо было соблюсти строгие параметры, предъявляемые к качеству сварного стыка при сварке столь толстостенных труб из низкотемпературной стали. Такой технологии раньше не было», – добавляет он.

Nord Stream загрузит российские предприятия Дорога от береговых объектов «Северного потока» через 3 км приходит к месту строительства компрессорной станции «Портовая» ОАО «Газпром». В этой точке морской газопровод соединят с сухопутным трубопроводом Грязовец – Выборг, из которого потребители из европейских стран уже через несколько лет станут получать около 10% потребляемого газа. И береговые объекты, и подъездные дороги, и компрессорную станцию, обещающую стать самой крупной в Европе, возводит подрядчик «Стройгазконсалтинг». Эта компания – одна из крупнейших российских участников проекта, среди которых руководитель отдела по связям с общественностью компании Nord Stream AG Ирина Васильева называет также «Выксунский металлургический завод» группы «ОМК», поставивший по 25% труб для обеих ниток трубопровода, и «Питергаз», который занимался экологическими изысканиями и техническим дизайном проOil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

ГАЗОПРОВОДЫ

causing the pipe to expand and strain. The anchor blocks are intended to prevent onshore facilities from being impacted by this stress. Kashirov said that pipeline welding in a string at this section will begin soon. “The choice of welding technology and its certification posed a big challenge for our contractor, as it was necessary to meet very strict quality requirements for welded joints when welding thick-walled pipes of low-temperature steel. No such technologies have been used before,” he added.

Nord Stream to Bring Business to Russian Enterprises A one-kilometerlong road runs from Nord Stream’s onshore facilities to Gazprom’s Portovaya compressor station construction site. At this point, the subsea pipeline will be connected with the Gryazovets – Vyborg onshore trunkline, which in a few years will start delivering about 10 percent of gas consumed in Europe. The onshore facilities, the road itself, and the compressor station which promises to be the largest in Europe, are being built by one contractor, Stroygazconsulting. This company is a major Russian participant in the project. Nord Stream AG’s Communications Manager Irina Vasilyeva also mentioned the OMK Groupowned Vyksa Metallurgical Works (VMZ), which supplied 25 percent of the pipes for both lines of the pipeline, and the Moscow-based Petergaz, which was involved in environmental surveys and technical design. Nord Stream AG technical director Sergei Serdyukov said that he also sees ways to engage Russian enterprises in the project. “We are already providing work for some of them. For example, concrete from the Vyborg Construction Materials Plant demonstrated wonderful test results; therefore the choice was made to use it in the project for concreting critical structures such as anchor blocks,” Serdyukov said. “The implementation of such projects introduces a new view on technology and changes the atmosphere of old, small towns like Vyborg. This is the first time we have performed such large-scale works in Russia,” Serdyukov added proudly. It looks like the Soviet Union’s tradition of amazing the world with huge projects is being continued in Russia by those building the pipeline on the bed of the Baltic Sea. This success is reaching new heights and was achieved in part due to cooperation with international companies and by using advanced technologies. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO / ФОТО: GUNNAR BRITSE

● Construction of the Nord Stream Pipeline started in the Swedish

Exclusive Economic Zone of the Baltic Sea in early April 2010. The pipelay vessel Castoro Sei (C6) began offshore pipe laying near the Island of Gotland and with a distance of 675 kilometers from the pipeline’s starting point near Vyborg, Russia. ● Строительство «Северного потока» началось в шведской свободной экономической зоне Балтийского моря в первых числах апреля 2010 года. Трубоукладочное судно Castoro Sei (C6) приступило к укладке труб вблизи острова Готланд на расстоянии 675 км от трубопровода, стартовая точка которого находится вблизи российского Выборга. екта. Возможности задействовать в проекте российские предприятия отмечает и технический директор Nord Stream AG Сергей Сердюков. «Мы уже загружаем некоторые из них. К примеру, прекрасные тестовые результаты показал бетон Выборгского завода строительных материалов, и его решили применять в проекте при бетонировании таких ответственных сооружений, как анкерные блоки», – говорит он. Сердюков не сомневается, что проект поможет обеспечить рабочие места в регионе и приток средств за счет уплаты налогов. «Реализация таких проектов привносит новую техническую культуру и меняет атмосферу небольших старинных городков, к которым относится Выборг. Впервые в России мы выполнили работы такого масштаба», – с гордостью добавляет Сердюков. Похоже, традиция страны удивлять мир техническими проектами самого высокого уровня, заложенная еще во времена СССР, получила успешное продолжение в строительстве трубопровода по дну Балтики. При этом, выход на новый уровень удался благодаря участию международных компаний и применению передовых технологических достижений.

ARTIFICIAL LIFT

RN Yuganskneftegaz Integrates Intellectual High-Speed Pumping Equipment and Control Systems

«РН-Юганскнефтегаз» внедряет интеллектуальное высокооборотное насосное оборудование и системы управления Sergei Petrenko

Сергей Петренко

ne of the main challenges to be met by RNYuganskneftegaz is the continuous enhancement of productivity of both base well stock and new wells being put into production after drilling. Both groups are outfitted with steadily operating equipment that does not require special care or control. But there are also so-called problem wells, i.e. wells with constantly changing fluid inflow up to the time they cease operations; or wells where operations are accompanied by major if not constant carry-over of large quantities of solids or gas slugs. Wells with strings that curve significantly can also be referred to as problem wells. All the above anomalies result in unsteady operation of pumping equipment. Due to a limited operating range, in case of changing inflow in the well, conventional electrical submersible pumping (ESP) systems start operating beyond operating range limits, and consequently the equipment is operated at best only periodically, or at worst, the need arises to trip out the equipment and to replace its nominal size to prevent the system from failing. Due to the severe wear on conventionally applied submersible pump systems when working with large quantities of solids including proppant, ESP operating elements wear away, resulting in a loss of head in the system or a break in one or more sub-parts. Consequently,

дной из главных задач, стоящей перед ООО «РНЮганскнефтегаз», является постоянное повышение эффективности производства как по базовому, так и по новому фонду скважин, вводимых после бурения. В обеих группах имеется оборудование, функционирующее стабильно и не требующее особого внимания и контроля. Но есть и так называемые «проблемные скважины» – скважины, в которых постоянно меняется, вплоть до полного его прекращения, приток пластовых флюидов; скважины, работа которых сопровождается залповым, а то и постоянным выносом большого содержания мехпримесей, прохождением газовых пачек. К проблемным скважинам также можно отнести скважины с интенсивным набором кривизны эксплуатационной колонны. Все вышеперечисленные аномалии приводят к нестабильной работе насосного оборудования. За счет ограниченности рабочего диапазона традиционные УЭЦН при изменении притока в скважине зачастую начинают работать вне зоны рабочего диапазона, вследствие чего оборудование в лучшем случае начинает эксплуатироваться в периодическом режиме, в худшем – возникает необходимость в подъеме оборудования и замене его типоразмера, либо происходит отказ установки. За счет низкого класса износостойкости традиционно применяемых погружных насосных установок при работе с большим содержанием мехпримесей, в том числе

Author's Bio | Об авторе Sergei Petrenko started his working career in 1995 as a motor mechanic at one of the transport enterprises of Yuganskneftegaz oil production firm. Upon completing his army service, and following Yuganskneftegaz’s reorganization in 1999, Petrenko was trained and qualified as an oil and gas production operator. At this position he was twice a winner of the “Best in Profession” corporate award. Upon graduation of the Nefteyugansk Industrial College in 2003, he was transferred to work as a farm boss (oil, gas and condensate production). In his activities Petrenko has always strived to apply the most advanced working techniques and state-of the-art equipment, and in 2004 he was recognized the best farm boss at Yuganskneftegaz. After graduation from the Tyumen Oil and Gas University, Petrenko was appointed project manager for new technologies. His main objective became implementation of venture projects focused on top-priority tasks of Rosneft oil company. He supervised and participated in more than 10 successful projects for four years. Throughout his career Petrenko has been actively disseminating expertise, delivering reports at conferences, writing articles and guidelines. He has published over 10 articles in conference compilations and technical research journals. Petrenko is a member of SPE, an international society of petroleum engineers. Since the beginning of 2010, he has been appointed chief specialist at the Oilfield Development Dept. of Rosneft’s R & D Center. Currently, Petrenko is preparing materials for his master’s thesis. Трудовую деятельность Сергей Петренко начал в 1995 году мотористом в одном из транспортных предприятий нефтедобывающего акционерного общества «Юганскнефтегаз». После службы в армии, при реорганизации предприятия в 1999 году, прошел обучение и был переквалифицирован по профессии «Оператор по добыче нефти и газа». Будучи оператором ДНГ, дважды становился призером корпоративного конкурса «Лучший по профессии». По окончании Нефтеюганского индустриального колледжа в 2003 году был переведен мастером по добыче нефти, газа и конденсата. В своей работе Петренко всегда стремился применять самые передовые методы работы и высокотехнологичное оборудование, и уже в 2004 году был признан лучшим мастером ДНГ по ОАО «Юганскнефтегаз». После окончания Тюменского нефтегазового университета в 2006 году был назначен менеджером проектов по новым технологиям. Его основной задачей стала реализация венчурных проектов, направленных на выполнение самых актуальных задач ОАО «НК „Роснефть“». В течение четырех лет руководил и участвовал более чем в 10 успешных проектах. На всем протяжении трудовой деятельности активно занимается распространением знаний, регулярно участвует с докладами в конференциях, пишет статьи и методические указания. Имеет более десятка публикаций в сборниках конференций и научно технических журналах. Является членом Международного общества инженеров нефтяников SPE. С текущего года переведен на должность главного специалиста в департамент разработки месторождений ООО «НК „Роснефть“» – Научно-Технический Центр». Готовит материалы к написанию кандидатской диссертации.

Oil&GasEURASIA

SOURCE: PETROLEUM CHEMISTRY INSTITUTE / ИСТОЧНИК: ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ

№9 Сентябрь 2010

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Wells with unachievable oil flowrate potential Скважины с недостижением потенциально возможного дебита нефти ● Fig. 1. Well stock optimization priorities. ● Рис. 1. Приоритеты оптимизации фонда скважин.

as equipment tripping and repair expenses increase, oil production drops. Another problem with producing well stock is insufficiently automated control systems. As a consequence of constant changes in the producing well stock (scheduled preventive maintenance, start-ups, shut-downs, optimization, changes in the operating procedures, putting new wells into production, etc.), some problems exist with controlling the optimum operation conditions of the total producing well stock (Fig. 1) by means of available conventional equipment due to technical and process limits. Personnel must be continually present to enhance the level of control while adjusting the submersible equipment operation parameters. In turn, this results in risks relating to human factors involvement and the time required to respond to a change in a well’s parameters. To minimise these risks, submersible equipment is initially selected taking into account potential changes in well productivity which is the basis for further optimization. This problem can be solved by using two approaches: evolutional – quality improvement by re-engineering of business processes and qualitative – implementation of innovations.

The Evolutional Approach – Innovative Management Since the 2000s, modern science and technologies have developed at a quick pace. In terms of automation, this is mainly connected with developments in semiconductor technology, and in terms of equipment manufacturing. Emerging automated high-accuracy machines and equipment are now capable of minimizing the human factor and achieving designers’ ideas that, until recently, existed only on paper as designs and sketches. Thus, with the development of the above technologies and increased proposals to test innovative solutions for equipment and technologies, as well as proper demands on production to solve local problems that cannot be solved using conventional equipment, the need arose to set up a division to control and to support the testing and implementation of new technologies. For this purpose, in mid-2006, working groups were formed for the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

проппанта, происходит износ рабочих органов УЭЦН, что приводит к потере напора установки или слому одного или нескольких узлов. В результате снижаются объемы добычи нефти, увеличиваются затраты на спуско-подъемные операции и ремонт оборудования. Еще одной проблемой действующего фонда скважин является недостаточная автоматизация систем управления. Вследствие постоянно протекающих изменений в действующем фонде скважин (планово-предупредительные ремонты, запуски, остановки, оптимизация, смена способа эксплуатации, ввод новых скважин и др.) существуют трудности с регулировкой оптимального режима эксплуатации всего добывающего фонда скважин (рис. 1) с помощью имеющегося традиционного оборудования, связанные с его технической и технологической ограниченностью. Для повышения уровня контроля и изменения параметров работы погружного оборудования необходимо постоянно привлекать людские ресурсы. В связи с этим возникают риски, связанные с влиянием человеческого фактора и временем реакции на изменение какого-либо из параметров скважины. С целью минимизации этих рисков подбор погружного оборудования изначально осуществляется с учетом возможных изменений производительности скважины, что и является резервом для их дальнейшей оптимизации. Решение этой задачи имеет два пути: эволюционный – за счет повышения качества путем реинжиниринга бизнес-процессов, и качественный – за счет внедрения инноваций.

