Oil&Gas October 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

SPE RO&G 2010:

Where Science & Practice Connect p. / стр. 42

OFFICIAL PUBLICATION ОФИЦИАЛЬНОЕ ИЗДАНИЕ

Симбиоз науки и практики

SPE RO&G 2010

p. / стр. 6 Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 30

Chinese Maker to Supply Offshore Rig to Ukraine Китайский производитель поставит Украине СПБУ для работы на шельфе

ПОСЕТИТЕ НАШ СТЕНД № E3 VISIT US AT STAND № E3

If It Isn’t Oct. 28, There’s Still Time to Attend the SPE RO&G Tech Conference

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Если в календаре не появилась цифра 28, вы еще можете успеть на техническую конференцию SPE!

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

t’s October and Oil&Gas Eurasia is proud to, once again, be the Official Publication of the SPE Russian Oil&Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition. Hopefully, if you are reading this before the exhibition (Oct. 26-28) you’ll decide to attend. Visit www.russianoilgas.com (or .ru for Russian) for details. Here’s what you could miss. 1. A technical program chosen by “peer review.” Following SPE standards, the presentations are designed to enable petroleum engineers and scientists, from Russia and abroad, to exchange knowledge and experience. (You won’t hear any “sales pitch” speeches from conference sponsors – which for Russia is unique. The program at SPE Russia is designed by specialists for specialists, to better educate specialists.) 2. “Topical Lunches” – a standard feature of SPE conference globally. These feature a keynote speaker on a broader topic of concern to the industry. Sign up for “Unconventionals: Western & Russian Experience” on Wednesday, Oct. 27; or visit “Hard to Recover Reserves & Innovations” on Thursday, Oct. 28. 3. An exhibition area where high tech companies will have their technologies and equipment on display, and experts on hand to answer your questions. This year, show organizers – SPE and REED Exhibitions – have added a twist focused on innovation. You’ll be able to visit the new business “incubator” section on the exhibition floor to talk with small business innovators of new technologies just getting off the ground. Overall, topics in the spotlight include the newest frontiers of the global oil industry. For example, “Russia’s Arctic Challenge.” To quote from a recent press release on how this issue will be presented at the conference: The task of exploring for and developing new offshore hydrocarbon reserves on Russia’s frontier Arctic shelf is one of the toughest and most sensitive challenges faced by the oil and gas industry. And it must be done at a time when the wider global community’s attention is sharply focused upon the key areas of safety and environmental protection. With Russia forging ahead with plans to find and develop resources in new regions including the Arctic, as well as extending the operational life of its vast but maturing producing areas, the need to develop and further refine technologies and procedures that ensure the Arctic is exploited in a safe and environmentally responsible manner is paramount.

а дворе октябрь, и редакция журнала «Нефть и газ Евразия» рада сообщить своим читателям, что НГЕ вновь стал официальным изданием Российской нефтегазовой конференции и выставки SPE по разведке и добыче. Надеемся, что прочитав эту статью до начала выставки (которая состоится 26-28 октября), вы решите ее посетить. Подробная информация о ней представлена на сайте www.russianoilgas.com (или .ru). Вот что вы рискуете пропустить: 1. Техническую программу, прошедшую экспертную оценку. В соответствии со стандартами SPE, презентации разработаны таким образом, чтобы инженеры и ученые из России и зарубежных стран могли обменяться знаниями и опытом. (Здесь вы не услышите характерных для России «коммерческих призывов» спонсоров конференций. Программа SPE Russia разработана специалистами для специалистов с целью повышения квалификации). 2. «Тематические фуршеты» – традиционная черта конференций SPE, которые проводятся в мировом масштабе. Основной докладчик остановится на темах, представляющих наибольший интерес для отрасли. Запишитесь на сессию «Нетрадиционные источники: западный и российский опыт», которая пройдет в среду, 27 октября или посетите мероприятие «Трудноизвлекаемые запасы и инновации» намеченное на четверг, 28 октября. 3. Выставку, где высокотехнологичные компании продемонстрируют технологии и оборудование, а эксперты с готовностью ответят на ваши вопросы. В этом году организаторы шоу – SPE и REED Exhibitions – добавили еще один «сюжет» на тему инноваций. Вы сможете посетить во время выставки новую секцию – бизнес-инкубатор и побеседовать с набирающими силу новаторами малого бизнеса в области новых технологий. В целом, темы, которые будут в центре общего внимания, будут касаться передовых рубежей нефтегазовой отрасли. Например, «Арктический вызов России». Вот выдержки из пресс-релиза, позволяющие составить представление о том, как эта тема будет освещаться на конференции: «Разведка и разработка новых запасов углеводородов на шельфе России в Арктике – один их самых серьезных и чувствительных к иностранной конкуренции вызовов для нефтегазовой отрасли. И эти задачи должны быть выполнены в то время, когда в фокусе внимания мировой общественности находятся вопросы безопасности и охраны окружающей среды. Учитывая, что Россия ищет новые возможности для поиска и разработки ресурсов в новых регионах, включая Арктику, а также продления сроков эксплуатации обширных, но находящихся на поздней стадии разработки месторождений, потребность в технологиях добычи, переработки, и процедур, обеспечивающих разработку Арктики безопасными методами, без ущерба для окружающей среды, огромна.

Technologies to Help Expand Russia’s Arctic Opportunity In particular technologies will have to focus on expanding the window of opportunity on the Arctic shelf, which is usually icebound for all but three months of the year. This will mean in particular a need for technologies that can increase operating times, such as platforms that can continue operating in icy conditions, and the building of subsurface structures for safe operation of subsea wells. Add to this the requirement for new-build ice-class tankers, underground facilities for the treatment and pumping of oil, and the need for immediate and constant monitoring of the well sites, and it is clear that many challenges must be overcome if the Arctic is to become Russia’s next reserves powerhouse. If this intrigues you – don’t delay, visit www.russianoilgas.com and register now! Also, soon – if you haven’t heard already – you will be receiving information about an exciting new technology event from the SPE/REED partnership in 2011 on the Arctic. Stay tuned. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Технологии, которые помогут расширить возможности России в Арктике В области конкретных технологий необходимо сосредоточиться на расширении возможностей для освоения Арктического шельфа, который обычно покрыт льдом практически на протяжении всего года, за исключением нескольких месяцев. В частности, необходимы технологии, обеспечивающие возможность продлить период эксплуатации – например, платформы, которые продолжат работать и в ледовых условиях. Есть потребность в строительстве подводных сооружений для безопасной работы скважин под водой. Кроме того, нужны новые танкеры ледового класса, подземное оборудование для воздействия на пласт и закачки нефти, необходим оперативный и постоянный контроль над состоянием скважин. Иными словами, очевидно, что для превращения Арктики в новый энергетический центр придется решать многие проблемы». Если вы заинтересовались, не откладывайте, посетите www.russianoilgas. com и зарегистрируйтесь прямо сейчас! Кроме того, скоро вы узнаете об очень интересном мероприятии, посвященном арктическим технологиям, которое также состоится в 2011. Его организаторами являются SPE и REED. Оставайтесь с нами!

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

If It Isn’t Oct. 28, There’s Still Time to Attend the SPE RO&G Tech Conference Если в календаре не появилась цифра 28, вы еще можете успеть на техническую конференцию SPE!

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

INDUSTRY UPDATE | СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

RO&G 2010

SPE & OGE: A Lasting Partnership 42

SPE & OGE: устойчивое партнерство EUROCORR

EFC President Philippe Marcus, “Corrosion Management Is Great Tool to Slash Facilities Downtime and Indirect Costs”

Президент EFC Филипп Маркюс: «Управление коррозией позволит сократить простой производственных объектов и косвенные издержки» INDUSTRY STANDARDS | ПРОМЫШЛЕННЫЕ СТАНДАРТЫ

Russia Updates National Standards and Picks Up Pace at ISO Россия обновляет национальные стандарты и активизирует работу в ISO

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

China Snatches Contract to Build Jack-up Drilling Rig for Ukraine СПБУ для Украины соберут в Китае

UNCONVENTIONAL RESERVES | НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

An Innovative Approach to Modeling Unconventional Hydrocarbons Source Development Инновационный подход к моделированию разработки нетрадиционных источников углеводородов

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION CONFERENCE | КОНФЕРЕНЦИЯ

Coiled Tubing Gains Pace Колтюбинг набирает обороты

METERING EQUIPMENT | ИЗМЕРИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Revived 305! Advanced Capabilities for Flow Metering in Reservoir Pressure Maintenance Systems

Опять 305!

Расширенные возможности для измерения расхода в системах поддержания пластового давления

Oil&GasEURASIA

#10 October 2010

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

BLOWOUT EQUIPMENT | ПВО

High Quality of Blowout Equipment to Prevent Accidents Высокое качество ПВО убережет от аварий

TUBULAR PRODUCTS | ТРУБНАЯ ПРОДУКЦИЯ

Premium Production – Advances in Threading Technologies Особенности национального производства «Премиум»

APG | ПНГ

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover CRC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover Energistics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 RFD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Lufkin Automation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 AUTUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 «Леотек» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Swagelok . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 «Интегра-геофизика». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 GE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

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 ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION APRIORI Translation Agency Elena Kamenyarzh, Sergey Naraevsky

«Миррико» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 ABB. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 «Донгеофизика» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 «Русгазинжиниринг» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 «Подольск-цемент» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 «БКО». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 NALCO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 Foremost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Liebherr . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

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 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 ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ 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

EADS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25, 27

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

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

www.oilandgaseurasia.com

3M . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

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

CARBO Introduces Innovative Nonradioactive Traceable Proppant

CARBO представляет инновационный нерадиоактивный отслеживаемый проппант

CARBO announced the introduction of CARBONRT™, Компания CARBO заявила о выходе на рынок инноan innovative, environmentally responsible development in proppant placement. This technology incorporates a вационной экологически чистой разработки CARBONRT™, taggant that allows downhole, near-wellbore detection используемой с проппантом. Данная технология включает of ceramic proppant. CARBONRT assists in determining индикатор (таггант), который позволяет определять в скваfracture propagation and geometry in a manner that is жине и прилегающей к ней зоне керамический проппант. designed to optimize stimulaCARBONRT помогает выявить распроtion effectiveness and maxiстранение и определить геометрию mize productive capacity. трещины по методу, разработанному With non-radioacдля оптимизации эффективности стиtive CARBONRT, there is no мулирования и максимального повышения продуктивности скважины. half-life deterioration of the CARBONRT не радиоактивен, поэdetectable properties. The proppant is engineered for тому на свойства его определения не влияет уменьшение периода полурасextended identification, givпада. Этот проппант разработан для ing operators the flexibility расширенной идентификации, преof conducting post-frac logдоставляющей операторам гибкость ging months or years after в осуществлении каротажа после проfracturing. ● CARBONRT™ is a new, environment friendly technology. ведения гидроразрыва на протяжении The proprietary tracer ● CARBONRT™ – новая экологически чистая технология. многих месяцев и даже лет. can be added to any ceramic К любому керамическому proppant in CARBO’s extensive product line. It is uniпроппанту, выпускаемому в рамках formly distributed through each grain of proppant, assuring широкой номенклатуры CARBO, можно добавить патенconsistent distribution of the traceable marker throughout тованный индикатор. Он равномерно распределяется в каждом зерне проппанта, обеспечивая последовательное the fracture zone. распределение индикаторного маркера в зоне разрыва.

GE Transportation Develops New Water Jacket Motor for Drilling Applications GE Transportation has introduced its new water jacket AC drilling motor, a completely enclosed, water-cooled and flameproof AC motor designed for draw works and top drive applications for oil rigs both on- and offshore. The new motor is cooled by circulating water instead of utilizing a blower. The new design is intended to allow the motor to be completely enclosed against moisture and air circulation, which protects windings from wetness, dust and other irritants. It also produces less noise, which may alleviate health and safety concerns relating to noise on oil rigs. Unlike other cooled motors, GE’s new water jacket motor is cooled through the shaft of the units, as well as the frame. The new motor has a 50 percent smaller envelope and the same footprint as current GE IP56 motors.

GE Transportation создает новый двигатель с водяным охлаждением для буровых работ GE Transportation представляет новый буровой двигатель переменного тока, полностью герметизированный, с водяным охлаждением и взрывозащищенный. Двигатель предназначен для работы с буровой лебедкой и верхним приводом на нефтяных буровых установках на суше и на море. Новый двигатель охлаждается циркулирующим потоком воды, заменяющим воздуходувку. Его конструкция призвана обеспечить полную герметичность двигателя, защищая его от влаги и циркуляции воздуха. Это, в свою, очередь, обеспечивает защиту обмоток от попадания влаги, пыли и прочих вредных воздействий. Конструкция двигателя также отличается более низким уровнем шума, что снимает ряд проблем, связанных с охраной труда и техникой безопасности по уровню шума на буровых установках. В отличие от других охлаждаемых двигателей, в новом двигателе GE с рубашкой водяного охлаждения, охлаждению подвергается вал блока и кожух.

● New water jacket motor is designed to increase reliability while decreasing decibel levels on rigs. ● Новый двигатель с водяным охлаждением призван повысить надежность и снизить уровень шума на буровых установках.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

The motor provides the same interfaces for installation allowing the motors to be retrofitted on current installations where additional axial length is available.

HOERBIGER CP Valve Provides Greater Efficiency and Reliability in Extreme Conditions Temperatures ranging from minus 170 degrees Celsius to plus 220 degrees Celsius and extreme dryness of gases place maximum demands on reciprocating compressor valves. With the CP valve, HOERBIGER unveiled an innovative product that is designed to meet these requirements with its efficiency and robust design. The operation of the compressor delivers cost savings and longer intervals between servicing. Compared to conventional materials, the CP valve plate stands out with significantly higher impact strength, extreme resistance to cracking, and extraordinary chemical resistance. Its service life is therefore considerably longer than that of valve plates made of other plastic materials or steel. The special properties of the HP material also allow its use in oxygen applications, where previously only metallic valve plates were employed. The profiled structure of the valve plate of the CP valve, which has also been optimized with respect to flow dynamics, sets new standards for minimized valve losses. This is an energy-saving feature, but can also be used to increase the power density in the construction of compressors. In the new CP valve design, HOERBIGER has combined the advantages of both ring and plate valves, and paved the way in product design of valves. The innovative valve design achieves longer service life with a new type of valve plate made from the proven HOERBIGER HP material. This non-metallic material offers substantially higher impact strength compared to conventional materials. Even with very high temperature differentials and dry gases, its levels of resistance are impressively high. The problem of damage resulting from fragments of metal valve plates is completely eliminated. Additionally, the HOERBIGER HP material is more resistant to aging in the atmosphere, thereby ensuring higher availability and reliability of the compressor, particularly under demanding conditions. A further innovation compared to previous valve concepts is the valve plate design. It is profiled in the CP valve, which produces a significant increase in efficiency and a reduction in flow losses of up to 40 percent. As a result, energy consumption and therefore energy costs are reduced. This innovative HOERBIGER valve is of particular benefit to manufacturers of industrial gases and petrochemical and chemical products as well as operators of LNG terminals. The HOERBIGER CP valve reduces flow losses, thereby making a substantial contribution to the energy-efficient Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Новый двигатель имеет кожух на 50% меньше при той же площади опоры, что и существующие двигатели GE IP56. Двигатель обеспечивает неизменившиеся установочные параметры, что позволяет в будущем модернизировать действующие установки, где имеется запас по осевой длине.

Клапан CP от HOERBIGER обеспечивает повышенную эффективность и надежность в экстремальных условиях Компания HOERBIGER разработала новые клапаны поршневых компрессоров. Серия СР предназначена для эксплуатации в условиях, предусматривающих перепады температур от −170 до +220 ºC и повышенную сухость газов. По сравнению с традиционными материалами, пластина клапана СР выдерживает значительно более высокие ударные нагрузки, отличается чрезвычайно высоким противодействием растрескиванию и повышенной химической стойкостью. Как следствие, значительно возрастает ее долговечность по сравнению с пластинами клапанов, изготовленными из пластмасс и стали. Особые свойства материала с высокими эксплуатационными характеристиками позволяют использовать его в контакте с кислородом, где раньше использовались только металлические пластины клапанов. Профильная конструкция пластины клапана СР, который также был оптимизирован в отношении динамики потока, устанавливает новые стандарты минимальных потерь клапана. Это свойство обеспечивает, прежде всего, экономию энергии, но может также использоваться и для повышения удельной мощности компрессоров. В новой конструкции клапана СР удалось объединить преимущества кольцевых и пластинчатых клапанов и разработать соответствующий дизайн. Инновационная конструкция клапана обеспечивает повышенный срок службы с новым типом пластины клапана, изготовленной из надежного материала HOERBIGER, имеющего высокие эксплуатационные качества. Этот неметаллический материал имеет значительно более высокую ударную прочность по сравнению с традиционными материалами. Даже при очень резких перепадах температур и наличии сухого газа эти показатели сохраняются очень высокими. Проблема повреж- ● HOERBIGER CP Valve. дения в результате ● Клапан CP от HOERBIGER. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

#10 October 2010

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ compression of gases. The CP valve is also of particular value to air compressor users, especially in the PET industry. In addition to efficiency and a long service life, cost-effective production is a key factor in this sector.