Эволюционный путь развития – управление инновационной деятельностью Современная наука и техника, начиная с 2000-х годов, стала развиваться быстрыми темпами. В направлении автоматизации это связано, в основном, с развитием полупроводниковых технологий. В направлении изготовления оборудования – с появлением автоматизированных высокоточных станков и механизмов, способных, минимизировав влияние человека, воплощать в жизнь идеи конструкторов, которые до недавнего времени существовали только на бумаге в виде расчетов и эскизов оборудования. Так, с развитием вышеуказанных технологий и возросшими предложениями по испытанию инновационных решений техники и технологий, а также в связи с потребностями самого производства решать локальные задачи, где применение традиционного оборудования не приносит желаемых результатов, возникла необходимость в создании подразделения для контроля и сопровождения процесса испытания и внедрения новых технологий. С этой целью в середине 2006 года были сформированы рабочие группы по системе новых технологий (СНТ), охватившие основные производственные направления деятельности предприятия. Уникальность таких групп заключается в том, что их деятельность построена на проектном принципе управления, а состав проектных команд сформирован из специалистов разных областей знаний. Рабочей группой СНТ в механизированной добыче (МД) был взят для детальной проработки и реализации проект по испытанию интеллектуального высокооборотного насосного оборудования. В процессе испытаний рабочей группе необходимо было решить сразу несколько задач: проверить работоспособность оборудова-

ARTIFICIAL LIFT New Technologies System (NTS), to cover the company’s primary lines of production activities. These groups are unique because their activity is based on a strategy of project control, and project teams include specialists in various disciplines. The NTS working group for artificial lift (AL) undertook a project to test intellectual high-speed pump equipment for detailed development and implementation. During the tests, the working group was able to solve several tasks: to check the equipment operability in package, to identify its weaknesses and advantages and to define target applications.

The Qualitative Approach – Implementing Innovation The implementation of any new equipment is accompanied by many risks relating to the reliability of design, non-conformance of the declared application range to the actual one, the absence of an in-house service base and the required qualifications of service personnel, or a ‘show-me’ attitude of operating personnel often willingly or unwillingly hindering the implementation of innovation. The project team plans make it possible to minimize the effects of these risks. In 2006, for the first time in the world, RNYuganskneftegaz started large-scale commercial testing of intellectual high-speed pump equipment using compact automated ESP units (ESP AKM). The primary tasks of the project team were to check the design operability as a whole, to check declared process features and to define a target application range for the equipment. This equipment is unique due to the application of a new concept in the approach to its manufacturing. For example, geometrical dimensions have been significantly reduced due to the increased rotation speed of the submersible electric motor to 10,000 rpm, which is three times higher than that of conventional equipment. The length of the assembled unit is about 7.5 meters, which allows a significant reduction in the time required to install the equipment on a wellhead and in landing place areas on submersible bases. And the most essential achievement is that it is now possible to operate this equipment in wells with curvatures that are beyond the limits of conventional equipment: an acceptable well deviation rate when running in is 6◦/10 meters, which is also three times higher

#9 September 2010

ния в комплексе, определить его сильные и слабые стороны, определить целевую область применения.

Качественный путь развития – внедрение инноваций в производство Любое внедрение нового оборудования сопряжено с множеством рисков, связанных с надежностью конструкции, несоответствием заявленного диапазона применения реальному диапазону, отсутствием собственной сервисной базы и требуемого уровня подготовки обслуживающего персонала, скептическим отношением рабочего персонала, зачастую вольно или невольно препятствующего внедрению инноваций на производстве. Проектная команда планирует мероприятия, позволяющие максимально снизить влияние этих рисков. Начиная с 2006 года, впервые в мировой практике, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» начались масштабные промышленные испытания интеллектуального высокооборотного насосного оборудования серии ЭЦН АКМ. Основные задачи проектной группы заключались в проверке работоспособности конструкции в целом, проверке заявленных технологических особенностей, определении целевой области применения оборудования. Уникальность данного оборудования заключается в применении концептуально нового подхода к его изготовлению. К примеру, за счет увеличения частоты вращения погружного электродвигателя до 10 000 об/мин, что в три раза превышает скорость вращения традиционного оборудования, были существенно снижены геометрические размеры. Длина установки в сборе составляет около 7,5 м, что позволяет значительно сократить время монтажа на устье скважины, уменьшить площадь места складирования на погружных базах. И, самое главное, позволяет эксплуатировать оборудование в скважинах с запредельной для традиционного оборудования кривизной: допустимый темп набора кривизны при спуске составляет 6°/10 м, что также в три раза превышает технические ограничения для традиционно применяемого оборудования. За счет реализации частотного регулирования от 2 000 до 10 000 об/мин и применения концептуально нового подхода к конструкции самого насоса, оборудование может эксплуатироваться в достаточно широком рабочем диапазоне (от 10 до 90 м/³ сут). Еще одна инновация – станция управления с алгоритмами автоадаптации к изменяющемуся притоку в сква-

● High-speed AKM series ESP run-in-hole operation.

On the photo from the left to the right: Sergei Petrenko, chief specialist, Rosneft NTC; Yevgeny Cheremisinov, chief designer, LEPSE-Neftemash; Andrei Petrenko, chief manager on NT, Rosneft-Yugansknefetgaz; Alexei Novyachkov, chief specialist on ESP’s supervising, Rosneft-Yugansknefetgaz. ● Cпуск высокооборотного УЭЦН серии AKM в скважину. На фото слева направо: главный специалист ООО «НК „Роснефть“» – НТЦ» Сергей Петренко, главный конструктор ООО «НПК „ЛЕПСЕНефтемаш“» Евгений Черемисинов, главный менеджер по НТ ООО «РН-Юганскнефтегаз» Андрей Петренко, главный специалист по супервайзингу УЭЦН ООО «РН-Юганскнефтегаз» Алексей Новячков.

Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

than engineering constraints for conventional equipment. The new equipment can be operated in a quite wide operating range (10 to 90 cu. m days) due to using a rotation speed control within 2,000-10,000 rpm and applying a new conceptual approach to the pump design itself. One more innovation is a control station with algorithms for auto-adapting to changing inflow in the well. After a pushbutton startup, these algorithms make it possible, without human interference, to set up the unit in accordance with the target operation mode and adjust this mode subsequently taking into account the changing inflow in the well. After completing the three stages of ESP AKM equipment modernization, the working group succeeded in solving the tasks facing it: to implement the risk elimination program and, beginning in 2009, to complete the project and equipment and to transfer them to production. This year, as part of the company’s production activities, newlypurchased ESP AKM equipment is being integrated in the allocated well stock which consists of wells after geological and process measures, with undefined or changing potentials, wells using intermittent production stock, and wells with abnormal curvature of the operating string. After implementing an integrated solution, the need to improve performance of the conventional pumping equipment became even more obvious. The project team had to solve another problem: without tripping out the equipment, they had to enable its operation with a maximum flowrate potential in the safe mode for the equipment. So, we approached the issue of integrating the intellectual control stations. The intellectual control station SPKU INTES90 (inflow stabilizer with the master controller by INTES) was tested in several stages. It was necessary to check all technical and process capabilities, including the potential, without human interference, in the auto-adaptation mode, to put wells producing in the intermittent mode into constant production mode. Today, this equipment is already used to put wells into constant production and to study potential production rates of producing wells as required. As far as checking the other capacities of the equipment in concerned, it is worth mentioning that, due to use of the high-tech controller, the manufacturer succeeded in developing simulation models capable processing the electric parameters of the equipment in operation and to output highly accurate information on the well’s dynamic head and flowrate; furthermore, inspections using certified control devices confirmed the complete convergence of these methods. Additionally, in case of a critical emergency, the protection systems of SPKU INTES-90 actuate instantaneously, not allowing even short-term out-of-limit current loads on the submersible electric motor. The conducted testing was used as a basis to develop uniform specifications and a uniform testing procedure for both intellectual control stations and high-speed equipment with a wide operating range. The idea is as follows: Rosneft gives all its manufacturers its Uniform Specifications (US) for manufacturing equipment with certain properties designed to operate on a certain group of wells. To ensure objective results, all applicants pass absolutely the same testing stages all of which are registered and included in the technology matrix. This matrix reflects the equipment’s capabilities checked for a certain technical design assignment and all additional capabilities. Thus, in Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА жине. Данные алгоритмы, после кнопочного пуска, позволяют без вмешательства человека вывести установку на заданный режим работы и в дальнейшем корректировать этот режим с учетом изменения притока скважины. После проведения трех этапов модернизации оборудования ЭЦН АКМ, рабочей группе удалось решить поставленные задачи: реализовать программу по снятию рисков и, начиная с 2009 года, полностью подготовить и передать проект и оборудование в производство. В текущем году в рамках производственной деятельности предприятия приобретенное новое оборудование серии ЭЦН АКМ внедряется на целевом фонде скважин, а это скважины после геолого-технологических мероприятий, с неопределенным или изменяющимся потенциалом, скважины периодического фонда и скважины с аномальной кривизной эксплуатационной колонны. После внедрения комплексного решения необходимость улучшения работы имеющегося традиционного насосного оборудования стала еще более очевидной. Задача, которую предстояло решить проектной команде, заключалась в том, чтобы без подъема оборудования из скважины добиться его работы с максимально возможным дебитом в безопасном для оборудования режиме. Так мы подошли к вопросу внедрения интеллектуальных станций управления. Испытания интеллектуальной станции управления СПКУ ИНТЭС-90 проходили в несколько этапов. Необходимо было проверить все технические и технологические возможности, включая возможность без вмешательства человека в режиме автоадаптации выводить скважины, работающие в периодическом режиме, в постоянный режим эксплуатации. Сегодня данное оборудование используется для выводов скважин в постоянный режим, при необходимости – для исследования потенциально возможного режима добывающих скважин. Что касается проверки других возможностей оборудования, необходимо отметить, что производителю, благодаря использованию высокотехнологичного контроллера, удалось разработать математические модели, способные обрабатывать электрические показатели работы оборудования и с высокой точностью выдавать информацию по динамическому уровню, дебиту скважины, причем проверки сертифицированными приборами контроля подтвердили полную сходимость этих методов. Кроме того, при наступлении критической ситуации защиты СПКУ ИНТЭС-90 срабатывают мгновенно, не допуская даже кратковременных запредельных токовых нагрузок на погружной электродвигатель. Проведенные испытания легли в основу разработки единых технических требований и единой методики испытаний, как интеллектуальных станций управления, так и высокооборотного оборудования с широким диапазоном эксплуатации. Идея заключается в том, что ОАО «НК „Роснефть“» предъявляет производителям единые технические требования (ЕТТ) на изготовление оборудования, обладающего определенными свойствами и предназначенного для работы в конкретной группе скважин, а для того, чтобы результаты были объективны, все кандидаты проходят абсолютно одинаковые этапы испытаний, которые фиксируются и попадают в матрицу технологий. При этом в данной матрице отражаются как проверяемые по конкретному техническому заданию возможности оборудования, так и все дополнительные, которыми оно обладает. Таким образом, при наличии полной картины испытаний ново-