Inmarsat Launches IsatPhone Pro Inmarsat launched its new global handheld satellite phone, the IsatPhone Pro. Extensive testing has shown that IsatPhone Pro has the market’s longest battery life and the most robust handset. This is the first satellite phone to be built for the Inmarsat network from the ground-up, customized for use in harsh environments. IsatPhone Pro offers up to eight hours talk time and up to 100 hours on standby. The handset has secured an IP54 rating and is dust, splash and shock resistant. It is also capable of operating from minus 20 degrees Celsius to plus 55 degrees Celsius, which is the widest temperature range of any satellite phone. Targeted primarily at professional users in the government, media, aid, oil and gas, mining and construction sectors, IsatPhone Pro offers high-quality satellite telephony, text and email messaging. Location data can also be viewed and sent in a text message. The unique design of IsatPhone Pro, including a fullymanoeuvrable antenna, allows the handset to be placed on its side for easy hands-free use via Bluetooth. IsatPhone Pro has an intuitive GSM-style interface with a high-visibility colour screen, and a larger keypad for easy dialling in gloves.

разрушения металлических пластин клапанов практически исключена. Кроме того, материал HOERBIGER с высокими эксплуатационными характеристиками более устойчив к старению в газообразных средах, что обеспечивает более высокую готовность и надежность компрессора, особенно в экстремальных условиях. Еще одной новинкой по сравнению с прежними концепциями клапанов является конструкция пластины клапана. В клапане СР она профильная, что обеспечивает значительное повышение эффективности и снижение потерь потока до 40%. В результате расход энергии и, следовательно, затраты на энергию снижаются.

Параллельная гидродинамика на геологическом масштабе

tNavigator «Чёрная нефть» и термическая композиционная модели Рекордно быстрый расчёт гидродинамических моделей Встроенный ПРЕ-, ОНЛАЙН ИНТЕРАКТИВНЫЙ и ПОСТ-процессор

● IsatPhone Pro offers up to eight hours talk time and up to 100 hours on standby. ● Время работы IsatPhone Pro составляет восемь часов в режиме разговора и 100 часов в режиме ожидания.

Интерактивное управление расчетом модели с интегрированным ядром для параллельного расчета, 3D графики и аналитики. Удобный графический интерфейс с большинством опций. • Повышение эффективности • Оптимизация разработки с помощью трубок тока, матрицы дренирования и т.п. • Многовариантные расчеты • Эффективные инструменты адаптации моделей • Простота в использовании Современный алгоритм распараллеливания расчетов • Кратное сокращение времени расчета • Использование многоядерных рабочих станций • Кластерная версия Поддержка входных форматов ECLIPSE, Tempest MORE, CMG. Гибкие выходные форматы. • Экспертиза любых моделей • Мгновенная интеграция в рабочий процесс • Минимальные сроки обучения • Отчеты по добыче по стандарту Госплана Новая функциональность. Моделирование ГТМ. • Математическая модель трещин ГРП • Модель призабойной зоны • Заколонные перетоки • Многовариантные расчеты ЗБС • Моделирование нано-полимерного заводнения (Bright Water) Гибкая лицензионная схема • Параллельные расчеты с базовой лицензией вне зависимости от количества ядер • Одновременные расчеты с одной лицензией http://www.rfdyn.com support@rfdynamics.ru +7 499 129 35 00 +7 916 254 58 99

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

Paradigm™ EarthStudy 360® – Detailed Seismic Analysis at Subsurface Image Points Paradigm EarthStudy 360 generates and interprets detailed images of the subsurface that reveal continuous surfaces, small and large-scale discontinuities, illumination directions, and subsurface reflectivity data that can be used to understand reservoir properties and reservoir heterogeneity. What is unique about EarthStudy 360 is that it decomposes and images the seismic data into full and continuous azimuthal data sampled locally at subsurface reflecting surfaces. This decomposition and preservation of in situ azimuthal data, contrasts strongly with traditional seismic imaging procedures that average (sum) data over the azimuth component, compromising seismic resolution and often eliminating useful information contained in the directional data. EarthStudy 360 is ideally suited for wide-azimuth acquisitions that seek improved illumination beneath complex structures, such as basalt sheets and salt structures, that distort seismic images.It is also ideally suited for understanding the orientation and density of fractures that serve as permeability conduits in fractured shales or carbonates. The system has special AVAA (amplitude versus angle versus azimuth) methods to specifi cally enhance the signatures of these fractures.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Инновационный клапан СP снижает потери потока, что обеспечивает значительную экономию энергии при компримировании газов.

Инмарсат выпускает новый спутниковый телефон IsatPhone Pro Новый мобильный телефон IsatPhone Pro с увеличенным ресурсом и повышенной прочностью корпуса стал первым спутниковым телефоном, созданным для сети Инмарсат «с нуля». Телефон может работать в диапазоне температур от −20 до +55 ºС – это самый широкий температурный диапазон работы спутниковых телефонов. Время работы IsatPhone Pro составляет восемь часов в режиме разговора и 100 часов в режиме ожидания. Класс защиты телефона соответствует стандарту IP54, телефон имеет пыле- и влагонепроницаемый и ударостойкий корпус. Уникальный дизайн IsatPhone Pro, включая полностью подвижную антенну, позволяет поместить телефон сбоку, полностью освободив руки, с возможностью пользования гарнитурой Bluetooth. У телефона интуитивный интерфейс GSM с высококонтрастным цветным экраном и увеличенной клавиатурой для легкого набора в перчатках. Телефон, прежде всего, предназначен для профессионалов нефтегазовой, горнодобывающей, строительной

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#10 October 2010

● EarthStudy 360 is ideally suited for wide-azimuth acquisitions. ● Система EarthStudy 360 идеально приспособлена для широкоазимутальных систем сбора сейсмических данных. отраслей, а также сотрудников правительственных учреждений и СМИ. IsatPhone Pro обеспечивает высококачественные услуги спутниковой телефонии, передачу текстовых и электронных сообщений. Данные для определения своего местонахождения можно посмотреть на дисплее телефона или отправить текстовым сообщением.

Paradigm™ EarthStudy 360® – детальный сейсмический анализ в точках изображения геологической среды

Companies exhibiting at ONS have consistently demonstrated that nothing is impossible. Advances in

Программная система EarthStudy 360 компании Paradigm позволяет получать и интерпретировать детальные сейсмические изображения геологических объектов как с непрерывными границами, так и с мелко- и крупномасштабными разрывами геологических границ, а также определять направления наилучшей сейсмической освещенности данных объектов и их отражательную способность. Все это может быть использовано для изучения свойств и степени неоднородности резервуаров углеводородов. Уникальность системы EarthStudy 360 состоит в

FMC Technologies TTRD technology enables:

Технология pоторного бурения через НКТ TTRD обеспечивает

● Safer operation (no additional tree required and less tubular handling) ● No pulling of the tubing or subsea tree saving time and cost ● Deeper kick off point (saves drilling and completion costs) ● TTRD benefits: ● Lower cost than conventional drilling operation ● Increases income from each well ● Extends the life of the well ● May enable production from marginal fields ● Maximizes production from mature fields ● Decreases operational time (typical operation 3 weeks 1000 – 1500m horizontal reservoir drilling)

● Более высокую степень безопасности проведения работ (не требуется дополнительное устьевое оборудование, меньше степень эксплуатация труб) ● Не требуется протягивание трубы или донной фонтанной арматуры, что позволяет сэкономить время и средства ● Большую глубину точки начала набора кривизны ● Преимущества TTRD ● Более низкая стоимость по сравнению с традиционными буровыми операциями ● Увеличивается добыча с каждой скважины ● Увеличивается период эксплуатации скважины ● Может увеличиваться добыча из истощенных скважин ● Увеличивается объем добычи на месторождениях поздней стадии разработки ● Уменьшается продолжительность эксплуатации (типичная операция: за три недели – 1000-1500 метров горизонтального бурения коллектора)

SOURCE / ИСТОЧНИК: FMC TECHNOLOGIES

ONS Innovation Awards to Reelwell, FMC Technologies and Arne Smedal

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ том, что она разлагает и трансформирует сейсмическое поле в непрерывные и полноазимутальные данные, локально дискретизированные на отражающих поверхностях. Данная процедура разложения волнового поля и сохранение реальных углов и азимутов глубинных геологических границ сильно отличаются от традиционных технологий построения изображений геологической среды, которые осредняют (суммируют) данные в окрестности определенной азимутальной составляющей, часто понижая сейсмическую разрешенность и теряя полезную информацию, содержащуюся в исходных сейсмических данных. Система EarthStudy 360 идеально приспособлена для широкоазимутальных систем сбора сейсмических данных, так как обеспечивает значительное повышение сейсмической освещенности объектов под сложнопостроенными структурами, такими как базальтовые покровы и соляные структуры, искажающими сейсмические изображения геологической среды. Она также идеально приспособлена для изучения ориентации и плотности трещин, служащих проницаемыми каналами в трещиноватых глинистых и карбонатных породах. Система реализует специальный полноазимутальный AVA анализ (зависимость амплитуды от угла падения и азимута), позволяющий определять параметры трещиноватости.

Компании Reelwell, FMC Technologies и Арне Смедал, SEVAN MARINE ASA получают награды ONS за инновации technology continue to break new barriers. A total of 117 entries have been evaluated by the international Innovation Awards Committee. The ONS International Innovation Awards Committee has made the following selections for 2010:

Компании, принявшие участие в выставке ONS, в очередной раз доказали, что нет ничего невозможного. Технологические новинки продолжают брать новые высоты. Международный комитет ONS по награждению за инновации рассмотрел 117 заявок. Комитет определил следующих победителей в 2010 году:

The ONS 2010 SME Innovation Award is presented to REELWELL

Награда SME за инновации ONS 2010 вручена компании REELWELL

● ●

For its research-based innovations. The Reelwell Drilling Method and Telemetry System. This innovative method facilitates the cost-effective drilling of both exploration and production wells targeted beyond conventional reach, and offers major improvements in safety and environmental protection. Previously RDM received OCT 2009 Spotlight on Technology Award (OGE, #6, 2009, page 14-18).

The ONS 2010 Innovation Award is presented to FMC Technologies ●

For the development of its innovative well control system.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

За инновации на основе научных исследований. За метод бурения (RDM) и телеметрическую систему Reelwell. Инновационный метод обеспечивает экономически эффективное бурение как разведочных, так и добывающих скважин, которое невозможно произвести традиционными методами и предлагает существенные улучшения в области обеспечения безопасности и охраны окружающей среды. Ранее метод бурения (RDM) получил престижную награду другого мероприятия – Конференции по шельфовым технологиям OTC 2009 (OGE, #6, 2009, стр.14-18).

● Minister of Petroleum and Energy Terje RiisJohansen (left) with ONS Innovation Award recipients and Chair of the ONS Innovation Award Siri Helle Friedemann. ● Министр нефти и энергетики Терье РиисЙохансен (слева) с лауреатами премии ONS и главой Комитета ONS по награждению за инновации Сири Хелле Фридеманн.

Награда за инновации ONS 2010 вручена компании FMC Technologies ●

За разработку инновационной системы контроля скважин. «Роторное бурение через НКТ – TTRD». ● Инновационная система контроля скважин обеспечивает бурение боковых стволов

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

#10 October 2010

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ●

“Through Tubing Rotary Drilling – TTRD.” This innovative well control system permits the drilling of a sidetrack through an existing production well. It has vital importance for increased production from subsea wells and thus also for increased overall recovery. The technology has already proved itself successful on the Norwegian shelf and has massive potential given the growing number of subsea wells globally.

The ONS 2010 Special Innovation Award This special award is presented to a prominent energy sector individual or organization for technical excellence and innovative capability. This year the award goes to: Arne Smedal, founder and board chair at SEVAN MARINE ASA for his excellent research-based innovative work over many years. Arne Smedal has been instrumental in the development of two major innovations of major importance to the petroleum sector. These are: ● The APL Loading Buoy System, and ● The Sevan Marine Circular Floater Concept.

Дополнительную информацию о новых разработках и технологических особенностях успешных проектов можно получить на сайте www.oilandgaseurasia.com: Подразделение Water Services компании «Шлюмберже» выпускает инновационный компонент подводного

в существующей добывающей скважине. Она жизненно необходима для увеличения добычи из подводных скважин и, соответственно, общей добычи. Технология уже показала хорошие результаты на шельфе Норвегии и обладает большим потенциалом в связи с ростом количества подводных скважин по всему миру.

Специальная награда за инновации ONS 2010 Эта награда вручается частным лицам и организациям за выдающиеся технические достижения и инновации в энергетике. В этом году награду получил Арне Смедал, основатель и председатель совета директоров компании SEVAN MARINE ASA за отличную многолетнюю работу в области инноваций на основе научных исследований. Арне Смедал внес большой вклад в разработку двух инновационных технологий, имеющих большое значение для нефтяного сектора, а именно: ● системы налива с помощью буя-причала, и ● концепции круговой буровой установки Sevan Marine.

To know more about new technologies and recent hightech projects in the oil and gas industry, please visit www.oilandgaseurasia.com: Hamworthy Launch New Offshore Pump Range http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8561

мониторинга http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/7579

Schlumberger Water Services Launches Diver-DCX http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8548

Baker Hughes устанавливает первые в мире высокотемпературные системы SAGD

Baker Hughes Installs World’s First Ultra-Temperature SAGD

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/8541

Production Systems http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8542

ТМК провела испытания труб с резьбовыми соединениями класса «Премиум» в китайском центре

Innovative Technology in a Unified Workspace Delivers Step-Change

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/8534

in E&P Workflow Productivity http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8535

Wood Group выпускает средство термического регулирования (TMT) для расплавления гидратов в выкидных нефте- и газопроводах и трубах http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/8531

Wood Group Launches Thermal Moderator Tool to Melt Hydrates in Oil & Gas Flow Lines & Pipe http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8530

Новое применение технологии ELASTOPIPE™: противостояние русскому холоду http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/8505

DOF Subsea Norway AS to Perform Geotechnical Survey for Shtokman Development AG http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8528

Emerson запускает решение Roxar RMS 2010.1 для

моделирования пласта-коллектора

CGGVeritas Announces Largest Marine Wide-Azimuth Award

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/8495

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/8516

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

INDUSTRY UPDATE

Gazprom Sets Gas Price for Ukraine in 2011 In the fourth quarter of 2010 Ukraine will be buying Russia’s gas at $250 per 1,000 cubic meters. The price will remain the same on average in 2011, too, Gazprom Deputy Chairman Valery Golubev told the Sochi investment forum. In April, Russia agreed to provide a discount to Ukraine of $100 per 1,000 cubic meters in case the price of gas, calculated by a special formula, exceeded $330 per 1,000 cubic meters, or a 30-percent discount if the price were lower than $330. According to Ukrainian President Viktor Yanukovich, the discount would help Kiev save $3 billion in 2010 and $4 billion in 2011. Earlier, Ukrainian Deputy Prime Minister Sergei Tigipko noted that the price ranging from $240 to $260 per 1,000 cubic meters would suit Kiev and would not require gas price hikes in the Ukrainian market. However, on Aug. 1 natural gas prices for domestic consumers were raised by 50 percent despite the discount. Moreover, a similar price hike is expected again in April 2011. RIA Novosti

SIBUR Opens Trading House in China SIBUR, the largest petrochemical holding in Russia and Eastern Europe set up a Chinese trading firm Citco (Shanghai) Trading Co., Ltd. The new, China-registered company, will be located in Shanghai and market petrochemical products, trading in the Chinese currency, yuan. Until recently, SIBUR’s export deliveries to the Chinese market were coordinated by the Shanghai-based subsidiary of Austria’s CITCO trading firm which did transactions in U.S. dollars. To make things more convenient for its Chinese partners, SIBUR launched a corporate site in Mandarin, located at www.siburchina.cn. SIBUR

Sakhalin Energy Ships 7 Million Tons of LNG from Prigorodnoye Plant From the beginning of this year Sakhalin Energy has shipped 7 million tons of LNG from its Prigorodnoye production plant in Russia’s Far East. The plant was commissioned in February 2009 and reached design capacity of 9.6 million tons per annum (representing 5 percent of global LNG supply) in less than 18 months since its launch. The country’s first LNG plant brought Russian gas to Asia and America. The biggest chunk of exports has been delivered to Japan, while the remainder is shipped to South Korea, India, Kuwait, China and Taiwan. K2K

Shell May Invest $1 Billion Annually in China Over the Next Five to Seven Years Royal Dutch Shell Plc, Europe’s largest oil company, is ready to invest $1 billion in China each year if the analysis of its two wells in the province of Sichuan shows potential for commercial production of gas.