ARTIFICIAL LIFT

#9 September 2010

addition to a broad picture of ● Fig. 2. Head and rate and a photo of a MIМ ESP stage. го оборудования, всегда имеthe new equipment testing, ● Рис. 2. Напорно-расходные характеристики и фото ступени ется возможность решить there is always the potential to практически любую задачу, ЭЦН МИМ. solve any task arising in a new возникшую в новой «про“problem operation zone”. блемной зоне» эксплуатации. This year, RN-Yuganskneftegaz В текущем году в ООО «РНand other Rosneft subsidiaries Юганскнефтегаз» и других started large-scale testing of дочерних обществах ОАО «НК intellectual control stations. „Роснефть“» начаты масштабIt is planned to test solutions ные испытания интеллектуoffered by at least four variальных станций управления. ous surface equipment manuПланируется испытать решеfacturers and to compare the ния не менее четырех различcapabilities of these solutions ных производителей наземwith parameters tested by us ного оборудования, сравнить using the SPKU INTES-90 conвозможности этих решений с trol station as a model sample. характеристиками испытанIntellectual control stations SOURCE: PETROLEUM CHEMISTRY INSTITUTE / ИСТОЧНИК: ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ ной нами станции управления with successful testing results СПКУ ИНТЭС-90, являющейся на данный момент эталонной. will be transferred in 2011 for Интеллектуальные станции управления, прошедшие успешroutine application by proные испытания, будут переданы в 2011 году в повседневное duction subdivisions. использование производственными подразделениями. Let us dwell in detail on Остановимся подробнее на испытаниях высокооборотtesting of high-speed equipного оборудования с широким диапазоном подач. Компания ment with a wide feed range. OOO «Инновационные Промышленные Технологии» (г. The "Innovation Industrial Москва) модернизировала инновационную МИМ техноTechologies" Company логию (Metal Injection Molding – инжекционное формова(Moscow) modernized the ние металла) и первой в России научилась изготавливать innovation of the MIM (Metal Injection Molding) technol- крупные детали любой пространственной сложной формы ogy and was the first in Russia to learn how to manufacture с максимальной плотностью материалов. Данная технолоlarge parts of any three-dimensional complicated configu- гия позволяет равномерно распределять смесь из любых ration with a maximum density of materials. This technol- металлов и керамики, спекаемость которых происходит на ogy enables uniform distribution of mixtures of any metals уровне кристаллической решетки материала. В результате and ceramics, the caking capacity of which is at the level of получается полностью однородное изделие (оборудование) a material crystal lattice. As a result, a completely uniform с максимальной плотностью и необходимыми свойствами. item (the equipment) is manufactured with maximum Целевой фонд для данного оборудования – новые скваdensity and all the required properties. жины, вводимые после бурения. Для того чтобы не допусNew wells put into operation after drilling are an тить отказа инновационного оборудования в новых скваallocated stock for this equipment. The potential risk elimi- жинах, разработана и реализована программа исключения nation program has been developed and implemented возможных рисков. Основной риск в данном случае – отказ to prevent failure of the innovation equipment in new ЭЦН по причине влияния мехпримесей. Для исключения wells. A primary risk in this case is ESP failure due to the потенциальных отказов оборудования по данной причине, effect of solids. To eliminate potential equipment failures инициированы полномасштабные испытания на стенде с caused these solids, full-scale benchmark testing with sol- мехпримесями и проппантом в РГУ нефти и газа им. И.М. ids and proppant was initiated in the Gubkin Russian State Губкина. В РГУ также организованы стендовые испытания University of Oil and Gas. The University has also arranged оборудования для исключения возможного срыва напора for equipment benchmark testing to eliminate potential по «газу». С целью устранения возможных отказов по элекhead breakdown by gas. For the purpose of eliminating трической части принято решение внедрять оборудование potential failures in the electrical section, it has been с приводами различных производителей. decided to implement equipment with drives from differВ общей сложности планируется провести шесть испыent manufacturers. таний, по два комплекта с приводами различных произвоAltogether, six tests and planned, including two com- дителей – «РИТЭК-ИТЦ», «ЛЕПСЕ-НЕФТЕМАШ», «БОРЕЦ». plete sets with drives from different manufacturers: RITEKПоложительные результаты промысловых испытаITC, LEPSE-NEFTEMASH, and BORETS. ний инновационного оборудования обеспечивают новый Positive results of innovative equipment field testing импульс для разработки как насосного оборудования, так give a new push for the development of both pump equip- и интеллектуальных систем управления. Это стимулируment and intellectual control systems. This encourages ет крупных производителей оборудования подняться как major equipment manufactures to rise to one more evolu- минимум еще на одну эволюционную ступень развития, а tionary grade in their development, and oil sector employ- нефтяников – с наибольшей эффективностью эксплуатиees to operate producing well stock (including base stock) ровать добывающий фонд скважин, в том числе базовый with maximum efficiency, minimizing the cost of 1 ton of фонд, максимально снижая себестоимость 1 т нефти с oil by using innovation technologies. помощью применения инновационных технологий.

Oil&GasEURASIA

НЕТРАДИЦИОННЫЙ ГАЗ

The Russian View on Shale Gas Environmental and Financial Aspects

Part 3

Сланцевый газ – взгляд из России Экологические и финансовые аспекты Svetlana Kristalinskaya

n top of the huge investments required for shale gas development, there is another challenge – the environment. As Nikolai Ivanov, chief expert of the Energy Department at the Energy and Finance Institute, pointed out, in July 2008, the state of New York imposed a temporary moratorium on shale gas production at the local part of its Marcellus play. Large landowners in the area would have been happy to get royalties for field development, but they were defeated by local farmers who believe there is a risk of groundwater becoming contaminated by fracking liquids. The intensity of the farmers’ struggle for their rights is due to legislation in New York state. Under the law, a company does not need the consent of every landowner to commence work on a site. The “compulsory integration” rule requires a field developer to lease just 60 percent of a plot not exceeding 640 acres (259 hectares) in order to get permission to drill on the entire plot. In this case, the owners of the remaining 40 percent are paid a 12.5-percent royalty – far less than they would get if they leased their land separately. Prior to giving permission to drill, David Paterson, the state governor and a Democratic party member, ordered a state assessment of the environment. The situation in New York state raised eyebrows in Washington; the Energy and Commerce Committee at the House intends to elaborate the possible influence of hydraulic fracturing on the environment and human health. The committee intends to seek information from companies like Halliburton, BJ Services and Schlumberger. These firms argue that “fracking” has been used for a long time now and there is no record of groundwater becoming contaminated. Farmers also want oil and gas companies to implement a program for the comprehensive recovery of used water, as solutions used for hydraulic fracturing contain large quantities of salt and other chemicals. This could pose a serious challenge to the project; according to John Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

3-я часть Светлана Кристалинская

роме огромных инвестиций в разработку, сланцевый газ подстерегает еще одна немаловажная проблема – экология. Так, ведущий специалист энергетического департамента Института энергетики и финансов Николай Иванов указывает, что власти штата Нью-Йорк в июле 2008 года ввели временный мораторий на разработку запасов сланцевого газа на местной части месторождения Marcellus. Крупные землевладельцы хотели бы получать роялти за разработку месторождений, но против выступили местные фермеры, которые считают, что существует риск загрязнения грунтовых вод раствором, используемым для гидроразрыва пласта. Обострение борьбы фермеров за свои права вызвано тем, что по законам штата Нью-Йорк, для того, чтобы начать работы на территории, компании не обязательно получать согласие всех землевладельцев. Существует правило, называемое «обязательная интеграция» (compulsory integration), в соответствии с которым разработчикам месторождений достаточно арендовать 60% территории, не превышающей площади 640 акров (259 га), чтобы получить разрешение на бурение на всем участке. При этом владельцам оставшихся 40% земли выплачивается роялти в размере 12,5% – гораздо меньше, чем если землевладелец согласился бы сдать свой участок в аренду. Губернатор штата, демократ Дэвид Паттерсон распорядился провести государственную экологическую экспертизу, прежде чем давать разрешение на бурение. Ситуацией в штате Нью-Йорк заинтересовались и в Вашингтоне. Комитет по энергетике и торговле Палаты представителей конгресса намерен изучить возможное влияние гидроразрыва пластов на экологию и на здоровье население. Комитет намерен запросить необходимую информацию у таких компаний как Halliburton, BJ Services и Schlumberger. Компании утверждают, что гидроразрыв пластов применяется уже давно, и никогда не было зафиксировано и документировано случаев загрязнения грунтовых вод. ● New York State Governor David Patterson was

determined not to allow companies to explore shale gas reserves before making sure drilling poses no environmental risks. ● Губернатор штата Нью-Йорк Дэвид Паттерсон разрешит компаниям начать разведку запасов сланцевого газа только в случае, если бурение не будет угрожать экологии штата.

#9 September 2010

UNCONVENTIONAL GAS

Conrad, the head of the environmental consultancy Conrad Geoscience Corp., the companies lack the capacity to purify all of the water they use. Farmers are also concerned that shale gas production would let benzene, arsenic and radioactive materials from shale layers seep to the surface.

Кроме того, фермеры требуют, чтобы была внедрена программа полной утилизации использованных вод, поскольку раствор, используемый для гидроразрыва пласта, содержит большое количество соли и других химикатов. У компаний отсутствуют необходимые мощности для очистки всех объемов использованной воды, и, по мнению Джона Конрада, главы экологической консультативной фирмы Conrad Geoscience Corp., это может стать серьезным препятствием для начала работ. Фермеры также выражают обеспокоенность тем, что из сланцевых пластов будут подняты на поверхность бензол, мышьяк и радиоактивные материалы.

Majors Turn to Europe

«Мейджоры» потянулись в Европу

Experts unanimously cite environmental problems when explaining their doubts on shale gas production in Europe where shale deposits have already been acquired by Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Marathon Oil, Chevron, Total and OMV. These companies are involved in exploration projects in Poland, Hungary, Germany, Sweden, Ukraine and other countries. But attempts to find commercial deposits have not always been successful – in February, ExxonMobil was forced to dump one of its Hungarian projects. With population densities higher than in the United States and with more stringent environmental protection laws, Europe finds the costs associated with producing alternative gas in the EU to be higher. “Come to Dallas and you’ll see drilling rigs for alternative gas production right around the airport,” GDF Suez CEO Jean-François Sireli says, “Do you really think that this would be possible in the Orly or Roissy neighborhoods around Paris?” Another giant – Shell – came under fire for the same reason, and was sharply criticized by environmentalists for its shale gas production plans in Norway. Given the sorry experience of its colleagues, Statoil is in no rush to look for shale gas in Europe – the Norwegian company prefers exploring in South Africa. Besides Europe, shale reserves can be found in AsiaPacific countries and in Russia. Last November, China and the United States signed a cooperation agreement on developing shale deposits. This agreement means U.S. and Chinese companies will work together on shale gas E&P projects. Not satisfied to stop with a U.S. partnership, China’s PetroChina will cooperate with Royal Dutch Shell to explore for shale gas in Sichuan Province, while China Petroleum & Chemical Corp. (Sinopec) will cooperate with BP.

Именно из-за возможных экологических проблем эксперты сомневаются, что добыча сланцевого газа возможна, например, в Европе, где международные компании прикупили участки сланцевых пород – Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Marathon Oil, Chevron, Total, OMV. Они ведут активные изыскания в Польше, Венгрии, Германии, Швеции, на Украине и других странах. Впрочем, попытки найти коммерчески значимые запасы не всегда оказывались удачными: по этой причине в феврале ExxonMobil была вынуждена отказаться от разработки одного из проектов в Венгрии. Сравнительно более высокая плотность населения в Европе и более жесткие требования к экологической безопасности добычи по сравнению с США существенно увеличивают издержки потенциальных производителей нетрадиционных видов газа в странах ЕС. «Поезжайте в Даллас и там вокруг аэропорта вы увидите буровые установки для добычи нетрадиционного газа, – говорит заместитель председателя GDF Suez Жан-Франсуа Сирели. – Неужели вы думаете, что такое будет возможно в окрестностях Орли или Руасси под Парижем?» По этой же причине уже досталось другому гиганту – Shell, которую экологи подвергли острой критике за планы добычи сланцевого газа в Норвегии. Учитывая печальный опыт коллег, местная Statoil и не торопится искать в Европе сланцевый газ, предпочитая для этих целей Южную Африку. Кроме Европы, запасами сланца обладают страны АТР и Россия. В ноябре прошлого года Китай и США подписали соглашение о сотрудничестве в сфере разработки сланцевых месторождений, в результате американские и китайские компании будут вместе искать и разрабатывать сланцевые месторождения газов. PetroChina и Royal Dutch Shell станут сообща искать сланцевые газы в провинции Сычуань, а China Petroleum & Chemical Corp. (Sinopec) будет сотрудничать с BP.

● The lack of appropriate water-purifying capacities

could be a major difficulty for shale gas producers, thinks John Conrad, CEO at Conrad Geoscience Corp. consultancy. ● Отсутствие необходимых мощностей для очистки воды может стать серьезным препятствием для производителей сланцевого газа, считает Джон Конрад, глава консалтинговой компании Conrad Geoscience Corp.

Gas Demand to Grow Interestingly, in late 2009, the EIA revised figures in its gas market forecast from the previous year. According to the Annual Energy Outlook 2010 (AEO2010), in 2008 natural gas imports stood at about 13 percent of consumption, and the 2009 forecast stipulated that by 2020 the share of gas imports would drop to 8.9 percent, declining to 1.6 percent by 2030. Yet the new forecast says that by 2020 natural gas imports will provide 11.3 percent of the total requirement (2.57 trillion cubic feet), edging down to 7.6 percent (1.84

Спрос на газ будет расти Стоит отметить, что в конце 2009 года EIA несколько пересмотрело свои прогнозы по рынку газа, сделанные годом ранее. Так, согласно Annual Energy Outlook 2010 (AEO2010), в 2008 году импорт природного газа составлял порядка 13% от потребления, и в прогнозе 2009 года ожидалось, что к 2020 году доля импорта газа составит уже 8,9%, а к 2030 году лишь 1,6%. Oil&GasEURASIA

№9 Сентябрь 2010

НЕТРАДИЦИОННЫЙ ГАЗ

Production, consumption and cost of gas, 2008–2035 (actual and forecast) Производство, спрос и цена на газ, 2008–2035 годы (фактические и прогнозные показатели)

SOURCE / ИСТОЧНИК: EIA

Trillions of cubic feet, if not stated otherwise Трлн фут3, если не указано иное

2008

2020

2030

2035

AEO 2010

AEO 2009

AEO 2010

AEO 2009

AEO 2010

19.65

22.44

23.09

23.34

Production Производство

20.62

20.04

Production, less Производство за минусом потерь

20.56

19.98

22.38

23.27

Including shale gas В т.ч. сланцевого газа

1.49

4.51

5.50

6.00

Net imports Чистый импорт

2.95

2.57

1.85

1.84

0.38

1.46

Consumption Потребление

23.25

22.63

21.53

24.33

23.50

24.86

Percent of import compared to consumption Доля импорта в потреблении, %

12.7%

11.4%

8.6%

7.6%

1.6%

5.9%

Price at the well ($ per 1,000 cubic feet in 2008 prices) Цены на скважине ($ за тыс. фут3 в ценах 2008 года)

8.07

6.03

6.94

7.31

8.19

8.06

Henry Hub spot prices (in 2008 prices, $ per million Btu) Спотовые цены на узле Henry Hub (в ценах 2008 года за млн Btu)

8.86

6.64

8.05

8.88

Price at the well ($ per million Btu in 2008 prices) Цена на скважине ($ за млн Btu в ценах 2008 года)

7.85

5.87

7.11

7.84

trillion cubic feet) by 2030, and to 6 percent (1.46 trillion cubic feet) by 2035. The updated AEO2010 forecast also gives higher figures for the outlook on gas consumption: 22.63 trillion cubic feet instead of 21.53 trillion cubic feet in 2020, and 24.33 trillion cubic feet instead of 23.5 trillion cubic feet by 2030. However, domestic gas production forecasts differ far less. This essentially means that U.S. natural gas consumption will grow and domestic production will be unable to compensate this growth. For several years, the net back price for U.S.-produced natural gas has doubled – from about $4 per 1,000 cubic feet in 2000, to $8 per 1,000 cubic feet in 2008 (though prices fell to $3.8 during the economic crisis of 2008–2009). According to the AEO2010 forecast, the growth in prices will slow compared to the 2009 forecast; the authors contend that the $8-level will be reached in 2035 rather than in 2027, as was thought earlier. Statistical data is a stubborn thing – today we observe the results of shale gas production and changing emphases on the part of oil and gas majors. The only question that remains is which gas production technology will be cheaper in a given market. “I’d like to note that the 51 billion cubic meters of natural gas the United States is producing is not a myth – it’s a real fact. The United States also has a joint program with Canada for 2009 and 2010 which envisions producing 67 billion cubic meters of gas. This is on top of the fact that the United States is producing more gas than we are. And now they will have a significant share of shale gas. And even if one denies the growing impact of shale gas, he must do this conscientiously, after a deep analysis of the problem,” Valery Yazev, deputy speaker of the Russian Duma and president of the Russian Gas Society said in closing a roundtable in the Russian legislature. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Однако уже в новом прогнозе к 2020 году ожидается, что доля импорта газа составит 11,3% (2,57 трлн фут3), к 2030 году – 7,6% (1,84 трлн фут3), а к 2035 – 6% (1,46 трлн фут3). В прогнозе AEO2010 даются более высокие цифры по прогнозу потребления газа: в 2020 году 22,63 трлн фут3 вместо 21,53 трлн фут3 по прогнозу от 2009 года, к 2030 году – 24,33 трлн фут3 вместо 23,5 трлн фут3. При этом прогнозы по собственному производству газа отличаются менее существенно. Таким образом, планируется, что США увеличит потребление газа, и местная добыча не сможет восполнить этот рост. Цены на природный газ на скважине в США в 2000 году составляли около $4 за 1 тыс. фут3, а к 2006 году поднялись до $8, после чего в период экономического спада 2008–2009 годов цены снизились до $3,8. Согласно прогнозу АЕО2010, цены будут расти чуть медленнее, чем это прогнозировалось в 2009 году, и вернутся на уровень $8 не в 2027 году, а лишь к 2035 году. Статистика – вещь упрямая, и сегодня мы видим результаты добычи сланцевого газа и смену ориентиров крупнейшими нефтегазовыми компаниями мира. Вопрос только в том, какой газ окажется дешевле на том или ином рынке потребления. «Я хотел бы сказать, что 51 млрд м³ газа, которые США добывают, – это не миф, а факт. Также, у США с Канадой программа на 2009 и 2010 годы – 67 млрд. Это притом, что США добывают газа больше, чем мы, и уже существенная доля будет газа сланцевого. Поэтому, даже если отрицать рост влияния сланцевого газа, надо делать это осознанно, глубоко изучив проблему», – резюмировал вице-спикер Госдумы, президент Российского газового общества Валерий Язев, закрывая заседание круглого стола в Госдуме.

CORROSION PROTECTION

ADVERTORIAL SECTION

n 2008, 3M opened a production facility in the city of Volokolamsk, Mosow Region – its first in Russia – investing several dozen millions of dollars. Today 3M produces breathing masks for protection of respiratory organs, household materials and Scotchkote powders designed for anticorrosion coating of steel pipes. Since the launch of the Volokolamsk plant the company has produced and delivered to customers several thousand tons of epoxy powders. Besides domestic buyers, the goods have been bound for export as well, including Western European countries. The materials supplied were used for coating steel pipes intended for strategic pipeline projects in Russia, such as Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok, Bovanenkovo – Ukhta, first and second stages of the Nord Stream project, Eastern Siberia – Pacific Ocean oil pipeline, as well as for projects abroad – the Kazakhstan – China pipeline, pipelines in the Middle East and Africa. 3M's product range in Volokolamsk features Scotchkote 226N and 226N+ epoxy powders for external three-layer and single-layer epoxy coatings. The Scotchkote 206N Xtra LG material is about to be included in the product range. It is designed for internal anticorrosion coating of flowlines at oilfields. The fully-equipped laboratory facilitates control of the quality of produced powders and moreover, it helps Russian customers to arrange dedicated trials, training, etc. In 2010, 3M commissioned a second line of Scotchkote epoxy powders, which increased the reliability of supplies and the plant’s output capacity. Today we are ready to meet the demand of all Russian pipe-coating enterprises and many plants in the CIS and other European regions. The manufacturing capacity in Russia not only ensures domestic production, but also facilitates more efficient implementation of new anticorrosion pipe coatings, and advanced effective and innovative technologies. When it comes to introducing new technologies of steel pipe coating, it should be noted that today three-layer epoxy polyolefin (polyethylene or polypropylene) coatings are considered to be the most advanced in Russia. These coatings have been practically tested in operation over more than 20 years. They are highly resistant to mechanical damage, which is very important in case of long-distance deliveries of coated pipes. Their share in the global market is approximately 45 percent. Another widely used type of coating is external single-layer epoxy coatings for steel pipes.

Алексей Катаев, Павел Лазарев, 3M

2008 году компания 3М открыла в г. Волоколамске Московской области свой первый в России производственный комплекс, инвестиции в который составили несколько десятков миллионов долларов. Сегодня 3М производит в России респираторы для защиты органов дыхания, материалы для ухода за домом, а также порошковые эпоксидные материалы Scotchkote, предназначенные для нанесения современных антикоррозионных покрытий на стальные трубы. За время работы завода в Волоколамске уже произведено и поставлено потребителям несколько тысяч тонн порошковых эпоксидных материалов. Отгрузки осуществлялись как российским заказчикам, так и на экспорт, в том числе, в страны Западной Европы. Поставленные материалы использованы для покрытия стальных труб, предназначенных для стратегических трубопроводных проектов на территории России, таких как Сахалин – Хабаровск – Владивосток, Бованенково – Ухта, первая и вторая очереди проекта Nord Stream, ВСТО, а также для зарубежных проектов – трубопровода Казахстан – Китай, трубопроводов на Ближнем Востоке и в Африке. Если говорить об ассортименте материалов, то сегодня налажено производство порошковых эпоксидных материалов Scotchkote 226N и 226N+ для нанесения внешних трехслойных покрытий и однослойных эпоксидных покрытий. Находится в стадии постановки на производство материал Scotchkote 206N Xtra LG, предназначенный для нанесения внутренних антикоррозионных покрытий для нефтепромысловых трубопроводов. Наличие полностью оснащенной лаборатории позволяет не только проводить контроль качества производимых материалов, но и помогает российским заказчикам проводить специализированные испытания, обучение и т.д. В 2010 году на заводе установлена вторая линия для производства эпоксидных порошковых материалов Scotchkote, что повысило надежность поставок и увеличило мощность завода. Сегодня компания готова удовлетворить спрос всех российских трубоизоляционных предприятий, а также многих заводов в СНГ и других европейских регионах. Наличие производства в России позволяет, помимо изготовления самих материалов, более эффективно внедрять в промышленную практику новые виды антикоррозионных покрытий труб, передовые эффективные и инновационные технологии. Oil and gasEURASIA

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ● Steel pipes with two-layer epoxy coating

for Sakhalin project (Volzhsky Pipe Plant). ● Трубы с двухслойным эпоксидным покрытием на Волжском трубном заводе для проекта на Сахалине. Two-layer epoxy coatings are probably the most attractive for the Russian market, having a higher resistance to mechanical damage. Today, 99 percent of steel pipes in the United States and Canada, including those on trunk pipelines in Alaska, are protected with external epoxy coatings. The following features can be listed among the main advantages of two-layer epoxy coatings: 1. The cost of coating material is about 10-20 percent lower than that of three-layer coating. 2. The application equipment is less expensive and the technology is less power-consuming. 3. Two-layer epoxy coating is flexible enough to bend pipes in the field. 4. The coating has a monolithic structure; there is no risk of losing adhesion between the layers. 5. The epoxy coatings’ resistance to cutting and tearing-off is several times higher than that of polyethylene coatings. 6. Protection of the welded joint and field repair of the defects are more reliable, economical and easier than for three-layer coatings. 7. Epoxy coatings are penetrable for cathodic protection currents. As a result, the cathodic protection currents can be effective under the coating. Consequently, over the time of the industrial application of epoxy coatings lasting more that 40 years, there have been no cases of stress-corrosion cracking detected underneath. Today, there are two pipe-manufacturing plants in Russia capable of applying external two-layer epoxy coatings, and boasting appropriate track records in this field. So far, these coatings have been applied for foreign orders at the Volzhsky Pipe Plant and Vyksa Metallurgical Plant. The powders for both layers of the twolayer coating will now be produced by 3M’s plant in Volokolamsk. Thus, 3M’s twolayer epoxy coating will become fully Russian. Another of 3M’s significant and promising trends is the introduction in Russia of the technology for protection of reinforced concrete structures against corrosion damage with epoxy powder coating of reinforcing steel. This technology is mainly applied in the construction of bridges, overhead roads, marine structures, etc. The technology has been proved in the extensive practice. Thousands of bridges with reinforcement structures protected with Scotchkote epoxy coatings have been in use around the world for more than 35 years. As a result of using coated reinforcement, the maintenance-free time of bridges and structures increases several times, while the cost of bridge construction increases by 3-5 percent only. The importance and relevance of this technology was explicitly demonstrated through solving problems that arose during the recent repair of the bridge on Leningradskoye Shosse in Khimki. In Moscow, there are dozens of bridges requiring urgent maintenance and a great number of new facilities are being built without using this technology, but in about 10 years they are likely to need repair. 3M is ready to produce epoxy powders for reinforcing steel in Volokolamsk. The introduction of new coatings and technologies in oil and gas and construction industries will require considerable efforts and resources. But we think that this introduction is justified owing to the vast economic effect resulting from the application of the solutions as well as 3M’s experience and openness towards customers, its readiness for cooperation.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Если говорить о планах по внедрению новых технологий покрытия стальных труб, то можно отметить, что сегодня в России наиболее совершенными считаются трехслойные эпокси-полиолефиновые (полиэтиленовые или полипропиленовые) покрытия. Опыт практического применения этих видов покрытий составляет около 20 лет. Они имеют высокую стойкость к механическим повреждениям, что важно в условиях транспортировки труб с покрытием на огромные расстояния. Доля применения данного вида покрытий в мире составляет примерно 45%. Не менее широко распространенными являются внешние эпоксидные покрытия стальных труб – однослойные и, наверное, наиболее интересные для российского рынка – двухслойные эпоксидные покрытия, имеющие более высокую стойкость к механическим повреждениям. Сегодня 99% стальных труб в США и Канаде, в том числе на магистральных трубопроводах, расположенных на Аляске, защищены эпоксидными внешними покрытиями. Среди важных преимуществ двухслойных эпоксидных покрытий можно назвать следующие: 1. Стоимость покрытия по материалу примерно на 10-20% ниже, чем для трехслойного. 2. Оборудование для нанесения является менее дорогим, а технология – менее энергоемкой. 3. Двухслойное эпоксидное покрытие обладает достаточной гибкостью для изгиба труб в полевых условиях. 4. Покрытие имеет «монолитную» структуру, нет риска потери адгезии между слоями. 5. Стойкость эпоксидных покрытий к прорезу и сдиру в несколько раз выше, чем у полиэтиленовых покрытий. 6. Защита сварного стыка и ремонт повреждений в полевых условиях более надежны, просты и экономичны, чем у трехслойных покрытий. 7. Эпоксидные покрытия проницаемы для токов катодной защиты. В результате, токи катодной защиты способны работать под покрытием. Как следствие, за все время промышленной эксплуатации эпоксидных покрытий, составляющее уже более 40 лет, не было случаев обнаружения под ними стресс-коррозионного растрескивания. Сегодня в России работают два трубных завода, где имеется оборудование для нанесения внешних двухслойных эпоксидных покрытий и опыт выполнения подобных проектов. Для зарубежных заказчиков такое покрытие наносилось на Волжском трубном заводе и Выксунском металлургическом заводе. Сейчас материалы для обоих слоев двухслойного покрытия будут производиться на заводе компании 3М в Волоколамске. Таким образом, двухслойное эпоксидное покрытие 3М станет полностью российским. Еще одним значительным перспективным направлением в компании считают внедрение в России технологии защиты от коррозионного разрушения железобетонных сооружений с помощью заводских порошковых эпоксидных покрытий стальной арматуры. В основном, данная технология применяется при строительстве мостов, эстакад, морских сооружений и т.д. Эта технология прошла испытание обширной практикой. В мире уже более 25 лет успешно эксплуатируются тысячи мостов с арматурой, защищенной эпоксидными покрытиями Scotchkote. В результате применения арматуры с покрытием срок безремонтной службы мостов и сооружений увеличивается в несколько раз, а стоимость мостов – всего на 3-5%. Важность и актуальность применения данной технологии была недавно еще раз наглядно продемонстрирована при решении проблем, связанных с ремонтом моста на Ленинградском шоссе в Химках. В то же время, в Москве есть десятки мостов, требующих срочного ремонта, и строится большое количество новых объектов без использования данной технологии – через 10 лет они, скорее всего, потребуют ремонта. Компания 3М готова производить в Волоколамске порошковые эпоксидные материалы для покрытия стальной арматуры. Внедрение новых видов покрытий и технологий в нефтегазовой и строительной промышленности требует значительных усилий и ресурсов. Но мы считаем, что это внедрение оправдано, благодаря огромному экономическому эффекту, который дает применение этих решений, а также опыту 3М, открытости компании для заказчиков и ее готовности к сотрудничеству.