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

«Газпром» определил цену на газ для Украины в 2011 году Цена на российский газ для Украины в четвертом квартале 2010 года составит $250 за 1 тыс. м3, и в 2011 году останется в среднем на том же уровне, заявил на инвестфоруме в Сочи заместитель председателя «Газпрома» Валерий Голубев. Напомним, в апреле текущего года Россия согласилась предоставить Украине скидку на газ в $100 за 1 тыс. м3 от формульной цены, если последняя составляет больше $330 за 1 тыс. м3, и в 30%, если меньше. Как подсчитал президент Украины Виктор Янукович, благодаря скидке страна сможет сэкономить $3 млрд в 2010 году и $4 млрд – в 2011-м. Ранее украинский вице-премьер Сергей Тигипко отмечал, что Киев устроила бы цена на российское топливо в $240-260, поскольку в таком случае внутренние цены на газ для украинцев можно было бы не повышать. Тем не менее, несмотря на скидку, предоставленную Россией, с 1 августа тарифы на природный газ для потребителей внутри Украины были повышены на 50%. Кроме того, аналогичное повышение будет проведено в апреле 2011-го. РИА «Новости»

«СИБУР» открыл торговый дом в Китае Крупнейший нефтехимический холдинг России и Восточной Европы «СИБУР» открыл китайскую торговую компанию Citco (Shanghai) Trading Co., Ltd. Новое общество, зарегистрированное в Китае, будет располагаться в Шанхае и заниматься реализацией нефтехимической продукции с расчетами в китайской валюте (юани). До настоящего времени экспортные поставки продукции «СИБУРа» в Китай координировались шанхайским филиалом корпоративной трейдинговой компании CITCO (Австрия) с расчетами в долларах США. Для удобства партнеров из Китая «СИБУР» открыл корпоративный сайт на китайском языке по адресу: www.siburchina.cn. «СИБУР»

Sakhalin Energy отгрузила 7 млн т СПГ с комплекса «Пригородное» С начала 2010 года компания Sakhalin Energy отгрузила 7 млн т СПГ с производственного комплекса «Пригородное». Завод по производству СПГ проекта «Сахалин-2» был запущен в феврале 2009 года. Уже в 2010 году, менее чем через полтора года после запуска, завод вышел на полную проектную мощность – 9,6 млн т СПГ в год, что составляет около 5% мирового объема СПГ. Первый в России завод по производству СПГ вывел российский сжиженный природный газ на мировой рынок Азии и Америки. Основные объемы сахалинского СПГ поступали в Японию.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

Shell’s chief financial officer Simon Henry said that in the event of a successful outcome, the company would be ready to invest $1 billion over the next five to seven years. According to Shell’s forecast, the share of gas in China’s energy consumption will grow from the current 4 percent to 10 percent over the next 10 years. The company plans to develop gas fields in China jointly with Petrochina Co. Finmarket, Bloomberg

Russia May Introduce Oil Export Duty Benefits in the Caspian in 2011 Oil export duty benefits for producers in the Caspian may go into effect in 2011, said Russia’s Deputy Prime Minister and Finance Minister Alexei Kudrin. “Yesterday I agreed in principle to the proposal of introducing the benefits, which will remain in effect temporarily – until the companies ensure the necessary commercial viability,” Kudrin said in mid-September. The major beneficiary of these benefits will be LUKOIL and, to a certain extent, Rosneft – these two oil companies are particularly active in developing offshore reserves in the Caspian . A few days earlier Russia’s Energy Minister Sergei Shmatko said that companies developing North Caspian oilfields would enjoy the same benefits that are already in place in Eastern Siberia. According to Shmatko, such a program has already been prepared by the Energy Ministry and approved by the Finance Ministry and will be adopted soon. RBC

Russia’s Oil Production to Top 500 Million Tons Russia’s oil output in 2010 will surpass 500 million tons, eclipsing last year’s mark of 494 million tons, Energy Minister Sergei Shmatko told reporters. “This year, we’re going to go over the 500million figure,” Shmatko replied to a question regarding Russia’s 2010 oil production forecast. “The Energy Ministry has reconsidered the ruble rate forecast and if earlier we firmly asserted that the strengthening of the ruble and the increase of the Subsoil Tax on oil

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ Оставшаяся часть газа поставлялась в Южную Корею, Индию, Кувейт, КНР и на Тайвань. K2K

Shell может в течение пяти-семи лет инвестировать в Китай по $1 млрд в год Royal Dutch Shell Plc, крупнейшая нефтяная компания Европы, готова инвестировать в Китай по $1 млрд в год, если в ходе изучения ею двух скважин в провинции Сычуань будет выявлен потенциал для коммерческой добычи газа. Главный финансовый директор компании Саймон Генри заявил, что, в случае успешного завершения исследовательских работ, компания готова инвестировать по $1 млрд в год в течение следующих пятисеми лет. По прогнозу Shell, доля газа в общем объеме потребляемых Китаем энергоносителей увеличится в последующие десять лет с 4 до 10% . Компания планирует разрабатывать месторождения газа в КНР совместно с Petrochina Co. «Финмаркет», Bloomberg

Льготные ставки пошлины на нефть с Каспия могут ввести в 2011 году Льготные ставки экспортной пошлины на нефть с месторождений Каспия могут начать действовать с 2011 года, сообщил вице-премьер российского правительства, министр финансов Алексей Кудрин. «Я принципиально вчера согласился, что льготная позиция будет, что она будет действовать временно – до выхода компаний на необходимую внутреннюю рентабельность», – сказал Кудрин в середине сентября. Основным бенефициаром льготной пошлины на нефть с Каспия станет «ЛУКОЙЛ» и, в определенной степени, «Роснефть». Именно эти две российские компании особенно активны на каспийском шельфе. Несколькими днями ранее глава Министерства энергетики России Сергей Шматко сообщал, что при разработке нефтяных месторождений на Северном Каспии будут применяться те же льготы, что и на месторождениях в Восточной Сибири. По его словам, такая программа подготовлена Минэнерго и согласована с Министерством финансов, и в ближайшее время решение будет принято. РБК

Последние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

#10 October 2010

INDUSTRY UPDATE would result in reduced investments and potentially lower oil output, we cannot make unequivocal statements now, one has to make calculations,” added Shmatko. He noted that an earlier forecast of Russia’s Ministry for Economic Development had predicted a fall in oil production in 2012 RIA Novosti

Rosneft to Enter Retail Markets in Central Asia Rosneft plans to enter the retail market of Central Asia, the company’s Vice President Igor Romashov told participants of the Sochi Investment Forum. “We operate on the wholesale petroleum products market in the CIS, including Tajikistan and Kyrgyzstan. Without any doubt, we have plans to develop our business in the CIS countries,” Romashov said. He added that Rosneft would create a joint venture named RN – Central Asia, which will handle this particular region. Romashov didn’t rule out the possibility of Rosneft supplying aviation fuel to airlines working in the region Finmarket

Rosneft to Pump 118 Mln Tons This Year Rosneft will produce 118 million tons of oil in 2010, the company’s President Eduard Khudainatov told reporters at the Sochi Investment Forum. Khudainatov added that the company cannot be static and “will follow [Russia’s] production growth.” According to him, Rosneft is currently completing the planning of its production activities in the near future. The results of this survey would be announced in late September. As reported earlier, Rosneft had planned to produce up to 120 million tons of crude oil in 2010 compared to 112.5 million tons produced last year. According to the company’s US GAAP reports, in the first half of the year Rosneft increased its average daily oil output by 8.6 percent, reaching 2.3 million barrels. In the second quarter of 2010 the average oil production (including output of Rosneft’s subsidiaries and the share in dependent companies) grew compared to the second quarter of 2009 by 8.8 percent, totaling 2.3 million barrels per day. Compared to the first quarter of 2010 when the company was pumping 2.288 million barrels per day, production increased by 1.2 percent. RBC

Gazprom Discovers New Offshore Field Gazprom has discovered a new field within the boundaries of the Kirinsky block, developed under the Sakhalin 3 offshore project in Russia’s Far East. The flow of gas was revealed during the testing of the exploration well #1, drilled to the depth of 2,795 meters. In 2010–2013 the company plans to performed detailed field appraisal and assess the reserves of the new discovery. Gazprom

Gazprom Boosts Investment Program by 13 Percent Gazprom’s management board approved specified investment program and budget (financial plan) projects for 2010. The drafts of these documents, as well as the project of cost optimization for 2010 will be considered at the upcoming meeting of Gazprom’s board of directors.

For the latest news, visit www.oilandgaseurasia.com

Добыча нефти в России превысит 500 млн т Добыча нефти в России в 2010 году составит более 500 млн т против 494 млн т в 2009 году, заявил министр энергетики России Сергей Шматко. «В 2010 году за 500 млн т выйдем», – сказал Шматко, отвечая на вопрос о прогнозе добычи нефти на текущий год. «МЭР пересмотрел прогноз курса рубля, и если мы раньше жестко утверждали, что в условиях укрепления рубля и повышения НДПИ на нефть будет происходить сокращение инвестиций и, возможно, снижение добычи, то сейчас однозначных заверений нет, нужно считать», – добавил глава Минэнерго. Он отметил, что при прежнем прогнозе Минэкономразвития ожидалось сокращение добычи нефти с 2012 года. РИА «Новости»

«Роснефть» планирует выйти на розничный рынок Центральной Азии «Роснефть» планирует выйти на розничный рынок Центральной Азии. Об этом сообщил вице-президент компании Игорь Ромашов в рамках Сочинского экономического форума. «Мы работаем на оптовом рынке нефтепродуктов в СНГ, в том числе в Таджикистане и Киргизии. Безусловно, у нас есть планы развития в странах СНГ», – сказал он. В частности, вице-президент сообщил, что готовится создание дочернего предприятия «РН – Центральная Азия», которое будет заниматься именно этим регионом. Он также не исключил, что «Роснефть» может поставлять авиатопливо для авиакомпаний, работающих в регионе. «Финмаркет»

«Роснефть» добудет 118 млн т нефти НК «Роснефть» в 2010 году добудет 118 млн т нефти, сообщил президент компании Эдуард Худайнатов в рамках Инвестиционного форума в Сочи. Он добавил, что компания не может оставаться на месте, «будет идти с ростом по добыче». По словам Худайнатова, в настоящее время завершается процесс планирования дальнейшей производственной деятельности компании, результаты которого будут объявлены в конце сентября 2010 года. Как сообщалось ранее, по итогам 2010 года компания планировала добыть порядка 120 млн т против 112,5 млн т, добытых в 2009 году. По данным отчета «Роснефти» по US GAAP, в I полугодии 2010 года. компания увеличила среднесуточную добычу нефти на 8,6% – до 2,3 млн баррелей. Во втором квартале 2010 года среднесуточная добыча нефти (включая добычу дочерними обществами и долю в добыче зависимых обществ) увеличилась по сравнению со вторым кварталом 2009 года на 8,8% – до 2,3 млн баррелей. По сравнению с первым кварталом 2010 года, когда компания добывала 2,288 млн баррелей в сутки, добыча увеличилась на 1,2%. РБК

«Газпром» открыл новое месторождение на Киринском участке недр ОАО «Газпром» открыло новое месторождение в пределах Киринского участка недр проекта «Сахалин-3», сообщает пресс-служба компании. Приток газа был получен при испытании перспективных объектов в поисковой скважине №1, пробуренной до глубины 2 795 м. В 2010–2013 годах планируется осуществить доразведку и провести оценку запасов открытого месторождения. «Газпром»

«Газпром» увеличил инвестпрограмму почти на 13% Правление одобрило уточненные проекты инвестиционной программы и бюджета (финансового плана) ОАО «Газпром» на 2010 год. Проекты указанных документов, а также проект программы оптимиза-

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

In accordance with Gazprom’s revised investment program for 2010, total investments will reach 905.23 billion rubles, representing an increase of 102.83 billion rubles over the investment program adopted in November 2009. Meanwhile, after the revision capital investments will total 751.84 billion rubles (a 88.28 billion rubles increase over the program adopted last November), of which capital projects account for 740.5 billion rubles, while 11.34 billion rubles will be spent on the acquisition of fixed assets. According to the new investment program, long-term investments would total 153.39 billion rubles, which is 14.55 billion rubles more than in the previous version of the document. Gazprom

Viktor Tolokonsky Is the New Presidential Envoy in Siberian Federal District Russian President Dmitry Medvedev issued a decree appointing Viktor Tolokonsky his envoy in the Siberian Federal District, the Kremlin’s press service reported. In a separate decree Medvedev relieved Anatoly Kvashnin of his duty as presidential envoy in Siberia due to Kvashnin’s transfer to a new job. ITAR TASS

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ ции (сокращения) затрат на 2010 год будут внесены на рассмотрение cовета директоров компании. В соответствии с уточненным проектом инвестиционной программы ОАО «Газпром» на 2010 год, общий объем освоения инвестиций составит 905,23 млрд рублей, что на 102,83 млрд рублей больше по сравнению с инвестпрограммой, утвержденной в ноябре 2009 года. При этом уточненный объем капитальных вложений составит 751,84 млрд рублей (на 88,28 млрд рублей больше по сравнению с инвестпрограммой, утвержденной в ноябре 2009 года), из них расходы на капитальное строительство – 740,5 млрд рублей, на приобретение в собственность ОАО «Газпром» внеоборотных активов – 11,34 млрд рублей. Уточненный объем долгосрочных финансовых вложений составит 153,39 млрд рублей (на 14,55 млрд рублей больше по сравнению с инвестпрограммой, утвержденной в ноябре 2009 года). «Газпром»

Виктор Толоконский стал полпредом президента в Сибирском федеральном округе Дмитрий Медведев своим указом назначил Виктора Толоконского полномочным представителем президента России в Сибирском федеральном округе, сообщила пресс-служба Кремля. Другим указом глава государства освободил Анатолия Квашнина от должности полномочного представителя президента в Сибирском федеральном округе в связи с переходом на другую работу. ИТАР-ТАСС

Последние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

EUROCORR

EFC President Philippe Marcus, “Corrosion Management Is Great Tool to Slash Facilities Downtime and Indirect Costs”

Президент EFC Филипп Маркюс: «Управление коррозией позволит сократить простой производственных объектов и косвенные издержки» Боян Шоч

Bojan Šoć

he good, old “If it ain’t broken, don’t fix it” motto may appeal to many, but when it comes to skilled corrosion specialists, they will always prefer “Prevention is better than cure.” Corrosion management is picking up pace across a wide spectrum of industries as scientists tirelessly promote the benefits of early detection of potential failures and call upon corporations to invest more funds in smart technologies that help fight corrosion. In mid-September OGE met with European Federation Corrosion (EFC) President Philippe Marcus on the sidelines of the EUROCORR congress in Moscow, and asked him to share his thoughts about the event and explain, among other things, why relatively cheap replacement of rusty pipes can ultimately put the performance of your facilities on the verge of financial ruin.

OGE: This is the 30th EUROCORR and as a longtime corrosion expert who’s attended many of these in the past you can certainly offer us a glimpse of a EUROCORR regular throughout this 30-year journey. MARCUS: I’ve certainly attended many, but I’m not sure I can recall the exact number. In the past this event had a different format – those were smaller meetings held once in two or three years. Over time we realized that the corrosion science and engineering were becoming more and more important and we decided to launch EUROCORR. I can’t remember which was the first, but I attended most of them and organized some myself. OGE: This year, Russia is the first-time organizer. What can you say about the hosts’ effort? MARCUS: Before answering that question, let me say a few words about the context of the host country election procedure. We collect bids and the best bid wins. In order to bid to host EUROCORR, a country must have the national corrosion society, which is a member of the European Federation of Corrosion. In the past, this was not the case with Russia, blocking the way for Moscow to bid. However, the creation of its own corrosion society, ANTIKOR, finally removed that hurdle.

тарый добрый девиз «Не чини, коль не сломано» привлекает многих, но когда речь заходит об опытных специалистах по коррозии, они всегда предпочтут ему принцип «Профилактика лучше лечения». Управление коррозией набирает ход в целом ряде отраслей по мере того, как ученые без устали твердят о преимуществах своевременного обнаружения возможных дефектов и призывают компании вкладывать больше средств в «умные» технологии борьбы с коррозией. В середине сентября корреспондент НГЕ встретился в Москве с президентом Европейской федерации коррозионистов (EFC) Филиппом Маркюсом, принимавшим участие в работе Европейского конгресса по коррозии и защите материалов (EUROCORR) и попросил его поделиться впечатлениями от этого мероприятия. Помимо прочего, Маркюс также пояснил почему относительно дешевая замена ржавых труб может в итоге поставить работу предприятий на грань финансового краха.

НГЕ: EUROCORR проходит уже в 30-й раз, а Вы, как признанный эксперт в области борьбы с коррозией и постоянный участник конгресса, наверняка можете рассказать о том, что было у истоков. МАРКЮС: Я действительно принимал участие во многих конгрессах, хотя и не уверен, что смогу точно назвать их число. Раньше у этого мероприятия был несколько иной формат – это были съезды меньшего масштаба, проводившиеся раз в два-три года. С течением времени мы поняли, что наука в области защиты от коррозии и развитие производства средств той самой защиты приобретают все большее значение, в результате чего решили учредить EUROCORR. Сейчас уже не вспомню деталей первого конгресса, но я принял участие в большинстве из них и несколько организовал сам. НГЕ: В этом году Россия впервые стала организатором конгресса. Как оцениваете работу, проделанную хозяевами форума? МАРКЮС: Перед тем, как ответить на этот вопрос, расскажу вкратце о процедуре выбора страны-организатора. Мы Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

EUROCORR ● European Federation Corrosion (EFC) President Philippe Marcus ● Президент Европейской федерации коррозионистов (EFC) Филипп

Маркюс принимаем заявки, и право принять EUROCORR получает победитель конкурса. Одним из условий участия в конкурсе является наличие в стране национального общества по борьбе с коррозией, входящего в состав EFC. В прошлом в России такого общества не было, и именно по этой причине Москва не могла подать заявку на участие в конкурсе. Этот пробел позже удалось ликвидировать – в России было создано общество под названием «АНТИКОР», что открыло дорогу Москве к участию в конкурсе на проведение EUROCORR.

НГЕ: Каковы основные параметры в оценке заявки? МАРКЮС: При приеме заявок мы рассматриваем мно-

OGE: What are the key elements in evaluating a bid? MARCUS: When we receive bids, we look at many aspects. Naturally, the priority is given to the depth of the scientific program. Another aspect is the scale of the event – we want the congress to be as big as possible. And of course, following our scientific policy we don’t want to stage EUROCORR in a limited number of countries. Our selection of Russia for 2010 was backed up on all counts: science is very strong here and has always been; the emergence of the gas giant Gazprom as the event’s sponsor also played a role; and the determination of people at ANTIKOR to host the congress suggested it was the right time to award the event to Russia. We can see that our Russian colleagues share our commitment to cooperate more in different areas, including oil and gas and many other areas such as basic fundamental research, automotive, nuclear industry, etc.