● Two-layers coating application on steel pipe. ● Нанесение двухслойного эпоксидного покрытия на стальную

трубу. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

Gazprom Tests STALINGRAD Rig in Siberia «Газпром» испытывает БУ «STALINGRAD» в Сибири This article was supplied courtesy of VZBT

he orders, placed regularly by Russia’s largest monopoly, are not only an indicator of credibility to the manufacturer, but they give us an opportunity to grow, improve production and technology. This is the way they saw it at the Volgograd drilling equipment plant, the deserved right to supply cluster rigs BU4200/ 250ECHK-BM, won in the regular contest organized by Gazprom. Design and manufacture of this rig were to a large amount done jointly with the customer.

Статья предоставлена ВЗБТ

егулярные заказы от крупнейшей российской монополии сегодня не только являются показателем проявления доверия к производителю, но и дают возможность развиваться, совершенствовать производство и технологию. Именно так было расценено на Волгоградском заводе буровой техники заслуженное в очередном тендере, проводимом ОАО «Газпром», право на поставку кустовых буровых установок БУ4200/250ЭЧК-БМ. Разработка и изготовление этой буровой установки сопровождались большим объемом совместной работы с заказчиком. На каждом этапе изготовления – проектирование, разработка технологии, производство, испытание узлов и установки – были задействованы современные методы и оборудование. Проектирование проводилось с применением новейшего программного обеспечения в режиме 3D, велась кропотливая работа по подготовке производства, станков и оборудования, была смонтирована современная окрасочная линия, подготовлены специальные испытательные стенды и оснастка. Эти факторы в сочетании с большим опытом проектирования и производства буровой техники на ВЗБТ позволили построить современную, высокотехнологичную буровую установку серии «STALINGRAD», изготовленную с применением большого количества средств и механизмов, облегчающих тяжелый труд буровых бригад. Знаковым решением ООО «Газпром бурения» стало проведение испытаний опытных образцов в разных, но одинаково важных для ОАО «Газпром» регионах: на полуострове Тазовский (Ямбургское НГКМ), в Красноярском крае (2-е Абаканское месторождение) и Республике Саха (Якутия) (Чаяндинское месторождение). Оборудование было поставлено и смонтировано в согласованные сроки. Сейчас идет ответственный и важный как для производителя, так и для заказчика этап приемочных испытаний, согласованных со службой Ростехнадзора РФ. Объем испытаний предполагает шесть этапов: первичный монтаж, бурение первой скважины, перемещение буровой установки в пределах куста, бурение второй скважины, заключительные проверки для расчета технико-экономических показателей буровой установки, демонтаж, транспортировку на новое место дислокации и монтаж на новом месте. К моменту выхода номера закончился четвертый этап приемочных испытаний буровой установки. При этом первые три этапа пройдены без замечаний, о чем свидетельствуют подписанные акты. По мнению буровиков, буровая установка производства ВЗБТ полностью соответствует современным требованиям, изящна и удобна в работе, обладает повышенной по сравнению с установками конку-

● The STALINGRAD rig was delivered and rigged up within set deadlines. ● Установка «STALINGRAD» была поставлена и смонтирована

в согласованные сроки. Oil and gasEURASIA

БУРЕНИЕ Modern methods and equipment were used at each stage of manufacture: design, technology development, production, assembly testing and installation. Design was made using the latest software in 3D, painstaking work was done to prepare production, machinery and equipment; a modern paint line was installed, special test facilities and equipment prepared. These factors, combined with extensive experience in designing and manufacturing drilling equipment at VZBT allowed to build a modern, high-tech rig of STALINGRAD series, made with a large number of tools and mechanisms to facilitate the hard work of drilling crews. The landmark decision of Gazprom Burenie (the gas monopoly's drilling arm) was testing of prototypes in different but equally important regions: Tazovsky Peninsula (Yamburgskoye oil and gas condensate field), Krasnoyarsk Territory (2nd Abakan field) and the Republic of Sakha (Yakutia) (Chayandinskoye field). The equipment was delivered and rigged up within set deadlines. Currently, the manufacturer and the customer have entered a very responsible and important stage of acceptance testing as per agreement with Rostekhnadzor (Russian Technical Supervision Authority). The scope of test involved six stages: initial installation, drilling the first well, moving the rig within the cluster, drilling a second well, doing the final test for the calculation of technical and economic indicators of the drilling unit, rigging down, moving to another location and rigging up at a new place. By the time this issue of OGE went to print, the fourth stage of acceptance rig testing was completed. The first three stages had been completed without any remarks, as evidenced by the signed reports. According to drillers, a VZBT-made rig fully complies with modern requirements, is elegantly designed and convenient to operate, outperforms rival rigs in terms of rig-up convenience, is highly reliable and costs less than competitors’ units. This experience not only lifted production to a new level, but also gave a certain momentum that recently helped VZBT gain ground in the 320-350ton load capacity segment. Its rigs are equipped with top drives and able to perform directional and horizontal drilling. Having its own design bureau allowed VZBT to develop and use a new BOP control hydraulic station and many other things that make the company a machine-building leader not only in Russia, but abroad as well.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Tests are being conducted in Siberia’s inclement weather. ● Испытания проходят в суровых сибирских условиях.

● Showing BU4200/250ECHK-BM rig

on the drillsite. ● Буровая площадка установки БУ4200

(250ЭЧК-БМ).

рентов монтажеспособностью, имеет более высокую степень надежности при более низкой цене. Полученный опыт не только поднял производство на новый уровень, но и дал определенный толчок, позволивший ВЗБТ за последнее время закрепиться в сегменте 320-350 т. Данный тип машин серии «STALINGRAD» не уступает зарубежным аналогам. Буровые комплектуются верхним приводом и способны осуществлять наклонное и горизонтальное бурение. Наличие собственного конструкторского бюро позволило предприятию разработать и применить новую станцию гидроуправления противовыбросовым оборудованием и многое другое, что выводит ВЗБТ в лидеры не только российского, но и мирового машиностроения. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

COILED TUBING

ADVERTORIAL SECTION

Время российского бустерно-колтюбингового комплекса наступило По материалам газеты «Промышленные новости», № 8(79), август 2010 года

первые в России появилась компания, готовая поставлять на нефтегазовый рынок полный комплекс бустерно-колтюбингового оборудования. Это воронежская компания «РГМ-Нефть-Газ-Сервис», которой руководит Евгения Гриценко.

широком температурном диапазоне – при температуре окружающей среды от –40 до +40 °С. В целом, по техническим характеристикам не уступает установкам конкурентов. Постараюсь кратко ее описать. Гидравлический бак с визуальным указателем уровня, термометром, заливной горловиной с воздушным фильтром (сапуном), и сливным фильтром емкостью 1 000 л выполнен ● Генеральный директор из нержавеющей стали. Предусмотрена аварийная «РГМ-Нефть-Газ-Сервис» сигнализация при падении уровня гидравлической Евгения Гриценко жидкости до минимального. Имеется автономная система подогрева масла в гидробаке. Используемая гидроаппаратура – импортного производства (США, Италия, Дания, Германия). Гидравлическая разводка стальными трубами с врезными кольцами, трубная арматура и РВД – итальянского производства. В подъемной теплоизолированной пластиковой кабине оператора на стальном каркасе установлен кондиционер СС-4Е Webasto. Блок метеоконтроля позволяет определять скорость ветра.

– Евгения Михайловна, как вы пришли в нефтегазовую отрасль? Моя трудовая деятельность началась с 1981 года, после учебы в Харьковском авиационном институте, на Воронежском механическом заводе, где я непосредственно участвовала в подготовке и планировании производства по изготовлению в то время самого мощного жидкостно-реактивного двигателя ракетно-космической системы «Энергия-Буран». Работая ведущим инженером по планированию и подготовке производства, в окружении талантливых инженеров и грамотных руководителей завода, я приобретала опыт будущего руководителя. С 1992 года, в рамках конверсии, начала активно работать по направлениям нефтяной и газовой отрасли. Производственный потенциал механического завода и серьезная школа становления руководителя позволили мне пройти путь от ведущего инженера до генерального директора компании.

– Чем компания «РГМ-Нефть-Газ-Сервис» занимается в настоящее время? Компания «РГМ-Нефть-Газ-Сервис» осуществляет коммерческую деятельность на рынке нефтяной и газовой отрасли. Основное направление – это проектно-конструкторские работы, реализация и сервисное обслуживание комплекса бустерно-колтюбиногового оборудования, который состоит из колтюбинговой установки, бустерной насосно-компрессорной установки и технологической емкости, а также разработка и реализация запасных частей и сопутствующей оснастки: тройников, адаптерных фланцев, манифольдов и др. Не могу не отметить, что главной причиной организации компании и принятия на себя руководства послужило решение продолжить дело всей жизни талантливого главного конструктора российского колтюбинга Колотия Михаила Алексеевича, который внес вклад в теоретический фундамент нашей компании и является автором 12 изобретений по колтюбинговой теме. В настоящее время Михаил Алексеевич отошел от практической деятельности и находится на лечении. Мы искренне желаем ему скорейшего выздоровления. Наша компания состоит из конструкторского подразделения, подразделения маркетинга, внедрения и сервиса, в каждом из этих подразделений работают высококвалифицированные специалисты. Мы основываем свои разработки на новациях, организуем патентную защиту собственных разработок. Наличие интеллектуальной собственности нашей компании подтверждается Роспатентом № 2009145848, № 2009146745. – Расскажите, пожалуйста, о колтюбинговой установке, которую компания предлагает российскому рынку? Разработанная нами колтюбинговая установка, смонтированная на полноприводном (10 x 8.10) шасси с двигателем ЯМЗ 8431.10 470 л.с. (Евро 3), представляет собой полный комплект оборудования для работы с безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ) диаметром от 25,4 мм до 44,45 мм. Эта установка может быть использована для выполнения работ по промывке песчаных и парафиновых пробок, цементировочных работ, изоляции водопритоков, кислотной обработки и освоения скважин, других ремонтных и исследовательских работ на скважинах всех типов при давлении до 70 МПа. Она может работать в

– Какие еще технические характеристики достойны внимания? Например, характеристики контрольнорегистрирующей системы: это 19 аналоговых каналов ввода информации; три цифровых канала вывода информации – два USB и один RS232/485 порт вводавывода; два накопителя Compact Flash емкостью 16 Mb, обеспечивающих до трех месяцев непрерывной работы. Барабан узла намотки имеет емкость 4 500 м БДТ диаметром 1,5 дюйма (38,1 мм). Барабан имеет вертлюг с проходом 40 мм, установленный на вал барабана для подачи рабочей жидкости в БДТ, рассчитанный на рабочее давление 700 атм. Привод инжектора осуществляется от четырех героторных гидромоторов Danfoss (Дания) через редуктор. Тормоза – многодисковые, нормально замкнутые, отпускаются автоматически при подаче давления на гидромоторы. В линии спуска установлен тормозной клапан Rexroth (Германия). Используется герметизатор БДТ с возможностью замены уплотнителей при спуско-подъемных операциях (без извлечения БДТ из скважины), с условным проходом 65 мм, под рабочее скважинное давление 70 МПа. Применяется установщик оборудования модели Вonfiglioli P30500 XL\3SI с грузовым моментом 42,5 тм, максимальной высотой крюковой подвески – 13,9 м, трехсекционной стрелой с максимальным вертикальным вылетом 13,15 м. В комплектацию также входит система громкой связи, комплект радиостанций (2 шт.), комплект инструмента. – В каких случаях применяется бустерная насосно-компрессорная установка? В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности РД 08-625-03» использование сжатого воздуха для освоения скважин запрещено. Бустерная насосно-компрессорная установка УБНК-12 обеспечивает пожаробезопасные и взрывобезопасные условия внутри скважин и трубопроводов при контакте нагнетаемого газожидкостного состава с углеводородной средой. Использование газожидкостных смесей с регулируемым процентным содержанием жидкости позволяет сократить продолжительность технологических операций на 15-20% по сравнению с азотными компрессорами равной производительности. При выполнении ряда операций азотными компрессорами требуется дополнительное оборудование (насосный агрегат и др.). Применение бустерной насосно-компрессорной установки позволяет отказаться от использования дополнительного оборудования. Использование пенных систем позволяет осуществлять ремонт скважин в условиях пониженного пластового давления, когда существующие технологии не обеспечивают восстановлении циркуляции. Oil&GasEURASIA

КОЛТЮБИНГ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

– Каковы ваши планы на будущее? Среди наших стратегических задач – разработка принципиально нового комплекса оборудования, который обеспечил бы ряд существенных преимуществ по сравнению с предыдущими разработками. Это позволит нам конкурировать не только с отечественными производителями, но и зарубежными, а также выйти на рынки ближнего и дальнего зарубежья. В настоящее время ведутся работы по разработке конструкторской документации эсклюзивной колтюбинговой установки. Мы закончили разработку конструкторской документации бустерной насосно-компрессорной установки, которая может автономно работать непрерывно не менее 20 часов, с полным гидроприводом, обеспечивающим защиту всех механизмов установки от перегрузок. Опытный образец бустерной насосно-компрессорной установки изготовлен на производственной базе «УГМК Рудгормаш-Воронеж», и в дальнейшем запланировано изготовление серийных установок на базе этого предприятия. Закончена разработка конструкторской документации на технологическую трехсекционную передвижную 25-кубовую емкость на прицепе. В июне этого года мы провели приемочные испытания колтюбинговой установки на скважине № 57 Некрасовского месторождения и на скважине № 31 Юбилейного месторождения «Газпром добыча Краснодар» при содействии ПФ «Кубаньгеофизика» «Газпром геофизика». Результаты приемочных испытаний колтюбинговой установки соответствуют установленным нормам и требованиям, изложенным в программе и методике испытаний. Серийный выпуск колтюбинговых установок также запланирован на производственной базе «УГМК Рудгормаш-Воронеж». В этом году мы планируем провести презентации наших новых разработок в «Газпроме», «ЛУКОЙЛе», «Роснефти», а также во многих сервисных компаниях, которые являются нашими давними партнерами. Время российского комплекса бустерно-колтюбингового оборудования наступило. Табл. 1. Основные технические характеристики колтюбинговой установки капитального ремонта скважин Тяговое усилие механизма подачи БДТ (инжектора), кг 24 000 Максимальная скорость подачи БДТ, м/с 0,6 Диаметр БДТ, мм 38,1 Длина, мм 14 550 Ширина, мм 2 750 Высота, мм 4 300 Полная масса, кг 49 600 Минимальный радиус поворота, м 18

1. Установка бустерная насосно-компрессорная 2. Колтюбинговая установка 3. Технологическая емкость 4. Автоцистерна 5. Скважина 6. Линия нагнетания 7. Выкидная трубная обвязка 8. Трубная обвязка НКТ 9. Трубная обвязка затрубья 10. Арматура 11. Линия нагнетания

Табл. 2. Основные технические характеристики бустерной насоснокомпрессорной установки: 12 Максимальная производительность по газу и воздуху, нм3/мин Максимальное давление нагнетания, МПа 23 Содержание кислорода в нагнетаемом газе, % об. 4-10 Габаритные размеры, мм 12 000 х 2 500 х 3 950 Полная масс, кг 28 000

Установка УБНК-12 обеспечивает эффективное удаление песка, незакрепленного пропанта после ГРП. Использование попутного или природного газа из внешнего источника (шлейф, действующий трубопровод) позволяет значительно сократить продолжительность технологических операций и затраты на их проведение. Одним из перспективных направлений является совместное применение установок данного типа с колтюбинговыми установками для удаления незакрепленного пропанта и продуктов распада геля после ГРП, особенно при аномально низких пластовых давлениях, а также при значительных поглощениях в режиме равновесия или депрессии. Заслуживает внимания техническая характеристика УБНК-12. Например, блок газогенератора – это усовершенствованная, созданная на основе сложного расчета конструкция с камерой сгорания из жаростойкой стали и импортной форсункой. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OILFIELD EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

Multiphase Two-Screw Pumps Мультифазные двухвинтовые насосы This article was supplied courtesy of LIVGIDROMASH

n the oil and gas industry two-screw pumps have been widely used to transfer liquids with a wide range of viscosity. Since the 1990s, two-screw pumps have been used at fields to transport multiphase water-oil-gas mixtures. The constantly changing conditions of oil production environments, increased water cuts and associated gas quantities require the application of new technologies. An efficient way to solve this problem is to use multiphase pumps that make it possible to react to changing well conditions in a flexible manner. Multiphase technology has a number of unquestionable advantages including the following key ones: ● Positive economic effect due to reduced wellhead pressure resulting in increased productivity; ● Significant reduction in process facilities at the field (no pipeline laying as well as no compressors, single-phase pumps, separators, dehydrators, and coolers); ● Transfer of liquid-gas mixture via a single pipeline; ● Reduced impact on the environment, efficient utilization of associated gas, no flares. For example, Kazakhstan is in the process of outlawing the flaring of associated petroleum gas; ● Facilitating the development of remote oil fields where conventional infrastructure cannot be built; ● Increased lifetime of submersible pumps in cases of multiphase pumps installation at wells with submersible pumps; ● Increased safety; ● Potential pumping of gas slugs; ● Reduced operational costs. Transferred medium: – gas-water-oil mixture, – kinematic viscosity: 10-6 to 10-3 m2/s (1÷135 °Е),

Статья предоставлена ОАО «ЛИВГИДРОМАШ»

вухвинтовые насосы широко применяются в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности для перекачивания жидкостей в широком диапазоне вязкостей. С начала 1990-х годов двухвинтовые насосы эксплуатируются на месторождениях для транспортировки мультифазных водонефтегазовых смесей. Постоянно меняющиеся условия добычи нефти, увеличение обводненности нефти и количества попутного газа требуют применения новых технологий. Одним из эффективных способов решения этой проблемы является использование мультифазных насосов, которые позволяют гибко реагировать на изменение условий на скважинах. Мультифазная технология обладает рядом неоспоримых преимуществ, главные из которых: ● положительный экономический эффект, связанный с понижением давления на устье скважины, что приводит к увеличению продуктивности; ● значительное сокращение количества технологического оборудования на месторождении (прокладка одного трубопровода, отсутствие компрессоров, однофазных насосов, сепараторов, водоотделителей, охладителей); ● транспортировка газожидкостной смеси по одному трубопроводу; ● снижение воздействия на окружающую среду, эффективное использование попутного газа, отсутствие факела – например, в Казахстане вводится запрет на законодательном уровне на факельное сжигание попутного газа; ● упрощение разработки удаленных нефтяных месторождений, на которых нет возможности обустройства месторождения традиционным способом; ● увеличение срока эксплуатации погружных насосов при установке мультифазных насосов на скважинах, в которых применены погружные насосы; ● повышение безопасности; ● возможность перекачивать газовые пробки; ● сокращение эксплуатационных расходов. Перекачиваемая среда: – газоводонефтяная смесь, – кинематическая вязкость – от 10-6 до 10-3 м2/с (1÷135 °Е), – содержание попутного нефтяного газа – до 90% по объему, - содержание механических примесей в перекачиваемой среде – 0,2%, – максимальный размер частиц – до 1 мм, – содержание сероводорода в газе – до 2%, – давление на входе в насос – до 25 бар. Конструктивно двухвинтовой насос представляет собой два винта, вставленных в обойму. На каждом винте имеется два участка винто● LIVGIDROMASH focuses on building up multiphase pumps of small unit

sizes with output of 9, 15, 22 and 25 cu. m/hour. ● ОАО «ЛИВГИДРОМАШ» уделяет большое внимание созданию мульти-

фазных насосов малого типоразмера с подачами 9, 15, 22, 25 м3/ч.

Oil and gasEURASIA

ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

– content of associated petroleum gas: up to 90 percent by volume, – content of mechanical admixtures in the transferred medium: 0.2 percent, – maximum size of particles: up to 1 mm, – hydrogen sulfide content in gas: up to 2 percent, – pump inlet pressure: up to 25 bar.