OGE: If you were to pick the three most urgent issues the oil and gas industry needs to tackle, what would they be? MARCUS: I think my colleague Thierry Chevrot who heads EFC’s Oil and Gas Chapter could speak about this in more detail, but obviously, based on what I know, I could say that all the questions related to transportation of gas are very important. Corrosion is an issue not only because of the direct cost associated with it, but even more so because of the indirect cost. Replacing a piece of steel isn’t very expensive, but if you can no longer transport oil or gas, the cost becomes enormous. If you manage it properly, you will reduce the downtime to the minimum and the costs will drop accordingly. Safety is another very important issue, as is the understanding of the processes and the ability to find ways to monitor corrosion. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

жество аспектов. Естественно, приоритетное значения для нас имеет «глубина» научной программы. Еще один важный аспект – масштаб мероприятия: мы хотим, чтобы конгресс был как можно большим. И, конечно же, следуя нашей политике в области науки, мы не хотим, чтобы EUROCORR ограничивался лишь узким кругом стран. Выбор в пользу России на 2010 год был обоснованным во всех отношениях: наука здесь всегда была и остается очень развитой; появление в качестве спонсора мероприятия такого промышленного гиганта как «Газпром» также сыграло свою роль; свой вклад также внесла команда «АНТИКОРа», чья решимость организовать конгресс укрепила нас во мнении, что настало время предоставить это право России. Мы видим, что российские коллеги разделяют наше стремление расширять сотрудничество в различных областях, включая нефтегазовый сектор и многие другие отрасли, например, проведение фундаментальных исследований, автомобилестроение, ядерная промышленность и др.

НГЕ: Если бы Вас попросили назвать три наиболее актуальные проблемы, требующие решения нефтегазовой промышленностью, на чем бы вы остановили свой выбор? МАРКЮС: Думаю, мой коллега Тьерри Шевро, возглавляющий рабочую группу EFC по нефти и газу, мог бы более подробно ответить на этот вопрос, но, исходя из того, что мне известно, могу сказать, что вопросы транспортировки газа становятся все более насущными из-за косвенных издержек. Замена куска металла стоит не слишком дорого, но если вы из-за нее вынуждены временно прекратить прокачку сырья, то расходы становятся огромными. Однако, если коррозией управлять правильно, время простоя можно будет свести к минимуму, в результате чего расходы снизятся соответствующим образом. Еще один очень важный аспект – безопасность, а также понимание коррозионных процессов и организация их эффективного мониторинга. Нельзя упускать из виду и ряд других вопросов: анализ передовой практики, нововведения в требованиях и соответствие нормам – все они имеют очень большое значение в вопросах защиты от коррозии. На этой неделе у меня состоялась беседа с представителем «Газпрома», и он уверил меня, что эти вопросы представляют особый интерес для его компании. Тот факт, что компании и чиновники в России ратуют за развитие более тесных отношений с сообществом коррозионистов, особенно в нефтегазовом секторе, вселяет в EFC надежду. Нам также приятно видеть стабильно растущие мастерство и квалификацию специалистов по предупреждению и защите от коррозии на всех уровнях, будь то инженеры или техники.

EUROCORR We must not neglect a range of other issues, too: analysis of good practice, updates on regulations and standards compliance – all of these matter very much when handling corrosion. This week I had a discussion with a Gazprom representative and he assured me that these issues are of high interest to his company. It is encouraging for EFC to learn that companies and officials in Russia favor the development of a stronger relationship with the corrosion community, and particularly in the oil and gas sector. We are also pleased to see that skills and qualification of staff involved in preventing and fighting corrosion at all levels, be it engineers or technicians, is steadily improving.

OGE: Developed countries are paying more attention to corrosion management to stave off pipe replacement. Do you think this kind of awareness is taking root in Russia, too? MARCUS: I’m afraid I don’t know the situation in this country well enough to answer your question. But worldwide we can clearly see the tendency to prevent halts in operation of pipelines and other installations, which are required when you need to replace a piece of steel. This is being done not just for technical, but economic reasons as well. Corrosion management is important and the awareness about its importance stems from a sound understanding of processes. Meanwhile, scientists need to develop both fundamental and applied research, which is directly related to proper corrosion management. There are certain industry sectors where research has advanced farther than in the oil and gas sector and we can easily see why. Aeronautic and nuclear industries, for instance, can’t afford to wait until a component breaks down to replace it. These sectors require a different kind of management in order to reduce the likelihood of an accident to the minimum. In the oil and gas industry there is no such urgency, probably because of a different financial impact of operational failures. Yet I believe that in the future corrosion prevention will become the top priority issue. OGE: Over many years you’ve headed the research at a leading educational institution in France. What can you say about the level of skills acquired by École Nationale Supérieure de Chimie de Paris graduates pursuing careers as corrosion specialists? Are they getting enough practical training during their studies so they can immediately fit into corporate ranks and make an impact there? MARCUS: It depends very much on which institution we’re talking about. In France, we have a complex system with universities on the one hand and Grands Ecoles on the other, which are basically science and engineering universities. The latter, I think, tend to provide their students with a high level of theoretical skills that help understand the matter and a profound experience in practical aspects. It’s a good balance and it’s very important for corrosion specialists, because this is an area where success is hard to achieve without solid scientific background and practical experience. OGE: Your previous term as EFC president has just expired. Do you plan to run for re-election and what achievements would you single out as highlights of your presidency? MARCUS: It’s a timely question as we’ve had the meetings of board administrators and the General Assembly here in Moscow on Monday and Tuesday (Sept. 13-14 – OGE), and I have been re-elected for another two-year term. The main objectives have been and still are to boost cooperation between academia, universities, research centers and corporate entities, because this is exactly the kind of environment in which EFC has a key role to play.

#10 October 2010

НГЕ: В развитых странах все больше внимания уделяется вопросам управления процессами защиты от коррозии во избежание замены труб. На Ваш взгляд, приживается ли такое понимание и в России? МАРКЮС: Боюсь, что я недостаточно хорошо знаком с ситуацией в России, чтобы ответить на Ваш вопрос. Однако в мире в целом четко прослеживается тенденция предотвращать простои в работе трубопроводов и других объектов, которые возникают при нобходимости замены труб, пораженных коррозией. Это делается не только по техническим, но и по экономическим причинам. Защита от коррозии имеет большую важность, и ее осознание проистекает из ясного понимания процессов. Тем временем, ученым нужно проводить фундаментальные и прикладные исследования, имеющие прямое отношение к организации надлежащей защиты от коррозии. Существуют такие отрасли промышленности, где исследования продвинулись дальше, чем в нефтегазовом секторе, и по вполне понятным причинам. Например, в авиационной и ядерной промышленности специалистам нельзя ждать поломки какого-то компонента, чтобы его заменить. Чтобы минимизировать угрозу аварии в этих отраслях систему управления нужно выстраивать иначе. В нефтегазовой же промышленности в этом нет столь острой необходимости, возможно, из-за иного масштаба финансовых последствий эксплуатационных отказов. Но я убежден в том, что вопросы предотвращения коррозии в будущем станут приоритетными. НГЕ: На протяжении многих лет вы руководите исследовательской деятельностью в одном из ведущих учебных заведений Франции. Как можете охарактеризовать уровень подготовки выпускников École Nationale Supérieure de Chimie de Paris, пытающихся стать специалистами-коррозионистами? Хватает ли им практических знаний, полученных в ходе обучения, для того, чтобы с ходу вписаться в работу компании и проявить в ней заметные результаты? МАРКЮС: Это в большой степени зависит от типа учреждения, о котором говорим. У нас во Франции комплексная система высшего образования, включающая в себя с одной стороны университеты, а с другой – высшие школы (Grandes Ecoles), которые, по сути, являются научно-техническими университетами. Думаю, последним удается обеспечивать студентов высоким уровнем теоретической подготовки, позволяющим понимать сущность и приобретать обширный опыт в практических вопросах. В этом есть хороший баланс, что очень важно для специалистов-коррозионистов, поскольку в этой области трудно добиться успеха без прочного научного фундамента и практического опыта. НГЕ: Срок вашего пребывания на посту президента EFC недавно истек. Планируете ли баллотироваться вновь, и какие достижения вы лично бы отметили за время своего президентства? МАРКЮС: Вопрос весьма своевременный, поскольку здесь, в Москве, в понедельник и вторник (13-14 сентября – НГЕ) прошли заседания cовета администраторов и oбщего собрания, по итогам которых я был переизбран еще на один двухлетний срок. Главными целями были и остаются содействие сотрудничеству между академическими кругами, университетами, исследовательскими центрами, корпорациями, потому что это именно та среда, в которой EFC играет ключевую роль, а также информирование общественности по вопросам защиты от коррозии. Oil&GasEURASIA

INDUSTRY STANDARDS

Russia Updates National Standards and Picks Up Pace at ISO Россия обновляет национальные стандарты и активизирует работу в ISO Elena Zhuk

ith the advent of the market economy, the Russian oil and gas industry community acquired the right not only to select the equipment from any available worldwide, but also to co-operate with foreign equipment vendors and technology developers. To derive the maximum benefit of mutual relations with foreign partners through the application of high technologies, the state and business in Russia are hastening to regulate these relations using standardization as a core tool. Establishing new national standards and harmonizing them with international standards has become a subject of strong attention and a trend seen in company activities over the past five years. Moreover, ambitious developers of domestic standards are trying to achieve a breakthrough in quality in this domain, to promote Russia as a trend-setter in the field of standardization worldwide.

Елена Жук

приходом рыночной экономики российские нефтяники и газовики получили право не только выбирать оборудование любых существующих в мире образцов, но и сотрудничать с зарубежными поставщиками оборудования и разработчиками технологий. Чтобы извлечь максимальную пользу от взаимоотношений с иностранными партнерами за счет применения передовых достижений, государство и бизнес в России спешат регламентировать эти отношения, используя в качестве одного из главных инструментов стандартизацию. Предметом пристального внимания и направлением активной работы в течение прошедших пяти лет стало создание новых национальных стандартов и их гармонизация с международными. Более того, амбициозные разработчики отечественных стандартов пытаются добиться в этой сфере качественного прорыва, при котором Россия могла бы стать «законодательницей моды» в области стандартизации в международном масштабе.

Why National Standards?

SOURCE: ROSSTANDART / ИСТОЧНИК: РОССТАНДАРТ

In addition to revising outdated standards inherited as a Зачем нужны национальные стандарты? Кроме ревизии морально устаревших стандартов советсSoviet legacy, today Russian developers face another important objective – to eliminate regulatory gaps in areas where there are кой эпохи, перед российскими разработчиками сегодня стоит еще одна важная задача – ликno standards at all! Вклад в разработку стандартов видировать нормативные In this context, Investments in standards preparation пробелы в отдельных сферах, one of the most striking в которых стандарты отсутсexamples is the standardтвуют вообще. ization of the rules for Один из самых наглядthe production and supных примеров в данном ply of liquefied natural контексте – стандартизация gas (LNG). Incidentally, норм производства и постаplans are underway to вок сжиженного природноbegin construction of an го газа (СПГ). К слову, через LNG plant on the Yamal 5-7 лет планируется начать Peninsula in 2015-2017, строительство завода СПГ на which should become Ямале, который должен стать Russia’s second largest вторым в России после завоplant after the Sakhalin да на Сахалине, построенного plant built eighteen полтора года назад. months ago. «Завод по сжижению “The gas liqueгаза, который был построfaction plant built ен на Сахалине, практичесin Sakhalin is almost ки полностью базируется на entirely based on foreign

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

technology. Mainly on Shell’s technology,” Russian Union of Oil and Gas Producers (UOGP) President Gennady Shmal said during an interview with OGE during the NeftegazStandart2010 International Conference held in Salekhard. Taking Shmal at his word, the turning point in the transfer of Western technology has come, and domestic businesses has had enough time to adopt foreign expertise: now Russians ● Russian Union of Oil and can move forward on their own Gas Industrialists President on the Yamal Peninsula which Gennady Shmal yields more than 90 percent of ● Президент Союза нефтеRussia’s gas. газопромышленников “I think we have enough России Геннадий Шмаль brains to build an LNG plant on the Yamal Peninsula using Russian equipment. Just remember the first Yamal gas field, Medvezhe, where all the gas processing facilities involved French equipment. In Urengoi, the first two plants also used some French equipment”, Shmal said. He added, “All other GPF’s in Urengoi, which were 2 to 3 times more powerful than the Medvezhe field, were built with domestic equipment.” Schmal said he believed there is still time to develop standards to ensure ● Rosstandart deputy head that “one could build an LNG Alexander Zazhigalkin plant on the Yamal Peninsula, in ● Заместитель руководитеgeneral, using our domestically- ля Росстандарта Александр Зажигалкин manufactured equipment.” Alexander Zazhigalkin, the deputy head of Rosstandart, encourages strengthening Russian equipment manufacturers’ foothold . “If we apply an international standard, we open the road, maybe to a good producer, but still an exporter,” says he. Zazhigalkin adds that even in countries with a high degree of integration into the global economy, such as Germany, the share of national standards is 40%. In addition, Zazhigalkin stresses the importance of “the degree of modernity” of the national standards. “Technical regulation everywhere always relies on standards,” Anatoly Baryshnikov, the coordinator of the International Standardization department at Eni E & P, the RG8 Head to harmonize standards between TK12 CEN and the CIS told OGE is response to a question on the role of national standards elsewhere. “Another thing is that mandatory implementation of standards is different in some countries. Oftentimes, the responsibility for complying with standards rests with the corporations. This is no small point because corporations tend to have higher demands for their services, products and technologies. Some states have a good understanding of this.” Baryshnikov cited the case of Norway as exemplary. Previously Norway had a number of serious accidents on the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОМЫШЛЕННЫЕ СТАНДАРТЫ иностранных технологиях. Главным образом, на технологиях Shell», – отметил в интервью НГЕ президент Союза нефтегазопромышленников России (СНГПР) Геннадий Шмаль в ходе проведения международной конференции «Нефтегазстандарт2010» в Салехарде. Если прислушаться к словам главы СНГПР, то переломный момент в процессе трансфера западных технологий уже наступил, зарубежный опыт отечественные компании перенять успели, и на Ямале, где добывается более 90% российского газа, могут обойтись собственными силами. «Я думаю, что у нас хватит ума построить завод по сжижению природного газа на Ямале с применением российского оборудования. Достаточно вспомнить, что на первом ямальском газовом месторождении, Медвежьем, все установки комплексной подготовки газа (УКПГ) были на французском оборудовании. В Уренгое на первых двух установках тоже использовалось французское оборудование. Все остальные УКПГ Уренгоя – причем они были в 2-3 раза мощнее, чем на Медвежьем месторождении – уже были построены на отечественном оборудовании». Шмаль считает, что пока еще есть время на разработку стандартов для того, чтобы «можно было построить завод СПГ на Ямале, в основном, с использованием нашего отечественного оборудования». Укрепить позиции российских производителей оборудования призывает и заместитель руководителя Росстандарта Александр Зажигалкин. «Если мы используем международный стандарт, мы открываем дорогу, может быть, хорошему производителю, но все-таки экспортеру», – отмечает он. Зажигалкин

How Can Standards Best Be Harmonized? While RosStandard notes that the degree of national standards harmonized with international standards in Russia is on average 44 percent, the oil and gas industry which is the powerhouse of the national economy, averages only 11 percent. Deputy Rosstandard Head Alexander Zazhigalkin said he believed globalization means striving for corporate standards and attitudes towards standardization in general. “First and foremost, the oil and gas industry is very extensive, covering a large number of standards in various sectors ranging from engineering and manufacturing of oilfield equipment through to the utilization of associated gas,” Zazhigalkin said, “The second problem is the active development of international standards. They are adopted in lots, so we do not have time to get them harmonized. In addition, we had a dramatic downturn lasting approximately from 1995 to 2005, when we did not develop any standards and lost momentum. The third reason is oil and gas companies’ commitment to international and corporate standards. When implementing various international projects with foreign partners, Russian companies are guided by the standards of ISO, API, DNV, etc., or develop their own corporate systems such is the case at Gazprom, Transneft and LUKOIL.” Zazhigalkin noted that as far as national standardization is concerned, “it is not that the companies are not interested, but they have found another way of shaping the technical requirements using either international standards or generating corporate ones.” This, he says, has resulted in the loss of interest towards the national standardization on the part of companies with changes coming somewhat slower. “There were also some organizational problems,” adds Zazhigalkin, “We had to reschedule a number of technical committees for standardization, but when TK23 was launched combining a number of subcommittees the activity was up again.”

INDUSTRY STANDARDS shelf entailing compliance with the requirements of national standards developed by the state. According to Baryshnikov, later on the state signed some agreements with the business community, who took on the main responsibility. “Standards are optional and voluntary, but there is a minimum level of requirements prescribed by the state standards with the businesses deciding for themselves which standards should be taken for guidance and, quite often, their demands are higher,” Baryshnikov says.

Businesses to Develop Standards According to data quoted by Zazhigalkin (see Table 1), the contributions abroad to the development of industry standards for small and medium-sized businesses and professional organizations are as high as 85-90 percent, while in Russia they are a mere 7-10 percent.