вой нарезки, направленные навстречу друг другу. Жидкость захватывается винтами и попадает в камеры, образованные нарезками винтов и обоймой переносится в этих нарезках в осевом направлении к центру, где находится камера нагнетания. Таким образом, воздействие на перекачиваемую жидкость в таком насосе со стороны рабочих органов сведено к минимуму, что приводит к низкой эмульгации перекачиваемой смеси. The design of a two-screw pump provides for two screws insertБлагодаря синхронизирующим шестерням винты не касаются ed into a barrel. There are two sections of opposed screw threads друг друга и обоймы, что позволяет перекачивать жидкости, не on each screw. Liquid is entrapped by screws and delivered to cells обладающие смазывающей способностью с наличием механичесformed by screw threads and then transferred by the barrel, in these ких примесей. Шестерни и подшипники не контактируют с перекаthreads, in the axial direction to the center where a discharge cham- чиваемой жидкостью. ber is located. Thus impacts on the transferred liquid by active Поскольку доля высоковязкой нефти с высоким содержанием members are minimized resulting in low emulsification of the trans- попутного газа в общем объеме нефтедобычи возрастает, то приferred liquid. менение мультифазных двухвинтовых насосов может принести Due to aligning gears, screws do not touch each other and the значительную выгоду нефтедобывающим компаниям. barrel, which makes it possible to transfer liquids with no lubricatВ отличие от других производителей подобного оборудоваing capacity and with mechanical admixtures. Gears and bearings ния ОАО «ЛИВГИДРОМАШ» уделяет большое внимание созданию do not contact the transferred liquid. мультифазных насосов малого типоразмера с подачами 9, 15, 22, Since a share of high-viscosity oil with a high content of associ- 25 м3/ч. Такие насосы применяются, в том числе, малыми нефтяated gas increases in the total oil production, using multiphase two- ными компаниями на месторождениях, разработка которых невыгодна крупным нефтяным компаниям, при эксплуатации низко- и screw pumps can be very beneficial to oil producers. As opposed to other manufacturers of similar equipment, среднедебитных скважин с высокой вязкостью извлекаемых жидLIVGIDROMASH focuses on building up multiphase pumps of small костей. Одна из последних разработок в области мультифазных насоunit sizes with output of 9, 15, 22 and 25 cu.m /hour. Such pumps are also used by minor oil companies in fields which major oil com- сов – насос А8 2ВВ 9/50-4/40, рассчитанный на дифференциальное panies find unattractive for development, as well as for operat- давление 50 бар и подачу 9 м3/ч. Насосы серии А8 оснащены безнапорной буферной системой ing wells with low and middle yields with high viscosity of extractсмазки торцовых уплотнений, которая улучшает работу торцоed liquids. One of the latest developments in the area of multi-phase pumps вых уплотнений при прохождении газовых пробок, т.е при рабоis the А8 2ВВ 9/50-4/40 pump which was designed for differential те «всухую». Мультифазные насосы могут быть укомплектованы станциями pressure of 50 bar and output of 9 cu. m/hour. А8 series pumps are equipped with a free-flow buffer system and управления, которые позволяют в автоматическом режиме регулиend seal lubrication, which enhances the operation of end seals in ровать частоту вращения насоса в зависимости от величины давления на входе и выходе из насоса. case of gas slugs, i.e. during “dry” operations. Для мультифазных насосов применены однозаходные и двухзаMultiphase pumps can be completed with control stations allowing for automatic control of the pump rotating speed subject to ходные винты с разработанным в ОАО «ЛИВГИДРОМАШ» профилем, на который получен патент (авторское свидетельство на изобpump outlet and inlet pressures. For multiphase pumps, single-threaded and double-thread- ретение №1772470. СССР. 1990 год, патент №2113643 на изобретеed screws are applied with a profile developed and patented by ние РФ. 1993 год). При конструировании насосов применяются современные метоLIVGIDROMASH (Inventor’s Certificate № 1772470, U.S.S.R., 1990; ды проектирования, в том числе CAD системы. Russian patent for invention № 2113643, 1993). Расчеты на прочность проводятся с применением методов конечPumps are designed by application of the up-to-date design но-элементного анализа, что позволяет оптимизировать консmethods including CAD systems. трукцию, снизить массу при Strength calculations сохранении необходимой are carried out by applyпрочности. ing finite element analysis Мультифазные насоmethods allowing to opti,1 2 сы могут поставляться как mize the design and to reduce : отдельным агрегатом, так и the weight with a required в составе блочных насосных strength retained. станций, которые включают Multiphase pumps can be в себя как сами двухвинтоsupplied as a separate assembly вые мультифазные насосand as a component of packaged ные агрегаты, так и всю pump stations that contain both вспомогательную аппаратуmultiphase two-screw pump ру: фильтры, задвижки, клаunits themselves and all auxilпаны, станцию управления, iary devices: filters, gate valves, позволяющую менять режим valves, control station which , 303851, , . , . , 231 работы насоса в зависимосallows changing pump operation (48677) 7-18-90– ; / (48677) 7-12-41; ти от давления на входе или modes subject to pump inlet and www.livgidromash.ru sbyt@livgidromash.ru выходе из насоса. outlet pressure. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

POWER SUPPLY

ADVERTORIAL SECTION

NG Energo Supplies High-Performance Equipment to Gazprom

ЗАО «НГ-Энерго»: Поставки высокоэффективного оборудования для ОАО «Газпром»

This article was supplied courtesy of NG Energo

or many years NG Energo has been successfully working with manufacturers of drilling equipment, oil companies, oil transportation and processing companies. With its high engineering and production capabilities, the company can implement a project of any complexity for specific customer requirements. Particular attention is paid to upholding effective work with Gazprom. NG Energo focuses on working with Gazprom. The company has been busy working in this direction for over a year and now it has managed to achieve recognition and respect in the gas industry market. NG Energo meets all industry requirements, both in management and in the quality of products and services provided. A separate line has been created in the sales department in the company, and technical experts have been identified to supervise this direction. All these measures make it possible to meet the commercial and technical requirements of the gas industry market. The correctness of our decision is confirmed not only by certificates and accreditation, but also by our work with Gazprom subsidiaries in supplying equipment and providing services.

Статья предоставлена ЗАО «НГ-Энерго»

АО «НГ-Энерго» на протяжении многих лет успешно сотрудничает с производителями бурового оборудования, нефтяными компаниями, компаниями по транспортировке и переработке нефти и нефтепродуктов. Благодаря инженерно-конструкторскому потенциалу и высоким производственным возможностям, компания может реализовать проект любой сложности под конкретные требования заказчика. Особое внимание уделяется организации эффективной работы с ОАО «Газпром». Как уже упоминалось выше, работа с ОАО «Газпром» – предмет особого внимания ЗАО «НГ-Энерго». Активная деятельность в этом направлении ведется более года, и уже сейчас компании удалось добиться узнаваемости и уважения на рынке газовой отрасли. Компания «НГ-Энерго» соответствует всем отраслевым стандартам как в области менеджмента, так и по качеству выпускаемой продукции и оказываемых сервисных услуг. Внутри компании создано отдельное направление в департаменте продаж, определены технические специалисты, курирующие данное направление. Все эти меры позволяют более эффективно учитывать отраслевые и технические требования в рамках коньюктуры рынка газовой отрасли. Правильность выбранного направления подтверждается не только полученными сертификатами и аккредитациями, но и работой с дочерними обществами «Газпром» как в области поставки оборудования, так и в области оказания сервисных услуг. Одним из наиболее значимых проектов ЗАО «НГ-Энерго» является обеспечение электроснабжения буровых комплексов на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении. Всего было поставлено и введено в эксплуатацию 11 энергокомплек● Equipment inside the container. ● Getting acquainted with the technical сов. Комплекс состоит из четырех дизельperformance characteristics of power stations. ● Оборудование внутри контейнера. ных электростанций Cummins общей мощ● Ознакомление с техническими параметрами ностью 4 МВт, одной дизель-генераторной резервной установки мощностью 360 кВт, работы электростанций. закрытого распределительного устройства One of the most significant NG Energo projects is supplying power for the и оснащен системами автоматического контроля и управления энергокомплекса. drilling rigs in Bovanenkovo gas condensate field. Overall, 11 power plants Данный энергокомплекс был разработан научным отделом ЗАО «НГ-Энерго совместhave been installed and commissioned. A plant consists of four Cummins die- но со специалистами заводов-изготовителей бурового оборудования. Испытания провоsel generators with a total capacity of 4 MW, one diesel-generator backup unit дились в апреле 2008 года на стенде производственного комплекса в Санкт-Петербурге with a capacity of 360 kW, closed switchgear; it is equipped with the automat- при участии производителей буровых комплексов и представителей ОАО «Газпром». ic monitoring and control systems for the energy complex. В настоящее время ЗАО «НГ-Энерго» продолжает активно заниматься разработThis power complex was developed by the research department of NG Energo кой и поставкой оборудования для ОАО «Газпром». С 19 по 23 июля 2010 года на территории производственного комплекса ЗАО «НГtogether with the manufacturers of drilling equipment. The tests were conducted in April 2008 at a stand of the production facility in St. Petersburg in the presence of Энерго» прошли приемочные испытания электростанций «Энерго-Д1000/0,4КН30» и «Энерго-Д630/0,4КН30» для ОАО «Газпром». drilling rig manufacturers and Gazprom representatives. At present, NG Energo continues to be actively engaged in the development and Данные испытания являются инициативным проектом ЗАО «НГ-Энерго» и delivery of equipment for Gazprom company. преследуют цель удовлетворить потребности ОАО «Газпром» в автономных

Oil and gasEURASIA

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

источниках электроэнергии, поставляемых на объекты. В состав приемной комиссии вошли руководители и специалисты управления энергетики ОАО «Газпром», ведущих отраслевых научных и проектных институтов, эксплуатирующие организации. Также на испытаниях присутствовали потенциальные заказчики из крупнейших компаний, заинтересованных в эксплуатации электростанций на объектах в качестве основного, резервного и аварийного источника электроснабжения. ● Inspecting equipment inside the container. ● The commission at work. Представленные электростанции ● Осмотр оборудования внутри контейнера. ● Работа комиссии. «Энерго-Д1000/0,4КН30» и «ЭнергоД630/0,4КН30» на базе дизельных агреOn July 19-23, acceptance testing of power units “Energo D1000 / 0.4 KN30” and гатов Cummins, были разработаны и произведены ЗАО «НГ-Энерго» с исполь“Energo-D630 / 0.4 KN30” made for Gazprom was performed at the NG Energo pro- зованием оборудования, аттестованного для применения на объектах ОАО duction facility. «Газпром». Разработка и монтаж системы пожарной защиты выполнена ЗАО These tests are a proactive project being run by NG Energo and aim to meet «Артсок Спб» по требованиям и проекту, согласованному с ООО «Газпром Gazprom’s needs for autonomous sources of power supplied to its facilities. Газобезопасность». The acceptance committee included heads and specialists from Gazprom’s energy department, the leading industry research and design institutes, the Электростанция «Энерго-Д1000/0,4КН30» изготавливается по ТУ 337810-012operating organizations. Potential customers from large companies interest- 74760821-2009 в различных исполнениях, отличающихся: ed in using power plants at sites for main, backup and emergency power sup- ● номинальным напряжением – 10,5 кВ, 6,3 кВ, 0,4 кВ; plies also attended the testing. ● количеством отсеков; The “Energo-D1000/0.4 KN30” and “Energo-D630/0.4 KN30” power units, ● габаритными размерами; which are based on Cummins diesel engines, were designed and produced by ● комплектацией высоковольтного оборудования (при наличии); NG Energo with the use of equipment certified for use at Gazprom facilities. ● комплектацией технологических систем. Development and installation of fire protection have been executed by Artsok Spb company in accordance with the requirements and design agreed with Электростанции «Энерго-Д630/0,4КН30» изготавливается по ТУ 337810-010Gazprom Gazobezopasnost (Gas Safety). 74760821-2009 в различных исполнениях, отличающихся: ● количеством отсеков; The “Energo-D1000 / 0.4 KN30” power unit is manufactured in accordance with ● габаритными размерами; the specification TU 337810-012-74760821-2009 in various versions that differ by ● комплектацией технологических систем. the following parameters: ● nominal voltage – 10.5 kV, 6.3 kV, 0.4 kV; По результатам испытаний, комиссия вынесла решение о соответс● the number of compartments; твии технических характеристик электростанций заявленным требовани● dimensions; ям. Комиссией и всеми присутствующими особо было отмечено высокое ● kitting-up of high voltage equipment (if any); исполнение и уровень оснащенности оборудованием испытательного стен● kitting-up of process systems. да, а также применимые решения по визуализации замеряемых технических параметров. The “Energo-D630 / 0.4 KN30” power unit is manufactured in accordance Во время работы комиссии утвержден план работ по дальнейшему усоwith specification TU 337810-010-74760821-2009 in various versions that вершенствованию головных образцов и серийных изделий. Намечены предdiffer by the following: варительные сроки начала их использования в опытно-промышленной экс● the number of compartments; плуатации на объектах ОАО «Газпром». ● dimensions; В планах компании «НГ-Энерго» – выйти на лидирующие позиции по ● kitting-up of process systems. поставкам оборудования и сервисному обслуживанию в газовой отрасли, что обусловлено планомерным развитием в рамках собственных комFollowing the tests, the commissioning team issued a report that certifies петенций и потенциала. Данная стратегия приводит к сбалансированноcompliance of the unit performance characteristics with the requirements му росту, а также минимизации ошибок и просчетов на стадии внедрения as claimed. The team and all those present particularly noted the high level новых продуктов и направлений, что позволяет компании с уверенностью of assembly and equipping of the test bed, as well as applicable solutions смотреть в будущее. for a visual check of measured technical parameters. At the time of commission, a work scope plan was adopted to further improve the parent and production samples. Start dates were tentatively scheduled for experimental and commercial operation at Gazprom facilities. NG Energo plans to occupy the leading position in equipment supply and service in the gas industry due to planned developments within its own competency and capabilities. This strategy leads to balanced growth and minimizes errors and miscalculations when introducing new ● Energo-D630/0.4 KN30 power station. ● Energo-D1000/0.4 KN30 products and trends, allowing the com- ● Электростанция «Энерго-Д630/0,4КН30». and Energo-D630/0.4 KN30 power stations. pany to look to the future with confi● Электростанции «Энерго-Д1000/0,4КН30» dence.

и «Энерго-Д630/0,4КН30».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

REFINING

ADVERTORIAL SECTION

Modern Capacity for Modern Times Новые мощности нового времени This article was supplied courtesy of Dinaz

he Latvian holding Dinaz, one of the largest oil traders in the Baltic states, is gearing up to build a new refinery in the region. The facility will be erected in the Latvian city of Daugavpils, near a major railway hub and only 4 kilometers from the LatRosTrans pipeline system, which is currently idle. Yet, the holding’s plans are not limited to oil processing – the company also plans to develop its oil terminal construction project in the port of Riga at the same time.