Kazakhstan’s Poster Child Among the issues of standardization in the CIS, Konstantin Baryshnikov mentioned the lack of coordination which leads to the adoption of often mutually nonequivalent standards, such as the Russian GOST R and Kazakhstan’s ST RK. “In the future,” he argues, “Russia could adopt the international standard for the offshore pipelines.” Kazakhstan is doing approximately the same. There are no problems in the case of offshore pipelines, because there are no existing construction guidelines for them regarding the onshore. Therefore, Baryshnikov said, when preparing standards for ground transportation facilities one should take into account the availability of construction guidelines and create a harmonized standard based on DNV or any other international standard. Data from 2010 shows that Kazakhstan has the largest number of standards harmonized this year with the ISO TK 67 of all CIS countries. “The level of harmonization of national standards with international ones in the oil and gas industry of Kazakhstan is 91.4 percent,” Kuanysh Yelikbaev, the Head of Technical Regulation at the GDU NGP JSC at the Ministry of Oil and Gas Industry of Kazakhstan said. Yelikbaev said that Kazakhstan has enacted more than 60 technical regulations to date. For comparison, Russia has enacted only 20. “We hope that Kazakhstan’s experience in developing standards and technical regulations should promote the development of the Customs Union and after some necessary adjustments our technical regulations will become the basis of technical regulations for the Customs Union,” adds Yelikbaev. Among other issues of interstate standardization, Baryshnikov mentioned the duplication of effort, the lack of effective regulatory frameworks and high cost of operations. For example, the cost of adopting a single standard in Kazakhstan is about 400,000 rubles. Problems are also created by the poor quality of translation and the delayed revision of adopted standards.

Казахстанский пример для подражания Среди проблем стандартизации в СНГ Константин Барышников называет отсутствие координации, приводящее к принятию зачастую неэквивалентных друг другу стандартов, например российского ГОСТ Р и казахстанского СТ РК. «В будущем, - рассуждает он, - Россия может перейти на международный стандарт по морским трубопроводам. В Казахстане

#10 October 2010

добавляет, что даже в странах с такой высокой степенью интеграции в мировую экономику, как Германия, доля национальных стандартов составляет 40%. При этом Зажигалкин отмечает важность «степени современности» национальных стандартов. «Техническое регулирование везде основывается на стандартах, – отвечает на вопрос НГЕ о роли национальных стандартов в других странах координатор Международной стандартизации в Eni E&P, руководитель РГ8 по гармонизации стандартов между ТК12 СЕН и СНГ Анатолий Барышников – Другое дело, что обязательность выполнения стандартов в ряде стран разная. Зачастую ответственность за соблюдение требований стандартов лежит на корпорациях. Это немаловажный пункт, потому что корпорации, как правило, имеют

делается примерно то же самое. В случае с морскими трубопроводам проблем нет, потому что на них нет СНИПов, а на наземные трубопроводы - есть». Поэтому, по мнению Барышникова, при создании стандартов на наземный транспорт нужно учитывать наличие СНИПов и создавать гармонизированный стандарт, взяв за основу DNV или любой другой международный стандарт. По данным 2010 года наибольшее число стандартов, гармонизированных в этом году с ISO TK 67 в странах СНГ - у Казахстана. «Уровень гармонизации государственных стандартов с международными в нефтегазовой отрасли Казахстана составляет 91,4%», - отмечает начальник управления технического регулирования АО «ГДУ НГП» при Министерстве нефтяной и газовой промышленности РК Куаныш Еликбаев. По словам Еликбаева, к

Гармонизации Стандартов ИСО ТК67 в СНГ на 2010 ISO ТК67 Standards harmonization in CIS in 2010

настоящему времени в Казахстане принято более 60 технических регламентов. Для сравнения, в РФ - только 20. «Мы надеемся, что опыт Казахстана в разработке стандартов и технических регламентов послужит развитию Таможенного союза и наши технические регламенты после необходимой корректировки послужат основой технического регламента Таможенного союза», - добавляет Еликбаев. В числе других проблем межгосударственной стандартизации Барышников называет дублирование работ, отсутствие эффективной нормативной базы, высокую стоимость работ. Например, стоимость принятия одного стандарта принятие в Казахстане составляет около 400 тыс. рублей. Проблемы создают также низкое качество перевода и несвоевременный пересмотр принятых стандартов. Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

ПРОМЫШЛЕННЫЕ СТАНДАРТЫ

Алексей Вахрушев, менеджер по инжинирингу и стандартизации ЗАО «Акватик» Опыт создания международных стандартов в рабочей группе под председательством российской компании в рамках ИСО ТК67 Рабочая группа ISO TC67 WG5 “Алюминиевая бурильная труба”, объединяющая 41 специалиста из 8 стран, была создана в 1996 году. Она тесно сотрудничает с Росстандартом и Американским нефтяным институтом в области создания и гармонизации нацстандартов на базе существующих международных стандартов ИСО. В настоящее время группа работает над: ● ИСО 15546 «Алюминиевая бурильная труба»; ● ИСО 20312 для проектирования и применения БК с компонентами из алюминиевых сплавов; ● ИСО 27627 «Калибры для трубной резьбы алюминиевой бурильной трубы»; ● ИСО 13085 «Трубы из алюминиевых сплавов в качестве НКТ». Разрабатываемые стандарты выходят за область деятельности, определяемую названием группы, поэтому перед техкомитетом неоднократно ставился вопрос о создании на ее базе подкомитета по алюминиевой трубной продукции. Вопрос остался открытым, но при соответствующем финансировании может быть решён положительно. С 1999 года ЗАО «Акватик» принимает активное участие в разработке стандартов в рамках ISO TC67 WG5 и оказывает надлежащее финансирование, поскольку считает, что стандарты - эффективный инструмент развития бизнеса и продвижения новых технологий на рынок, поэтому необходимо увеличивать участие малого, среднего и крупного частного бизнеса в работе по созданию стандартов как в рамках Росстандарта, так и в рамках ИСО. But it cannot be said say that Russian business is idle. According to Andrew Lotsmanov, the first deputy head of the RSPP committee on technical regulation, standardization and conformity assessment, high activity is being displayed by pipe manufacturers, who teamed up to fund the development of new standards brought into harmony with international standards.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

повышенные требования к своим услугам, продукции, технологиям. В ряде государств это поняли». Барышников считает показательным пример Норвегии, где ранее произошел ряд серьезных аварий на шельфе в условиях выполнения требований национальных стандартов, разработанных государством. По словам Барышникова, после

INDUSTRY STANDARDS

Alexei Vakhrushev, engineering and standardization manager, Aquatic The ISO TC67 WG5 “Aluminum drillpipe” working group featuring 41 specialists from eight countries was created in 1996. It cooperates closely with Rosstandart and API to create and harmonize national standards on the basis of existing ISO international standards. Currently, the group is working on the following standards: ● ISO 15546 “Aluminum drillpipe” ● ISO 20312 for designing and application of drillstring with components made of aluminum alloys ● ISO 27627 “Calibers for pipe threads of aluminum drillpipe” ● ISO 13085 “Pipes of aluminum alloys used as coiled tubing”

#10 October 2010

этого были заключены соглашения государства с бизнесом, на который легла основная ответственность. «Стандарты необязательны, добровольны, но минимальный уровень требований прописан в государственных стандартах, а бизнес уже сам решает, по каким нормам ему работать и, зачастую, у него требования выше», – говорит Барышников.

Разработкой стандартов занимается бизнес

По данным, приведенным Зажигалкиным (см. таблицу 1.), за рубежом вклад в разработку промышленных стандартов малых и средних предприятий и профессиональных организаций составляет 85-90%, в то время как в России – всего 7-10%. Но нельзя сказать, что российский бизнес бездействует. По словам первого заместителя руководителя комитета РСПП по техническому регулированию, стандартизации и оценке соответствия Андрея Лоцманова, высокую активность проявляют производители труб, которые, объединившись, финансируют разработку новых и гармонизацию международных These standards spread beyond the area of activity defined in стандартов. «Если например, Росстандарт дает на разработку the group’s name and that is why the Technical Committee was 400 тыс. рублей, то бизнес трубной отрасли к этой сумме asked a number of times to create a subcommittee for alumiдобавляет еще 1,5-2 млн рублей на разработку стандарта», num pipe products. The issue still remains open, but if necessary – отмечает Лоцманов. financing is secured, it could be resolved positively. Все более активно разработка стандартов финансируется «Газпромом», многие внутренние стандарты компании станоSince 1999 Akvatik has been taking an active part in the develвятся национальными и даже получают шанс лечь в основу opment of standards within the ISO TC67 WG5 working group стандартов ISO. В 2009-2010 годах по данным Технического and is providing funds because it regards standards as an effiкомитета по стандартизации ТК23 «Техника и технологии cient tool to develop business and promote new technology in the добычи и переработки нефти», созданного при активном market. That is why we need to increase the participation of small, участии «Газпрома», ТК23 утверждены и введены в дейсmidsize and large private businesses in setting up standards both твие 13 национальных стандартов. За двухлетний период as part of Rosstandart and ISO. также было рассмотрены 38 проектов международных стан“If, for example, the RosStandard provides 400,000 rubles дартов, при этом в комитет ISO ТК 67 замечания и отзыfor research, then the pipe industry will add 1.5-2 million rubles вы направили 24 организации. Среди наиболее активных more to this amount to develop standards,” Lotsmanov said. членов ТK23, отмечены Российский морской регистр судоThe development of standards has been financed increas- ходства, «Газпромэнергодиаг-ностика», «Сургутнефтегаз» и ingly by Gazprom, and many of the company’s corporate stan- «СевКавНИПИгаз». dards are becoming national standards; some Gazprom stanПо заказу «Газпрома» недавно разработан стандарт в dards may even get the chance to form the basis of ISO stan- области качества СПГ, который по словам директора отраслеdards. In 2009-2010, a total of 13 national standards were вого Центра обеспечения качества продукции и сертификаapproved and enacted, according to the Technical Committee ции ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Дениса Тихомирова необходим for Standardization TK23, “Technique and Technology of Oil для того, чтобы согласовать исходные требования поставки, Extraction and Refining”, set up with the active participation of так как от качества исходного газа существенно зависит и Gazprom. качество СПГ. «Стандарта ISO на качество СПГ не существует. During this two-year period, another 38 projects В нем нет необходимости, ведь торговля on international standards were reviewed, whereby СПГ носит спотовый характер, каждый раз 24 organizations sent 67 comments and reviews to продается партия согласованного качестthe ISO TC committee. The most active members ва, – объясняет Тихомиров. – У каждого of TK23 included the Russian Maritime Register of производителя получается свое качество, Shipping, GazpromEnergoDiagnostics, Surgutneftegaz и он ориентируется на определенные терand SevKavNIPIgaz. миналы. К примеру, высококалорийный A standard for LNG quality was recently develСПГ производит Ближний Восток и продает oped on a request from Gazprom. Denis Tikhomirov, Корее и Японии, менее калорийный СПГ the director of the Industry Branch Center for Product продается США. Кроме того, в США разные Quality Assurance and Certification at Gazprom терминалы могут принимать СПГ разноVNIIGAZ LLC, said this standard is required to accomго качества, ведь там нет единой системы modate the reference gas supply requirements since ● Anatoly Baryshnikov, магистральных трубопроводов». the quality of LNG depends substantially on the quality the coordinator of the International Standardization ISO: русские идут! of the original gas. Планируется, что этот стандарт “There is no ISO standard for the quality of LNG. It department at Eni E & P «Газпрома» станет национальным. Кроме is not needed, because LNG trades on the spot market, ● Координатор Междунаwhere every time a batch of a certain quality is sold,” родной стандартизации в Eni того, по словам Тихомирова, в Комитете TC193 ISO создается рабочая группа по вопTikhomirov explains. “Each manufacturer gets his own E&P Анатолий Барышников

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

ПРОМЫШЛЕННЫЕ СТАНДАРТЫ

Как повысить уровень гармонизации стандартов? В то время как степень гармонизации национальных стандартов с международными в России по данным Росстандарта в среднем составляет 44%, нефтегазовая отрасль, являющаяся локомотивом отечественной экономики, с уровнем в 11% оказалась в хвосте этого рейтинга. Причиной этого, по мнению заместителя руководителя Росстандарта Александра Зажигалкина, являются глобализация, стремление к корпоративному стандарту и отношение к стандартизации в целом. «В первую очередь, нефтегазовая отрасль очень обширна, охватывает большое количество стандартов в самых разных секторах, от машиностроения и производства нефтяного оборудования до утилизации ПНГ, – говорит Зажигалкин. – Вторая проблема – активное развитие международных стандартов. Принимается их достаточно много, мы не успеваем гармонизировать. Кроме того, у нас был серьезный провал приблизительно с 1995 до 2005 года, когда мы не разрабатывали стандарты и потеряли динамику. Третья причина – ориентация нефтегазовых компаний на международные и корпоративные стандарты. Реализуя различные международные проекты с зарубежными партнерами, российские компании ориентируются на стандарты ISO, API, DNV и т.д. или разрабатывают собственные корпоративные системы, как “Газпром”, “Транснефть” и “Лукойл”». Как отмечает Зажигалкин, в национальной стандартизации компании «не то что не заинтересованы, они нашли другой способ формирования технических требований, используя либо международные стандарты, либо формируя корпоративные». В результате потери интереса к национальной стандартизации со стороны компаний, изменения отслежива-лись менее активно. «Были еще организационные проблемы, – добавляет Зажигалкин. – Нам пришлось реструктурировать ряд технических комитетов по стандартизации, но когда заработал ТК23, объединивший в себе ряд подкомитетов, активность начала возрастать». quality and focusses on specific terminals. For example, a highcalory LNG is produced in the Middle East and sold to Korea and Japan, while a less caloric LNG is sold to the US. Moreover, various terminals in the United States can accept LNG of varying qualities since there is no uniform system of trunk pipelines there.”

ISO: The Russians Are Coming! There are plans to make this Gazprom standard a national one. In addition, Tikhomirov said, ISO/TC Committee 193 is setting up a working group on LNG quality which will involve some Russian specialists. “It is a joint idea to create a standard that would set at least some limits, because the range of caloric LNG is

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

росам качества СПГ с участием российских специалистов. «Это совместная идея создать стандарт, который устанавливал бы хоть какие-то границы, потому что диапазон калорийности СПГ очень большой и трудно прогнозировать качество газа, который будет получен и принят. Кроме того, СПГ имеет свойство менять характеристики в ходе транспортировки, терять калорийность», – говорит Тихомиров. «Если мы сумеем найти компромисс между крупнейшими производителями и поставщиками, а это Япония, Корея и США, то мы такой стандарт создадим. Рабочее его название LNG management. В качестве основы планируем предложить наш национальный стандарт, который после доработки и

INDUSTRY STANDARDS

#10 October 2010

very broad and it is hard to predict the quality of gas to прохождения соответствующей процедуbe received and adopted. Furthermore, the LNG tends ры согласования, может стать международto change its characteristics during transport losing ным», – добавляет он. В области международной стандартиcalories,” says Tikhomirov. зации СПГ, по словам Тихомирова, были “If we can find a compromise among major также выявлены несовершенства междунаproducers and suppliers which includes Japan, Korea родного стандарта ISO 8943 по отбору проб. and the U.S., then we will create such a standard. Its С учетом изученного зарубежного опыта в tentative name is LNG Management. We plan to offer «Газпроме» разработали рекомендации для our national standard for the basis and it may become внутреннего пользования, которые пока international after some modification and passing будут использоваться в малотоннажном relevant approval procedures ,” he adds. производстве сжиженных углеводородAs far as international LNG standardization is conных газов для автомобильных заправок, cerned, Tikhomirov said some imbalances in the ISO а о технической проблеме в международ8943 sampling standard have been identified. In light ном стандарте российские специалисты of foreign expertise that has been analyzed, Gazprom готовились доложить в Хьюстоне в конце has developed its recommendations for internal appliсентября на заседании комитета ISO, разcations, which have to be used in the small-scale production of liquefied petroleum gas for vehicle refueling ● Kuanysh Yelikbaev, the head работавшего этот стандарт. На конференции в Салехарде in preparation for the technical problem in the inter- of Technical Regulation at the Тихомиров принимал поздравления коллег national standard to be reported to Houston by Russian GDU NGP JSC at the Ministry of Oil and Gas Industry of с связи с избранием руководителем подspecialists in late September at the ISO/TC meeting. комитета 2 (ПК2) «Трубопроводные систеAt the conference in Salekhard, Tikhomirov Kazakhstan received congratulations from his colleagues, for ● Начальник управления тех- мы» ISO/ТС 67 «Материалы, оборудование нического регулирования АО и морские сооружения для нефтегазовой being elected to head the Subcommittee 2 (PC2) «ГДУ НГП» при Министерстве и нефтехимической отрасли». К слову, он “Piping systems” ISO/TC 67, “Materials, equipment нефтяной и газовой промышстал первым россиянином, возглавившим and offshore structures for petroleum, petrochemical ленности Казахстана Куаныш подкомитет ISO, и на этом посту прорабоand natural gas industries”. By the way, Tikhomirov Еликбаев тает как минимум три года. Одной из важbecame the first Russian to head an ISO subcommitнейших задач, которые предстоит решать, tee, and he will hold the position for a minimum of three years. Tikhomirov believes one of the major challenges that Тихомиров считает выпуск стандартов ISO на русском языке, lie ahead is to publish the ISO standards in Russian, as it is one of являющемся одним из международных языков организации. the organization’s international languages. This could facilitate Это в значительной степени может облегчить работу со станthe standards application to a large degree by the professional дартами специалистов, сетующих ныне на низкое переводов. community which today laments the poor quality of current Не вместо, а вместе translations. Академик Всеволод Кершенбаум считает ошибкой применение международных стандартов взамен гармонизации. «До In Concert Rather Than In Lieu Of The academic Vsevolod Kershenbaum said he thinks it is a сих пор мы создаем по нашим стандартам не только устаревmistake to apply international standards instead of harmoniza- шую, как сообщают многие СМИ, но и современную технику», tion. “We still manufacture not only outdated technologies, as – заявил он. Однако, с утверждением, что стандарты должны many media report, but modern technologies, too, and they are изменяться, согласился бы любой участник салехардской конbased on Russian standards,” he said. However, any participant in ференции. the Salekhard conference would agree with the assertion that the По мнению заместителя директора Центра «Морские standards should be changed. нефтегазовые месторождения» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Marat Mansurov, the assistant manager of the Offshore Марата Мансурова, ГОСТы были, по существу, стандартами Oil and Gas Deposits Centre at Gazprom VNIIGAZ LLC, says the административной системы, а рыночные условия диктуют GOST standards were, in essence, the standards of an administra- новые требования. Разницу между двумя системами он видит tive system, while market conditions dictate new requirements. в том, что стандарты советские стандарты ГОСТ были более He sees a difference between the two systems in that the жесткими, а современные международные стандарты обесSoviet GOST standards were more stringent, while the interna- печивают больше возмож-ностей оперативной адаптации. И tional standards of today provide more opportunities for rapid это не взгляд со стороны. На заседании ТК23, состоявшемся во adaptation. And this is not the point of view of an outsider. At the время проведения конференции, члены комитета большинсTK23 meeting held during the conference, the members of the твом голосов приняли проект стандарта ГОСТ Р/DNV-OS-F101 committee approved by a majority vote the draft standard GOST «Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопP/DNV-OS-F101, “Oil and Gas Industry. Submarine Pipeline роводные системы. Общие технические требования», предSystems. General Technical Requirements“, which Mansurov ставленный Мансуровым. В основу документа, который после submitted. утверждения Росстандартом сможет стать национальным, лег This document, which could become a national standard схожий стандарт DNV, поскольку в области стандартизации after being adopted by Rosstandart, is based on the DNV standard. подводных трубопроводных систем, по словам Мансурова, Mansurov says the DNV is authoritative enough in sub-sea stan- авторитет DNV достаточно высок и норвежский опыт может dards that the Norwegians’ experience can be quite helpful. быть очень полезен.

Oil&GasEURASIA

OFFSHORE

China Snatches Contract to Build Jack-up Drilling Rig for Ukraine СПБУ для Украины соберут в Китае Andrei Starostin

n 2011, the China Precision Machinery Import Export Corporation (CPMIEC) will supply the Ukrainian Fuel and Energy Ministry and the Ukrainian State JSC Chernomorneftegaz with a Super M2 series self-submersible drilling rig (SSDR). The value of the transaction has not yet been disclosed. The purchase of the new platform is meant to enhance Ukraine’s modest SSDR fleet which consists of two locallyassembled floating platforms. Super M2 series platforms are manufactured in China under license from Friede Goldman United (USA); this license was purchased by China Communications Construction Company for $125 million this past August. Before the decision to buy the SSDR in China, Ukraine’s floating unit fleet was comprised of two, old Kaspi-series Tavrida and Sivash platforms. The platforms were assembled based on designs drafted by the Korall engineering bureau at the Russian Astrakhansky Korabel (Astrakhan Shipwright) plant in the 1980s, but the Chernomorsky Sudostroitelny Zavod (Black Sea Shipbuilding Plant) (Nikolayev, Ukraine), which considerably improved the original design, is

Андрей Старостин

итайская национальная экспортно-импортная корпорация точного машино-строения CPMIEC в 2011 году поставит Министерству топлива и энергетики Украины и украинской государственной компании ГАО «Черноморнефтегаз» самопогружную буровую установку (СПБУ) серии Super M2. Стоимость сделки пока не разглашается. Для Украины покупка новой платформы призвана оживить скромный парк ее СПБУ, который пока что состоит из двух платформ местной сборки. Платформы серии Super M2 выпускаются в Китае по лицензии американской компании Friede Goldman United, приобретенной в августе этого года за $125 млн китайской China Communications Construction Company. До решения о покупке СПБУ в Китае платформенный парк Украины формировали две старые платформы «Таврида» и «Сиваш» серии «Каспий». Они были собраны в 1980-х годах на российском заводе «Астраханський корабел» по проекту КБ «Коралл». Конечным производителем платформ считается «Черноморский судостроительный завод» из Николаева, существенно доработавший изначальный проект. На украинской верфи, которая в Jack-up drilling rigs’ status as of end of November 2009 те годы специализироСостояние СПБУ в мире на конец ноября 2009 года валась на производстве атомных авианосцев, на платформы навесили выдвижные буровые консоли («кантиливеры»), существенно расширив область применения СПБУ этой серии. Кроме разведочного бурения, они получили возможность бурить дополнительные промысловые скважины, рядом со стационарными буровыми платформами (СБП), которые работают на уже открытых место-

SOURCE / ИСТОЧНИК: RIGZONE

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

ШЕЛЬФ

considered to be the Jack-up Drilling Rig Construction by Country 2006-2013 ultimate manufacturer Страны, где ведется строительство СПБУ в 2006-2013 годах of the platforms. Completion Year / Завершение строительства Total / The Chernomorsky Country / Страна Всего 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Sudostroitelny Zavod – which at the Singapore / Сингапур 7 14 18 11 9 4 63 time specialized in China / Китай 1 1 2 9 5 3 7 28 manufacturing nuclearUnited States / США 1 4 5 4 4 3 21 powered aircraft carriers United Arab Emirates / ОАЭ 4 7 1 12 – equipped the platforms with cantilever jackMalaysia / Малайзия 4 1 5 ups which significantly Iran / Иран 2 1 2 5 expand the application India / Индия 1 1 1 3 area for SSDRs in this Brazil / Бразилия 2 2 series. Apart from prospective drilling, Indonesia / Индонезия 1 1 2 SSDRs acquired Russia / Россия 1 1 the ability to drill Mexico / Мексика 1 1 additional production wells alongside fixed Vietnam / Вьетнам 1 1 drilling rigs (FDR) TOTAL / ИТОГО: 9 19 25 35 31 14 4 7 144 operated at fields under SOURCE / ИСТОЧНИК: RIGZONE development. The Russian Kaspi platforms had not had this capability before. рождениях. Такой возможности российские платформы From 1990 to 2007, the two old SSDRs were enough «Каспий» ранее не имели. to enable Chernomorneftegaz to fully execute its modest На протяжении 1990-2007 годов парк из двух старых exploration programs and to lease exploration drilling СПБУ позволял «Череноморнефтегазу» полностью закрыequipment to other countries. This included Romania, вать скромные разведочные программы компании, а также,

Odesskaya Oil and Gas Bearing Structure

Одесская нефтегазоносная структура

Location: The Odesskaya oil and gas bearing structure is located in the north-western sector of the Black Sea, north of the Delfin (Dolphin) structure and to the west of the Skifskaya and Gordiyevich structures. The structure’s easternmost point is more than 200 km away from the western Crimean coast and 150 km away from Zhebriyanskaya Bay on the south side of Odessa Region (in the Danube estuary). Along with the Odesskaya structure, this sector of the Black Sea contains two functional Romanian gas fields – the Western and Eastern Swan – as well as Ukrainian structures such as Delfin, Komsomolskaya, Krayevaya, Olimpiyskaya, Zonalnaya and the Gubkin structure. Exploration: The geological parameters of the Odesskaya structure were identified in mid 1990s as the result of the first general assessment of the geological reserves on the Ukrainian shelf. The assessment was performed by U.S. Western Atlas Inc. upon request of the Ministry of Natural Resources of Ukraine. Development: The first exploratory well 1,670 m deep was drilled in the east of the Odesskaya structure in 2006. The drilling operations were carried out by Chernomorneftegaz at its own expense, using its own Tavrida self-submersible drilling rig (SSDR). At that time the company announced its confirmation of the commercial gas and condensate reserves in this part of the Odesskaya structure, amounting to 11 billion cubic meters of gas . In 2007, upon acquiring the gas field passport and using its own resources, Chernomorneftegaz commissioned the first horizontal production well about 3,000 m deep and an underwater gas pipe-

Месторасположение: Одесская нефтегазоносная структура расположена в северо-западном секторе Черного моря -- к северу от структуры Дельфин и к западу от структур Скифская и Гордиевича. Крайняя восточная точка структуры расположена на расстоянии более 200 км от западного берега Крыма и в 150 км от Бухты Жебриянской на юге Одесской области (в дельте Дуная). Наряду с Одесской структурой, в этом секторе Черного моря расположены 2 действующих румынских месторождения газа Западный и Восточный Лебедь, а также, украинские структуры Дельфин, Комсомольская, Краевая, Олимпийская, Зональная и структура имени Губкина. Разведка: Геологические параметры Одесской структуры были выявлены в середине 1990-х годов в результате проведения первой общей оценки перспективных запасов украинского шельфа. Оценку по заказу Минприроды Украины проводила компания U.S. Western Atlas Inc. Разработка: Первая разведывательная скважина глубиной 1 670 м была пробурена на востоке Одесской структуры в 2006 году. Бурение призвела компания «Черноморнефтегаз» за собственные средства с привлечением своей же СПБУ «Таврида». В этот период компания заявила о подтверждении промышленных запасов газа и конденсата в этой части Одесской структуры в объеме 11 млрд м3. Получив паспорт месторождения, в 2007 году «Черноморнефтегаз» своими силами ввел в строй первую горизонтальную эксплуатационную скважину глубиной около 3 000 м, а также подводный газопровод протяженностью 9 км от скважины к блок-кондуктору (нежилой эксплуатационной платформе). Кондуктор был введен в строй в 2008 году.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2010

Bulgaria and Russia which did not have SSDRs of their own in the Black or Azov seas. At the time, leasing the platforms provided a stable source of income for Chernomorneftegaz. One of the major factors affecting leasing operations was the fact that importing SSDR via leasing services from Europe and the Middle East to Romania and Bulgaria was limited by the technical difficulty of moving large platforms through the Dardanelles and Bosporus. Furthermore, Russia cannot profitably move the submersible platforms of its SSDRs from ● Ukrainian Fuel and Energy Minister Yuri shipyards in Astrakhan to the Sea Boiko put local rig manufacturers on hold of Azov and Black Sea through the ● Глава Минтопэнрго Украины Юрий sluices of the Volga-Don canal. Бойко зажег красный свет для Of course, parts of other parties’ местных производителей буровых platforms could be transported установок

line 9 km long going from the well to the satellite platform (a nonresidential production platform). The satellite platform was commissioned in 2008. Pipelines and construction: When driving the satellite platform into the foundation, Chernomorneftegaz used its own Neptune 2 heavy tow boat and Bogatyr floating crane with a hammer with a shock power of 500 kilojoules. The next stage in the development of the gas field was the construction in 2008 of an 90 km underwater pipeline following the Odesskoye – Shtormovoye route, to be connected to the Shtormovoye-Ochertai-Glebovskoye underground gas storage gas pipeline. The throughput capacity of this line is 1 billion cubic meters of gas a year. The pipes for continuing the line towards the Odesskoye gas field were supplied under a trade credit contract between Chernomorneftegaz and the China National Offshore Oil Corporation (CNOOC). Prospects: In 2002, Chernomorneftegaz and OMV (Austria) signed a declaration of intent and a memorandum on developing the north-western part of the Black Sea shelf. Under the declaration of intent the Austrian party received a guarantee of licence acquisition in case of the launch of joint activities, as well as information on the forecast reserves of the Odesskoye field and other areas of this Black Sea sector. In return, OMV provided the Ukrainian party with the plan of their funding for construction of the on-shore gas condensate separation plant in the Crimean port of Chernomorsk. In 2002-2008, the timeframe of the above agreement was delayed several times. OMV is the leading shareholder in Romanian Petrom which owns the Eastern and Western Swan fields located to the south of Odesskoye field. According to Chernomorneftegaz representatives, the agreements with the Chinese companies signed in 2008-2010 could accelerate the implementation of the Ukrainian-Austrian plans. Chernomorneftegaz currently operates three fields on the shelf in the north-western sector of the Black Sea – the Shtormovoye and Golitsinskoye gas condensate fields and the Arkhangelskoye gas field which together have a total production of 780 million cubic meters of gas a year.

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

OFFSHORE

оказывать услуги по аренде средств разведочного бурения другим странам. В их число входили Румыния, Болгария и Россия, не имевшие своих СПБУ в акватории Черного и Азовского морей. В этот период сдача платформ в аренду для «Черноморнефтегаза» стала источником стабильного дохода. Не последнюю роль здесь сыграло и то, что импорт услуг СПБУ из Европы и Ближнего Востока в Румынию и Болгарию ограничен техническими проблемами прохождения основных конструкций платформ через сложные турецкие проливы Босфор и Дарданеллы. Россия, в свою очередь, не может рентабельно проводить погружные основания своих СПБУ на Азовское и Черное моря с верфей Астрахани через шлюзы Волгодонского канала. Части чужих платформ, конечно, можно было транспортировать на баржах, но российским компаниям традиционно выгоднее арендовать готовые украинские платформы, чем отвечать за логистику доставки к месту разведочного бурения и сборку. Кроме этих нюансов, популярности услугам украинских СПБУ в Черном и Азовском

Трубопроводы и строительство: При забивке в основание блок-кондуктора «Черноморнефтегаз» использовал собственный тяжелый буксир «Нептун 2» и пловучий кран «Богарырь» с молотом ударной силой 500 килоджоулей. Следующим этапом освоения промысла стало сооружение в 2008 году подводного газопровода протяженностью 90 км по маршруту «ОдесскоеШтормовое» для подключения к нитке газопровода «ШтормовоеОчертай-Глебовское ПХГ». Пропускная способность нитки составляет 1 млрд м3 газа в год. Поставка труб для продолжения нитки к Одеському месторождению была осуществлена по контракту товарного кредита между «Черноморнефтегаз» и China National Offshore Oil Corporation (CNOOC). Перспективы: В 2002 году «Черноморнефтегаз» и OMV, Австрия, заключили протокол о намерениях и меморандум по освоению северо-западной части шельфа Черного моря. По этому протоколу, австрийская сторона получила гарантию отведения лицензии в случае начала совместной деятельности, а также, информацию о прогнозных запасах Одесского месторождения и других территориях этого сектора Черного моря. Украинская сторона взамен получила от OMV план финансирования австрийцами строительства наземной установки по отделению газового конденсата в Крыму, порт Черноморск. В 2002-2008 годах сроки указанного соглашения неоднократно переносились. Корпорация OMV является ведущим акционером румынской компании Petrom, которой принадлежит расположенные к югу от Одесского месторождения месторождение Восточный и Западный Лебедь. По словам представителей «Черноморнефтегаза», подписанные в 2008-2010 годах соглашения с китайскими компаниями будут способны оживить реализацию украино-австрийских планов. В настоящее время «Черноморнефтегаз» эксплуатирует в северо-западном секторе Черного моря три месторождения шельфа Штормовое, Голицинское газокон-денсатные и Архангельское газовое, с общей добычей до 780 млн м3 в год.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

on barges, but Russian companies traditionally find it more advantageous to rent the available Ukrainian platforms than to arrange the delivery of other equipment to the exploratory drilling location. Apart from these considerations, demand for Ukrainian SSDR services in the Black and Azov seas grew even more as Chernomorneftegaz, which operates the units, was the only oil and gas company in the region that had its own corporate deep-water port – Chernomorsk. This port in an ice-free harbour on the west side of Crimea has its own process fleet which is needed to support mobile offshore drilling rigs and self-submersible drilling rigs: a dock, heavy tow boats, cranes, pipelayer vessels and other indispensable facilities which provide platforms with reliable support from shore. According to Chernomorneftegaz engineers, there is nothing comparable in Turkey or Romania or Russia. “All the suitable harbours [there] have long ago been occupied by other business projects”, they say. In 2008-2009, when the OMV Petrom Corporation made a $200 million investment into the Romanian shelf which was followed by the appearance of Exxon Mobil on the Turkish shelf with a $1 billion project, the Black Sea market demand for SSDR lease services grew substantially. The situation was also stirred up with new ambitions in Ukraine, Russia and Bulgaria to appraise new oil and gas bearing formations. As a result, in November 2009 Chernomorneftegaz and Chinese CPMIEC signed the first declaration of intent to assemble a Super M2 unit at a Ukrainian shipyard. Two facilities were discussed at that time: the abovementioned Chernomorsky Sudostroitelny Zavod (Black Sea Ship-Building Plant), which now belongs to the UkrainianRussian Smart-Holding company, and the shipyard Kerchensky Sudostroitelny Zavod Zaliv (Kerch Zaliv Ship-Building Plant) which belongs to the owner of the British Ferrexpo holding, Ukrainian citizen Konstantin Zhevago. Despite the serious influence Zhevago and Smart-Holding co-founder Vadim Novinsky have in Ukrainian politics, by the time the contract between Ukraine and China was concluded it had become obvious that these shipyards would not be engaged in assembling the Chinese Super M2 platform in Ukraine. Experts began to wonder if the platform would have to be moved through the Suez and past Istanbul as one whole structure or in parts. This however provoked the question of cost-effictiveness. The only reply to this question so far has come in remarks made by Ukrainian Fuel and Energy Minister Yuriy Boyko which he shared in Beijing after the agreement was signed in early September. “We are buying the platform against a trade credit, essentially on the base Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ морях добавляло и то, что эксплуатирующий установки «Черноморнефтегаз» является единственной нефтегазовой компанией региона, которая имеет свой собственный корпоративный глубоководный порт Черноморск. Этот порт, расположенный в незамерзающей гавани на западе Крыма, имеет собственный технологический флот, который необходим для обеспечения СБУ и СПБУ: док, буксиры-тяжеловозы, краны, суда для укладки труб и все остальное, без чего платформы не могут надежную поддержку с берега. Как уверяют специалисты «Черноморнефтегаза», ничего подобного нет ни в Турции, ни в Румынии, ни в России. «Там все подходящие гавани уже давно заняты другими коммерческими проектами», говорят в компании. В 2008-2009 годах, когда на румынский шельф пришли $200-миллионные инвестиции корпорации OMV Petrom, после чего на шельфе Турции появилась Exxon Mobil с проектом

OFFSHORE of a lease. This is extremely beneficial”, he told journalists, while making it clear that assembling the platform in Ukraine with Chinese parts had been absolutely ruled out. Given the declaration of intent of 2009, CPMIEC did insist on selling the ready platform based on flexible calculations. This could mean either supplying the platform to Chernomorneftegaz against a credit on the condition of providing a share of the gas produced to Chinese companies, or leasing it while incorporating a commercial joint Ukrainian-Chinese venture to operate the Super M2 unit. Judging from the documents that are part of this declaration, the platform is being purchased to appraise the Odessa oil and gas bearing formation between western Crimea and Zmeiny Isle in area of the Danube. On the whole, the terms of Ukraine’s purchase of the SSDR leave more questions than answers in Kiev. As always, time will show whose interests are behind this generous gift to the Chinese ship-building industry.