Статья предоставлена компанией Dinaz

атвийский холдинг Dinaz, один из крупнейших нефтетрейдеров в странах Балтии, ведет активную подготовку к строительству нового НПЗ в Прибалтике. Завод планируется построить в районе латвийского города Даугавпилс, расположенного вблизи крупного железнодорожного узла и всего в 4 км от ныне простаивающего нефтепровода системы LatRosTrans. Однако планы холдинга не ограничиваются только переработкой нефти. Параллельно ведется разработка проекта строительства нефтеналивного терминала в порту Риги.

More Than Refining The Euro Oil Refinery, a member of the Dinaz holding, will install a 7.8-mil- Не переработкой единой lion-ton-per-year refinery in the Daugavpils region. The location has been chosen Компания Euro Oil Refinery, входящая в холдинг Dinaz, построит в well – it is close to three state borders: 150 kilometers to Russia, 30 kilometers to Даугавпилсском районе завод для переработки 7,8 млн т сырой нефти в год. Belarus and 25 kilometers to the Lithuanian border. In addition, the Druzhba pipe- Место выигрышное – вблизи границ сразу трех государств: в 150 км от российсline is just 4 kilometers away from the construction site. кой, в 30 км от белорусской и в 25 км от литовской границ. Кроме того в 4 км от Italy’s ARS engineering company carried out the pre-project Environment Impact места строительства проходит нефтепровод «Дружба». Assessment procedure (EIA) and the project’s feasibility study, having specified Итальянская инжиниринговая компания АРS выполнила предпроектную разapplication of the latest and unique refining technologies using работку для оценки влияния на окружающую среду (ОВОС), а также the most stringent environmental standards. After completразработала проект технико-экономического обоснования, в котоing and proving its EIA blueprint, Euro Oil Refinery received the рых предусмотрено использовать новейшие и уникальные техноло“green light” permission from the local authorities. гии переработки нефти с соблюдением самых строгих экологичесAlong with helping ensure a sustainable supply of oil prodких требований. Компания Euro Oil Refinery выполнила и защитила ucts to Latvia, the new refinery will boost the country’s tranпроект ОВОС и получила разрешение от самоуправления на проекsit potential – the holding also plans to install a 10-millionтирование и строительство. ton-per-year oil terminal in the free port of Riga. The compaНовый НПЗ будет не только содействовать стабилизации ny anticipates that as well as handling products from the new нефтепродуктообеспечения Латвии, но и усилит транзитный потенrefinery, the terminal will provide other operators with crude циал страны – параллельно с заводом холдинг намеревается посand oil products loading services. троить на территории Рижского свободного порта нефтеналивной The oil terminal construction project is estimated to bear терминал мощностью 10 млн т в год. Терминал сможет перевалиa price tag of 170 million euros. The loading complex will ● Dinaz general director вать не только нефтепродукты с НПЗ в Даугавпилсе, но и предоhouse two terminals, with total storage capacity reaching ставлять услуги по перевалке нефтепродуктов и сырой нефти друNikolai Yermolayev about 483,000 cubic meters. Construction is set to begin in ● Генеральный директор гим транзитным операторам. Dinaz Николай September-October this year and is to be completed withСтоимость проекта по строительству нефтеналивного терминаЕрмолаев in 24 months. ла оценивается в 170 млн евро. Предполагается, что перевалочный Belarus-based Belneftekhim is closely watching the develкомплекс будет состоять из двух причалов, общий объем резервуopments around the project. Every year Belarus exports some арного парка составит около 483 тыс. м3. Строительство комплек14-15 million tons of oil products. Optional oil products exported on FOB (Free On са планируется начать в сентябре – октябре 2010 года. Срок строительства терBoard) terms is another advantage of the Latvian project. This delivery model will минала – 24 месяца. enable Belarus to export its oil products with no middlemen involved. Интерес к строительству терминала проявляет белорусский концерн «БелнефтеYet the project has been criticized, too. Representatives from Lukoil Baltia, one хим». Ежегодно Белоруссия экспортирует около 14-15 млн т нефтепродуктов. Одно of the main players on Latvia’s market, as well as critics from Mazeikiu Nafta, note из преимуществ латвийского проекта – возможность осуществления экспортных that the region already has significant loading capacity for oil and oil products – поставок на условиях FOB (с доставкой на судно). Такая схема доставки позволила the Ventspils and Riga terminals and the 10 million tons per year Mazeikiai refin- бы Белоруссии избежать посредников при экспорте нефтепродуктов. ery (Lithuania). Notably, the project is centered on building a cutting-edge exportОднако у проекта есть и критики. Представители одного из основных операoriented refinery. торов латвийского рынка – Lukoil Baltia, а также Mazeikiu Nafta, отмечают, что в регионе уже есть крупные мощности по перевалке нефти и нефтепродуктов – Conversion Rates on Par with U.S. Plants как на терминалах в Вентспилсе, так и в Риге, а также крупный НПЗ в литовском During construction, the company plans to use technology and experience Мажейкяе мощностью 10 млн т в год. Заметим, что ключевым элементом данноfrom the world’s leading refiners. The facility’s light oil products yield is planned го проекта все же является строительство современного экспортно-ориентироat 89 percent while another 1 percent is planned for granulated sulfur and 9 per- ванного НПЗ. cent for in-house consumption and for electricity production (94 MW, of which 86 MW is the plant load); these figures compare well with the best U.S. refineries. As Наравне с США При строительстве НПЗ будут использованы технологии и опыт ведущих мироa result, Latvia’s engines will run on the most valuable light oil products – Euro-5 compliant gasoline and diesel fuel. To ensure the necessary volume and quality of вых компаний, занимающихся переработкой нефти. Выход светлых продуктов составит 89%, 1% – гранулированная сера и 9% – внутреннее потребление с произoil products, refinery process flow includes the following settings:

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

AVT (atmospheric vacuum distillation) unit – 7.8 million tons per year load; distillate hydrofining unit – 3.724 million tons per year load; hydrocracking unit – 2.648 million tons per year load; naphtha hydrofining unit – 1.941 million tons per year load; catalytic reforming with unit – 1.289 million tons per year load; isomerization unit – 652,000 tons per year load; saturated gas recovery and LPG stripping unit – 986,000 tons per year load; sulfur recovery unit – 118,000 tons per year load; hydrogen production unit – 84,000 tons per year load; deasphaltizing unit – 1.621 million tons per year load; delayed coking unit – 892,000 tons per year load; sour water purification unit – 542,000 tons per year load; amine regeneration unit – 1.679 million tons per year load. The new refinery will produce no fuel oil, the woe of many a refinery in Russia. The rise in fuel oil production in Russia, which has been observed over recent years, is the side effect of growing refining volumes in the country and is a consequence of the insufficient processing depth at Russian refineries (which on average is slightly over 71 percent). The chosen process flow includes deasphalting and delayed coking units, where asphalt-free oil goes to hydrocracking unit while asphalt pitch flows to the delayed coking unit. This design provides an extra volume of light oil products and green coke, used at the refinery for producing 94 MW of electricity and heat required for the processes. The refinery itself needs 86 MW of electricity; the remaining 8 MW will be injected into the Latvenergo electric grid.

The Crisis Means New Opportunities, Too Latvia’s oil exports are increasingly relevant not only for the northwestern part of Europe, but also for Western Europe and the United States. Consequently, the installation of a modern refinery is highly appropriate. The strategic appeal of the project – be it for consumers in the Baltic countries and the European Union, or for future clients in Russia and Kazakhstan – will undoubtedly contribute to solving financing issues. Given the world experience in installing similar-capacity refineries, the feasibility study estimates the cost of the project at 2.5 billion euros, with eight years ROI. The global financial crisis only increased the investment appeal of the project, says Dinaz general director Nikolai Yermolayev. Ironically, the crisis means new opportunities, as well as financial problems. Indeed, on a market governed by low oil prices and cheap labor costs, oil refining becomes particularly profitable business.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

водством электроэнергии мощностью 94 МВт, а мощность для собственных нужд составит 86 МВт, что сопоставимо с показателями лучших НПЗ США. В результате в Латвии будут получены наиболее ценные светлые нефтепродукты – бензин и дизтопливо стандарта Евро-5. Для обеспечения необходимых объемов и качества выпускаемых нефтепродуктов в технологическую схему завода включены следующие установки: ● установка АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка мощностью 7,8 млн т в год; ● установка гидроочистки дистиллята мощностью по сырью 3,724 млн т; ● установка гидрокрекинга – 2,648 млн т по сырью; ● установка гидроочистки нафты – 1,941 млн т по сырью; ● установка каталитического реформинга – 1,289 млн т по сырью; ● установка изомеризации – 652 тыс. т по сырью; ● установка рекуперации насыщенного газа и очистки сжиженного газа – 986 тыс. т по сырью; ● установка рекуперации серы – 118 тыс. т по сырью; ● установка производства водорода – 84 тыс. т; ● установка деасфальтизации – 1,621 млн т по сырью; ● установка замедленного коксования – 892 тыс. т по сырью; ● установка очистки кислых стоков – 542 тыс. т по сырью; ● установка регенерации амина – 1,679 млн т по сырью. Новый НПЗ вообще не будет выпускать мазут – бич многих малых, да и крупных НПЗ в России. Рост производства мазута в РФ в последние годы стал неприятным побочным эффектом увеличения объемов переработки нефти в стране. Это явилось следствием недостаточной глубины переработки на российских НПЗ, немногим превышающей в среднем 71%. Технологической схемой предусмотрены установки деасфальтизации и замедленного коксования, где деасфальтизат отправляется на установку гидрокрекинга, а асфальтосмолистые вещества направляются на установку замедленного коксования, что позволяет дополнительно получить светлые нефтепродукты и неготовый кокс, который используется на заводе для производства электроэнергии 94 МВт и теплоэнергии, необходимой для работы завода. Потребность завода в электроэнергии составит 86 МВт, а остальные 8 МВт будут реализованы в сеть Латвэнерго.

Кризис – это и новые возможности

Экспортные поставки нефти из Латвии все более актуальны не только для северозападной Европы, но и для Западной Европы и США, поэтому строительство здесь современного нефтеперабатывающего завода весьма уместно. Стратегическая привлекательThe Refinery’s Input-output Table / Сводный материальный баланс НПЗ ность проекта как для потребителей в странах Балтии и ЕС в целом, ‘000 tons per year % mass / % масс tons per hour / т в час тыс. т в год так и в России и Казахстане, несомINPUT / НА ВХОДЕ ненно, будет способствовать решеOil / Нефть 96.6 937.50 7,875 нию задач по его финансированию. MTBE / МТБЕ 1.5 14.85 153 Учитывая мировой опыт строительNatural gas / Природный газ 1.9 18.21 124 ства НПЗ аналогичной мощности, по TOTAL / ИТОГО 100 970.5 8,152 результатам ТЭО стоимость проекта IN-HOUSE USE / ВНУТРЕННЕЕ ПОЛЬЗОВАНИЕ составляет 2,5 млрд евро. При этом Process losses in hydrogen production unit срок окупаемости вложений в строи1 12.13 102 Потери при реакции в уст. производства водорода тельство НПЗ составит восемь лет. Fuel gas / Топочный газ 0.8 9.63 81 По мнению генерального дирекHydrocracking bottoms / Гидрокекинговый остаток 2 15.13 127 тора Dinaz Николая Ермолаева, LPG / Сжиженный нефтяной газ 2 20.75 174 мировой финансовый кризис Coke / Кокс 4 38.78 326 только повысил инвестиционNatural gas / Природный газ 0.2 0.94 8 ную привлекательность проекта. OUTPUT / НА ВЫХОДЕ Парадоксально, но кризис – это не Upgraded gasoline / Улучшенный бензин 4 37.58 316 только финансовые проблемы, но Standard gasoline / Обычный бензин 22 212.93 1,788 и новые возможности. Ведь в услоJet fuel / Kerosene 18 175.41 1,473 Авиатопливо /Керосин виях низких цен на нефть и недоDiesel fuel / Дизель 45 435.96 3,662 рогих трудовых расходов перераSulfur / Сера 1 11.35 95 ботка нефти становится особенно TOTAL / ИТОГО 100 970.5 8,152 выгодной. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OIL&GAS EURASIA · #9 · SEPTEMBER 2010

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И С

ВЗБТ НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ

БУРОВЫХ СТАНКОВ СЕРИИ «STALINGRAD» НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ · №9 · СЕНТЯБРЬ 2010

400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16 Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40 Факс:

(8442) 35-85-11, 53-02-01

E-mail: info@vzbt.ru Сайт: www.vzbt.ru