#10 October 2010

стоимостью в $1 млрд, черноморский рынок спроса на услуги аренды СПБУ заметно вырос. Добавили ажиотажа новые амбиции Украины, Грузии и Болгарии, жаждущих доразведки новых нефтегазоносных структур. Как итог, в ноябре 2009 года «Черноморнефтегаз» и китайская CPMIEC подписали первый протокол о намерениях о сборке платформы Super M2 на одной из верфей Украины. Тогда речь шла о двух предприятиях: вышеупомянутом «Черноморском судостроительном заводе», который ныне принадлежит украино-российской компании «Смарт-холдинг», и верфи «Керченский судостроительный завод «Залив», принадлежащей владельцу британского холдинга Ferrexpo украинцу Константину Жеваго. Несмотря на серьезное влияние в украинской политике Жеваго и соучредителя «Смарт Холдинга» Вадима Новинского, к моменту заключения контракта между Украиной и Китаем уже многим понятно: эти верфи к сборке в Украине китайской платформы Super M2 привлечены не будут. Специалисты недоумевают, неужели ее целиком или частями надо будет перевозить через Стамбул и Суэц: а как же рентабелность их работы? Единственный ответ на этот вопрос пока что содержится в итоговом заявлении главы Минтопэнрго Украины Юрия Бойко, который он дал в Пекине после подписания договора в начале сентября. «Мы купим платформу в товарный кредит, фактически, на условиях лизинга. Это супервыгодно», – заявил он тогда прессе, и дал понять, что ни о какой сборке платформы на территории Украины из китайских частей не может быть и речи. Если исходить из протокола о намерениях 2009 года, CPMIEC действительно настаивала на продаже готовой платформы по гибким формам расчета. Это либо поставка «Черноморнефтегазу» платформы в кредит на условиях предоставления доли добытого газа китайским компаниям, либо же, лизинг, для которого украинские компании создадут с китайцами совместное предприятие для эксплуатации Super M2. Судя по документам этого протокола, платформа приобретается для доразведки Одесской нефтегазоносной структуры, которая расположена между западным Крымом и придунайским островом Змеиный. В целом, пока что условия покупки Украиной СПБУ, которая будет собрана в Китае, а затем транспортирована через Суэц и Стамбул, вызывает в Киеве больше вопросов, чем ответов. Чьи интересы стоят за столь щедрым подарком китайскому судостроению, как всегда, покажет время. Oil&GasEURASIA

Россия, 142100, Московская область, г.Подольск, ул.Федорова, 34, Тел.: +7 (495) 926-65-67, +7 (4967) 69-91-57, факс: +7 (4967) 69-97-57 E-mail: info@rusgazen.ru, http://www.rusgazen.ru

UNCONVENTIONAL RESERVES

An Innovative Approach to Modeling Unconventional Hydrocarbons Source Development

Инновационный подход к моделированию разработки нетрадиционных источников углеводородов Nina Dieva, Marina Kravchenko

Нина Диева, Марина Кравченко

mid today’s trend of searching for alternative energy sources, it is important that accepted theory is applied in stages, from its fundamental basics to precise details and clarifications. Under the current federal program to develop Russia’s scientific technological industry for 2009–2012, significant work is being done to develop and implement innovative technologies to produce hard-to-recover and unconventional resources including highly viscous oil, bitumen sands and kerogen laden rock. In this regard, scientists are attracted to the Bazhenov deposit, where the larger part of the reservoir rock consists of “immature”, non-flowing hydrocarbons. Recently, more attention has been paid to shale rock, a significant part of which also contains kerogen. The search for ways to develop such collectors is of smaller importance in the field of kerogen bearing rocks. This is because conventional methods cannot be used due to the specific nature of the reservoir rock. Yet this topic is of great interest particularly because of the fact that even in rough estimates, the quantity of hydrocarbon feedstock that may be produced from such formations under certain conditions could exceed the geological resources of movable oil. Geologists and geochemists qualify the kerogen as part of dispersed organic matter, that is alkali-insoluble

условиях современной динамики поиска альтернативных источников энергии важно, чтобы развитие принимаемой теории проходило поэтапно, от ее фундаментальных основ к детальному усложнению и уточнению. Сегодня в рамках федеральной программы по исследованию и разработке приоритетных направлений развития научно-технологического комплекса России на 2007–2012 годы активно ведутся работы по созданию и внедрению инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного сырья, к которому относятся высоковязкая нефть, битуминозные пески и керогеносодержащие породы. Как известно, внимание ученых привлекает месторождение Баженовская свита, основная часть коллектора которой представляет собой «недозрелые» нетекучие углеводороды. В последнее время усилилось внимание к исследованию сланцев, значительная часть которых представлена также керогеном. Небольшое значение в области исследования керогеносодержащих пород имеет поиск методов разработки подобных коллекторов. Традиционные методы разработки в данном случае не могут применяться в силу специфических свойств рассматриваемых коллекторов. При этом живой интерес данная тематика вызывает именно потому, что даже по грубым оценкам при определенных условиях из таких пластов

AUTHORS’ BIOS / БИОГРАФИИ АВТОРОВ NINA DIEVA holds a Master’s degree in Petroleum and Underground Hydromechanics, earned at Russia’s Gubkin State Oil and Gas University (RGUNG). She’s an active participant and laureate of numerous student contests held at college, city and national levels. Nina is the recipient of the Professor Isaak Charny scholarship. She’s had seven scientific reports published in the collection of papers presented at RGUNG conferences and in the Collection of Works of VNIIneft named after Academician Krylov. НИНА ДИЕВА – магистр кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина; активный участник и призер разнообразных студенческих университетских, городских и всероссийских олимпиад, конкурсов и конференций; награждена именной стипендией имени профессора И.А. Чарного. Имеет 7 научных публикаций в сборниках конференций Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина и в «Сборнике трудов ОАО «ВНИИнефть» им. академика А.П. Крылова».

MARINA KRAVCHENKO holds a Master’s degree in Physics and Mathematics, associate professor. She teaches at RGUNG at the Chair of Petroleum and Underground Hydromechanics. She also teaches at the Moscow State University at the Chair of Gas and Wave Dynamics. She authored more than 40 scientific and methodical works, including seven instruction manuals on Continuous Medium Mechanics, Underground Hydromechanics, Multiphase Flow Hydromechanics. She edited a number of book translations on petroleum engineering. МАРИНА КРАВЧЕНКО – кандидат физико-математических наук, доцент, преподаватель РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (кафедра нефтегазовой и подземной гидромеханики), преподаватель МГУ им. М.В. Ломоносова (кафедра газовой и волновой динамики). Автор более 40 научных и методических работ, в том числе 7 учебных пособий по механике сплошных сред, подземной гидромеханике, гидромеханике многофазных течений. Редактор ряда переводов книг по нефтегазовому инжинирингу.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

может быть извлечено количество углеводородного сырья, по объему превышающее геологические course of time. запасы подвижной нефти. ● Рис. 1. Изменение доли керогена в образце относительно начального Геологи и геохимики называют керогеном содержания с течением времени. часть рассеянного в породах органического вещества (ОВ), нерастворимую в водных растворах щелочей и в органических растворителях. В отечественной литературе для обозначения этой части органического вещества, как правило, используется аббревиатура НОВ (нерастворимое органическое вещество) [1]. При поиске методов обработки керогеносодержащих залежей важно учитывать, что то или иное воздействие на них, как на сложные объекты, приведет к необратимому изменению всего термодинамического состояния системы. Любая порода является сложной термодинамической системой со свойственными ей компонентным составом, фазами, состоянием или совокупностью термодинамических параметров [2-4]. Наличие в пластовой системе керогеновых включений добавляет ей ряд особенностей. Процесс генерации нефти и газа and organic solventless. The abbreviation IOM (insoluble из ОВ сопровождается изменением свойств самих пород organic matter) is used to designate this part of organic нефтегазоносных отложений. Общие изменения в породах зависят от ряда факторов, главными из которых являются matter [1]. While searching for methods of treating kerogen bear- температура и давление, а также длительность их воздейсing rock, it is important to take into consideration the fact твия. В то же время, конкретные изменения температуры и that different treatments applied to these complex objects давления во многом определяются особенностями геолоwould alter the entire system’s thermodynamic state. Any гического развития региона [5]. Настоящая работа призвана проанализировать осоrock is a complex thermodynamic system with its own component compounds, phases, state or combination бенность поведения системы «насыщенный пласт, имеющий керогеновые включения» в of thermodynamic условиях описанного выше проparameters [2-4]. The цесса перехода твердой фазы presence of kerogen (керогена) в жидкую фазу (жидembedded in this forкие углеводороды). mation system adds a В работе предложена матеrange of traits to it. матическая модель разложения The process of oil and керогеносодержащей породы gas generation from под воздействием активного organic matter is folхимического агента. На первом lowed by changes in этапе исследования предлагаетthe properties of the ся описать изменение структуры petroleum reservoir. порового пространства, возникаThe generation proющее из-за перехода части тверcess in rock dependы дого вещества скелета в жидкость on many factors, the за счет поступающего активного main ones being temреагента, содержащегося в расperature and pressure, творенном виде в жидкой инерas well as the duraтной фазе. Здесь следует поясtion of their action. нить, что в реальности переход Simultaneously, cerкерогена в УВ есть совокупность tain changes in temхимических реакций и фазоperature and pressure вых переходов. В настоящей же are mostly determined формулировке задачи физика by the peculiarities of и химия процесса учитываются the underlying geoкачественно, поэтому весь проlogical conditions [5]. цесс назван реакцией перехода, и This article aims математически задается величиto analyze the speной J (отток массы реагирующеcial behavior of a го агента в ходе реакции). Некий “fluid-filled rock with химически активный агент, котоkerogen inclusions” ● Fig. 1. Kerogen content variation in the rock relative to initial value in the

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

UNCONVENTIONAL RESERVES

#10 October 2010

system in the setting of the ● Fig. 2. Chemical agent consumption depending on the injection rate. рый закачивается в above-noted transformation ● Рис. 2. Зависимость расходования химического реагента от скорости пласт в растворе инерprocess from the solid phase закачки. тного жидкого вещес(kerogen) into the fluid phase тва, является факто(liquid hydrocarbons). ром, провоцирующим This article will describe реакцию раствореthe mathematical model of ния. Считаем, что до kerogen decomposition as реакции с активным acted upon by a chemically реагентом коллектор active agent. The first stage of представляет собой the study envisions describматрицу – «материнсing the changes in the porous кую породу» (с вклюstructure of the solid part of чениями керогена), the rock skeleton into the насыщенную подвижliquid phase by the chemical ной «зрелой» нефтью, active agent which is injected которая может быть with the inert liquid phase. вытеснена из матриIt should be noted here that цы более подвижной the transformation of keroфазой, например, gen into hydrocarbons under водой. Наличие в reservoir conditions is in fact вытесняющей жидa chain of several chemical reactions and phase transitions. кости активного агента приводит к «растворению» части But the present problem definition describes qualitation материнской породы, которая вытесняется из пласта. Сам of process physics and chemistry, so the whole process is коллектор, после химической обработки, представляет called a transition reaction and mathematically represent- собой твердый недеформируемый коксообразный скелет. ed by quantity J (the reacting agent mass outflow during the Принимаем, что первоначально в структуре порового проreaction). A certain chemically active agent injected into странства уже содержится некоторое количество жидкой the formation and mixing into the inactive fluid substance «зрелой» нефти. is a factor is provoking a dissolution reaction. We may Принятая модель описывает одновременное протекаsuppose that before the reaction with an active agent, the ние в системе следующих процессов: reservoir is a matrix – a source rock with kerogen embed- ● совместной фильтрации пластового флюида, нагнетаdings saturated with movable “mature” oil, which may be емой в пласт жидкости, содержащей активный химический displaced from the matrix by a more movable phase – for реагент, и углеводорода, генерируемого за счет химичесinstance, water. The presence of an active agent in displac- кой реакции из керогена; ing the fluid leads to the partial dissolution of the source ● протекание химической реакции с расходованием rock, which is displaced from the reservoir. After chemical химического агента; treatment, the reservoir matrix is a solid non-deforming ● «растворение» части породы до коксовых твердых coke-like skeleton. We accept that at first some quantity of фракций с изменением структуры порового пространства. liquid “mature” oil is already in the porous network. Для расчета процесса растворения с последующим The mathematical model describes the following pro- вытеснением принимается модель многофазной фильтраcess occurring at the same time: ции с кинетикой химической реакции. The simultaneous filtration of reservoir fluid, injected ● На первом этапе адаптации модели воспользуемся liquid containing active chemical agent, and hydrocarbons модифицированной моделью неустановившегося вытесgenerated due to transformation from kerogen; нения нефти и растворенного керогена водным раство● chemical reaction with chemical agent consumption; ром химического реагента. Предполагаем, что все фазы (и ● dissolution of kerogen part of rock to solid coke con- компоненты фаз) являются несжимаемыми, водная и углеdition. водородные фазы не смешиваются, а химический реагент The multiphase flow model including chemical reac- растворим в воде, растворенный кероген и «зрелая» нефть, tion kinetics, estimated in a qualitative way. содержащаяся в коллекторе до реакции, как и вытесняюIn the first stage of the model’s adaptation, we use the щий водный раствор, имеют плотности одного порядка. modified unstable oil and dissolved kerogen displacement На настоящем этапе не учитываем выделение или model. All phases and phase components are incompress- поглощение энергии при химической реакции. Процессы ible fluids, the water phase and hydrocarbon phases are в системе протекают в изотермическом режиме, отвечаimmiscible liquids and the chemical agent is water-soluble, ющем пластовой температуре. Такая формулировка задаand dissolved kerogen with “mature” oil and aqueous solu- чи подразумевает лишь качественное задание кинетики tion of chemical agent have the same order density. перехода керогена в жидкие углеводороды. Считается, что At this stage, we do not assume that energy is released активный агент, независимо от давления и температуры, or absorbed during the chemical reaction. The process is реагирует с керогеном, скорость протекания реакции задаisothermal with the formation temperature. Putting the ется параметром реакции J. При этом учитывается, что в statement this way, we merely imply a qualitative defini- единицу времени на единицу массы реагента J растворяеtion of kerogen transforming into liquid hydrocarbons. мое количество керогена Jbc определяется коэффициентом It is considered that an active agent reacts with kerogen реакции bc. По мере подкачки реагента в пласт кероген

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

independently of pressure and temperature rates. The reaction rate is specified only by the reaction parameter J. In addition to this, we shall take into consideration that the amount of dissolved kerogen is determined by reaction constant bc : fitting the chemical agent quantity J in a unit time given by the reaction factor bc. Kerogen fully dissolves until the agent has been injected into the reservoir. It is understood that entire volume kerogen has occupied fill with oil phase. The system of equations for multiphase flow model, including chemical reaction kinetics is as follows:

растворяется полностью, при этом весь занимаемый им до реакции объем заполняется жидкой нефтяной фазой. Принятая система уравнений, задающая модель многофазной фильтрации с кинетикой химической реакции имеет вид:

(1)

where m – porosity of rock; c – active agent concentration in aqueous solution; sw, so – water and oil saturation, respectively; ww, wo ,w – water and oil phase rates and summary rate, respectively; ρw, ρo, ρk – water, oil and kerogen density , respectively;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

где m – пористость породы; c – концентрация активного агента в водном растворе; sw, so – водонасыщенность и нефтенасыщенность соответственно; ww, wo ,w – скорость водной и нефтяной фаз и суммарная скорость; ρw, ρo, ρk – плотности воды, нефти и керогена соответственно; Jкн – масса агента, расходующегося во время реакции в единицу времени в единице объема системы (задается с учетом полного растворения керогена на N циклов промывки породы раствором химреагента);

UNCONVENTIONAL RESERVES Jкн –the intensity of mass transfer per unit volume of mixture and per unit time (set with provision for full dissolution of kerogen while N cycles of formation washing with chemical agent); bc – coefficient, defining kerogen portion reacted with active agent in reaction; F(sw) – Bucley-Leverett function (J-function). The numerical solution is found for system (1) with the assumption the initial time answers the initiation of chemical agent injection (25 mass percents) into nonperturbed formation (with appointed dimension, 10×1×1 meters). The value of injection rate modifies from 0.5 to 25 liters a day. Also we vary value of agent concentration in aqueous solution, from 10 to 50 percent. The rate of chemical reaction assigns with the assumption that full dissolution of kerogen occurs while 21 flushing-out cycles. The test results for accepted range of variable parameters have turn out in the following way (Fig. 1, 2). The time required for full kerogen dissolution is about four months. The maximum value porosity is up to 44 percent. The model showed that injection volume has a weak influence on the intensity with which oil is generated from kerogen. The chemically active agent does not react thoroughly with the rock matrix and dissolves only some of the kerogen if the intensity of the reaction is fast; an intensive injection rate results in useless rock washing without generating any additional amount of hydrocarbons from kerogen holdings in the formation. But the performance of kerogen transformation improves on the assumption the injection rate reduce.

#10 October 2010

bc – коэффициент, определяющий долю керогена, реагирующего с химически активным агентом во время реакции; F(sw) – функция Баклея-Леверетта. Система (1) решалась численно, считая, что начальный момент времени отвечает инициированию процесса закачки в невозмущенный пласт (заданных размеров) раствора (25% по массе) химического реагента. Величина расхода закачки в пласт воды с химическим реагентом варьировалась от 0,5 до 25 л в сутки. Также были проведены расчеты для различной концентрации химического реагента в водном растворе, от 10 до 50%. Скорость химической реакции задавалась в предположении полного растворения керогена в образце размером 10×1×1 м за 21 цикл промывки. Для принятых диапазонов изменяемых параметров результаты расчетов получились следующими (рис. 1, 2). При заданных параметрах время полного растворения керогена оказалось порядка четырех месяцев. Максимальное значение, до которого может подняться величина пористости, равно 44%. Расчет показал, что при принятых значениях скорости реакции объем закачки не влияет на скорость генерации нефти из керогена. Это значит, закачаем ли мы в пласт 1 м³ водного раствора, или 10 м3 раствора эффект прироста нефтеотдачи наступит через одно и тоже время. При высоких значениях расхода закачки химически активный реагент не успевает в достаточной степени прореагировать с матрицей породы и растворить кероген, интенсивная закачка будет приводить к бесполезной промывке пласта, без генерации дополнительного количества УВ из содержащегося в нем керогена. С уменьшением расхода повышается эффективность растворения керогена.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

Thus it should be said that this work, performed for the purpose of searching for innovation methods of developing kerogen formations, provides a model which is has been proved to be a tool suitable for use in the qualitative estimation of oil-field performance. References: 1. G. Kayukova, A. Kiyamova, L. Nigmedzyanova, V. Morozov, R. Khramchenkova, E. Khramova. Transformation of natural bitumen under hydrothermal processes. (Neftyanoe Khozyaistvo, #2, 2007, pages 105-109). 2. I. Nesterov, B. Simonenko, E. Larskaya, М. Kalinko, А Rylkov. Temperature influence on the quantity and composition of napthenes during katagenesis of organic substance. (Geologiya Nefti i Gaza, #11, 1993, pages 26-30). 3. I. Nesterov, B. Simonenko, E. Larskaya, М. Kalinko, A. Rylkov. Influence of geostatic pressure on formation of hydrocarbon fluids in the process of thermal catalysis of of organic substance. (Geologiya Nefti i Gaza, #12, 1993, pages 22-25). 4. L. Burshtein, L. Zhidkova, А. Kontorovich, V. Melenevsky. Katagenetic model of organic substance. (Geoligya i Geofizika, #6, 1997, tome 38, pages 1070-1078). 5. B. Tisso. Formation of hydrocarbons under thermal degradation of organic substance. The case of computer-aided mathematical modeling. (Izvestia, Soviet Academy of Science, Geological Series, #5, 1970, pages 80-88).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ Подводя итог, следует сказать, что данная работа, выполненная с целью поиска инновационного метода разработки керогеносодержащих пород, представляет модель, которая показала себя как инструмент, пригодный для проведения оценки качественных показателей разработки керогеносодержащих пород. Литература 1. Г.П. Каюкова, А.М. Киямова, Л.З. Нигмедзянова, В.И. Морозов, Р.Х. Храмченкова, Э.В. Храмова. Превращения природных битумов при гидротермальных процессах. – Нефтяное хозяйство, 2007, №2. с. 105-109. 2. И.И. Нестеров, Б.Ф. Симоненко, Е.С. Ларская, М.К. Калинко, А.В. Рыльков. Влияние температуры на количество и состав нафтидов при катагенезе ОВ. – Геология нефти и газа, 1993, №11, с. 26-30. 3. И.И. Нестеров, Б.Ф. Симоненко, Е.С. Ларская, М.К. Калинко, А.В. Рыльков. Влияние геостатического давления на образование углеводородных флюидов в процессе термокатализа ОВ. – Геология нефти и газа, 1993, №12, с. 22-25. 4. Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский. Модель катагенеза органического вещества. – Геология и геофизика, 1997, т.38, №6, с. 1070-1078. 5. Б. Тиссо. Образование углеводородов при термическом распаде органического вещества. Опыт математического моделирования процесса с помощью ЭВМ. – Изв. АН СССР. Сер.геол., 1970, №5, с. 80-88.

RO&G 2010

SPE & OGE: A Lasting Partnership SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2010 is the definitive technical conference and exhibition for the Russian E&P market attracting senior executives and industry professionals from around the globe to discuss, evaluate and exchange technology advances and applications face-to-face. SPE is coming to Russia for the third time to stage its bi-annual event and Oil&Gas Eurasia is proud to be its partner again. In these pages we are listing the event’s official program featuring some of the hottest topics that are going to be discussed. In recent years, SPE’s global reach has received a huge boost from Russia, where new members are being recruited at the fastest pace in the world. RO&G, with its excellent networking opportunities, has largely contributed to this success. There is no doubt that in years to come the Moscow event will become an even bigger draw for industry professionals as the society continues its expansion on Russia’s oilpatch. As a longtime SPE ally we at OGE are ready to assist in that effort. We hope you have a good show and enjoy your time in Moscow!

SPE & OGE: устойчивое партнерство Российская нефтегазовая конференция и выставка Общества инженеров-нефтяников (SPE) по разведке и добыче является определяющей технической выставкой и конференцией для российского рынка разведки и добычи, привлекающего профессионалов отрасли из различных уголков земного шара для обсуждения, оценки и обмена технологическими достижениями и ознакомления с их применением. SPE проводит уже третье по счету мероприятие в России, и в очередной раз журнал «Нефть и Газ Евразия» выступает партнером Общества. На этих страницах мы приводим официальную программу, включающую в себя ряд горячих тем, которые будут освещаться на форуме. В последние годы глобальная экспансия SPE получила большой импульс из России, где организация прирастает новыми членами самыми высокими в мире темпами. RO&G с ее прекрасными возможностями для установления деловых связей в значительной степени способствовала этому успеху. Несомненно, в будущем это мероприятие будет привлекать еще большее внимание профессионалов отрасли по мере того, как Общество продолжит расширять свое присутствие нефтегазоносных районах России. Являясь долгосрочным партнером SPE, мы в НГЕ готовы содействовать этим усилиям. Мы надеемся, что мероприятие вам понравится, а пребывание в Москве доставит удовольствие!

Программа конференции 14:20 Сессия 1: Охрана здоровья, труда и окружающей среды Вторник 26 октября, 13:00 - 15:00 Сопредседатели: Гладышева Ксения Викторовна, Salym Petroleum Services Энкабабян Филипп, Schlumberger 13:00 SPEКонтроль за безопасностью дорожного дви135678 жения в Западной Сибири Джерри Фланаган, Юрий Башара / Салым Петролеум Девелопмент Н.В. 13:20 SPEНезависимая верификация элементов, кри136392 тичных для безопасности Жюльен Марти; Софи Тейс, SPE; Кристиан Бушери; Энди Болсовер и Филипп Камбос, «Бюро Веритас» 13:40 SPEБезопасность эксплуатационных стандартов 135829 и методов, используемых “Сауди Арамко” для проведения ремонтных внутрискважинных работ без применения буровой установки в нефтяных, газовых и водных скважинах Хасан Х. Аль-Джубран, SPE, Шейкер А. аль-Бу-Хасан, SPE, J. Рикардо Solares, SPE, Сауди Арамко 14:00 SPEЗдоровье, безопасность и окружающая 136018 среда - обязательства, ответственность и бережное отношение Дж. Хинтон, М. Брук-Лэндер, М. Кикбаев – компания «Бейкер Хьюз»

SPEНа пути к отсутствию серьезных травм на 136413 производстве: опыт нефтяной компании в Западной Сибири О. Самойлова, «Салым Петролеум Сервисиз Б.В.» 14:40 SPEВозможности использования базидиальных 138082 грибов с целью повышения эффективности рекультивации нефтезагрязненных почв А.В. Коканина, аспирант, М.И. Леонтьева2, А.В. Барков, Л.М. Краснопольская2, В.А. Винокуров1, д.х.н., проф.1 - Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина 2 - Учреждение Российской академии медицинских наук. Сессия 2: Сейсмика и петрофизика Вторник 26 октября, 13:00 - 15:00 Сопредседатели: Токарев Михаил Юрьевич, МГУ им.Ломоносова Галливан Джон, AGR-Tracs 13:00 SPEКоличественная петрофизическая оценка 135732 пластов коллекторов в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах с использованием данных каротажа во время бурения: пример применения методики комплексного моделирования к полевым данным ГИС Alberto Mendoza, Philippe Gaillot, Duncan Mardon, Jinjuan Zhou, Pingjun Guo, and Scott Wertanen / ExxonMobil Upstream Research Co., Hezhu Yin / ExxonMobil Development Co.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

13:20

13:40

14:00

SPEПовышение качества оценки пласта путем 103684 моделирования удельного сопротивления по данным горизонтальных водонагнетательных скважин A.A. Аль-Хаджари, С.М.Ма, Р.Гейер («Сауди Арамко»), П.Батт, А.П.Гиблер, С.Ф.Крэри («Шлюмберже») SPEПринцип петрофизической инвариантности в 135977 адаптивной интерпретации данных ГИС Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина SPEЧетырехмерное сейсмопрофилирование в 135949 рамках разработки месторождений на шельфе о.Сахалин Мартин Боекхолт, Коэн Брокер, Даг Белл, Дорин Тервогт, Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, Лтд.

14:20

SPEРЭМ\СЭМ и Автоматизированная 136327 Минералогия Керна и Режущего Анализа Лемменс, Х.Д. , Бутчер , А.Р. , Боха, П.В.С.K. /FEI 14:40 SPEПетрофизическое моделирование грануляр136041 ных и трещинных коллекторов Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко и А.А.Арсибеков, РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина Сессия 3: Новое оборудование и новые жидкости Вторник 26 октября, 13:00 - 15:00

RO&G 2010

13:20

SPEРазработка нового прибора каротажа сопро136075 тивления в процессе бурения малогабаритных скважин для применения в России Джонатан Ли, SPE, и Дон Макуне, SPE, GE Oil & Gas 13:40 SPEНовые разработки в дизайне долот PDC 135881 позволили установить рекорды по времени бурения в Оренбургской области, Россия. Лоуренс Мортимер / National Oilwell Varco 14:00 SPEОпыт применения и оптимизации рецептур 136310 растворов на углеводородной основе для бурения скважин с большим отходом от вертикали в условиях ЯНАО А.Арсланбеков /НОВАТЭК, Н.Севодин /НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, Д.Валуев, В.Мосин, А.Королев /M-I SWACO Алюминиевые бурильные трубы повышенной 14:20 SPE135677 плавучести в буровом растворе для бурения скважин со сверхудаленным забоем от вертикали И.Ю. Баландин, ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» 14:40 SPEОбоснование применения многозабойных 136085 скважин на Самотлорском месторождении А. Ф. Сунагатуллин, А. В. Аржиловский, Т.Ф. Манапов, Ю.В. Михеев / ТНК-ВР Сессия 4: Методы увеличения нефтеотдачи пласта и тепловое воздействие на пласт Вторник 26 октября, 15:30 - 17:30 Сопредседатели: Федоров Константин Михайлович, Тюменский Государственный Университет Поч Клаус, OMV 15:30 SPEПрактический подход к расчету коэффици132455 ентов уравнений состояния Д.Н. Михан и Т. Ахмед, Baker Hughes 15:50 SPEТермогазовое воздействие на залежи баже138074 новской свиты В.И. Грайфер, Н.М.Николаев, В.И.Кокорев, А.А. Боксерман, О.В.Чубанов, А.С.Ушакова / ОАО «РИТЭК»

Сопредседатели: Меденцев Сергей Викторович, MI-SWACO Ботт Адам, Schlumberger 13:00 SPEКомплексный подход к проблемам сильного 135704 поглощения бурового раствора в России Наталья Коллинз, Андрей Харитонов, Дон Уитфилл, Мэтью Миллер («Халлибертон»), Константин Кулаков («Оренбургнефть», ТНК-BP)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2010

RO&G 2010 15:50

16:10

SPEРаспространение концепции интеллекту136034 альных методов освоения месторождений в области методов повышения нефтеотдачи Дж.М.М. Регтиен, Общество инженеров нефтяников, Shell International Exploration and Production 16:30 SPEМетоды увеличения нефтеотдачи: выбор и 134742 оценка эффективности Леонид М. Сургучев, Ева-Мария Рейх, Роман А. Беренблюм, Антон А. Щипанов / Международный исследовательский институт в Ставангере 16:50 SPEРезультаты экспериментальных исследова138067 ний и промысловых испытаний технологии вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью (МВГС) Савицкий Н.В. ООО «Инженерная нефтяная компания» (ООО «ИНКО») 17:10 SPEПовышение эффективности паротеплово138091 го воздействия на пласты с высоковязкой нефтью A. Шандрыгин, SPE, О. Динариев, SPE, Д. Михайлов, SPE, М. Нухаев SPE, Schlumberger и А. Лутфуллин, ГКЗ ФГУ «Роснедра» Сессия 5: Интенсификация притока I Вторник 26 октября, 15:30 - 17:30 Cопредседатели: Шандрыгин Александр Николаевич, Schlumberger Манапов Тимур Фанузович, ОАО “ТНК-ВР Менеджмент” 15:30 SPEКомплексный подход к проведению ГРП 136072 Ачимовских пластов на месторождениях Западной Сибири С. Марино, SPE, Шлюмберже, Е. Волокитин, SPE, A. Хабаров, Salym Petroleum Development N.V., K.Д. Маут, SPE, T. Ишмеев, K.T. Муллен, SPE, и K.K. Бутула, SPE, Шлюмберже

SPEСоздание технологического комплекса с 138076 забойным парогазогенератором на монотопливе В. Грайфер, Н. Николаев, В. Кокорев, Г. Орлов, К. Бугаев / ОАО «РИТЭК» Повышение эффективности работ с приме16:10 SPE130626 нением ГНКТ на Ванкорском месторождении Сулейман Ситдиков (Роснефть), Берт фон Гертцберг, Станислав Заграничный (Трайкан Велл Сервис) 16:30 SPEПроведение эффективного гидроразрыва 131729 пласта с использованием пластовой воды в Западной Сибири A. Федоров, SPE, Д-K. Фу, SPE, K. Муллен, SPE, Л. Кочмар, Б. Лунгвитц, SPE, и М. Дессингер, SPE, Шлюмберже 16:50 SPEВлияние Расходa Kислоты на Процесс 136217 Травления и Проводимость Гидроразрыва M. Pournik, L. Li, B. Smith, and H.A. Nasr-ElDin, Texas A&M University, SPE 17:10 SPEОбработка призабойной зоны пласта с 138077 использованием термолиза монотоплива В. Грайфер, В. Кокорев, Г. Орлов, К. Бугаев / ОАО «РИТЭК» Сессия 6: Ультрасовременное нефтегазовое оборудование и системы Вторник 26 октября, 15:30 - 17:30 Cопредседатели: О Галлахер Том, Schlumberger Вашкевич Алексей Александрович, ЗАО «Самара-Нафта» 15:30 SPEInline Технологии — Новые Решения 136390 Газожидкостной Сепарации Е. Кремлева, Р. Фантофт, Р. Микельсен, А. Реда / FMC Technologies 15:50 SPEМетоды измерения многофазного потока: 138092 опыт Ванкорского месторождения Семёнов А.А., Бахитов Р.Р./ Ванкорнефть, Абрамочкин С.А./ Шлюмберже 16:10 SPEНовое решение: оперативное измерение ско136142 рости коррозии промысловых трубопроводов Егор Сухнат, ОАО «ТНК-Нижневартовск» 16:30 SPEСледующий этап в разработке многофазных 132563 расходомеров – представление более подробной информации о расходе и расширении области применения Мартиджн Тол и Морнет Брандт, «Роксар Флоу Менеджмент» 16:50 SPEОптимизация эффективности работы лопа135795 точных машин путем создания формы лопатки минимального сопротивления Ф.А. Слободкина, В.В. Малинин, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина Проектирование комплексной информаци17:10 SPE138053 онно-управляющей системы на примере Юрубчено-Тохомского месторождения Алексей Зебзеев / ОАО «ТомскНИПИнефть»

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

Сессия 7: Управление заводнением Среда 27 октября, 11:30 -13:30 Cопредседатели: Ибатуллин Равиль Рустамович, Институт “ТатНИПИнефть” ОАО “Татнефть” Манапов Тимур Фанузович, ОАО “ТНК-ВР Менеджмент” Адаптация расчетной модели разработки по 11:30 SPE136432 фактическим геолого-промысловым данным на примере месторождения Чайво: использование вспомогательных механизмов адаптации модели одиночной скважины в сочетании с адаптацией модели полномасштабной разработки месторождения Дэйв Стерн, Джессика Бэнфилд, Марк Лангенберг, Корпорация «Эксон Мобил» 11:50 SPEНовый подход для реалистичного модели138071 рования трещин ГРП и техногенных трещин на полномасштабных гидродинамических моделях Богачев К.Ю., Шелков В.Г./ ООО «Рок Флоу Динамикс» 12:10 SPEЭкспресс метод оценки целевого КИН на 136139 основе статистических характеристик коллектора Рощектаев А.П., Якасов А.В., ООО «РНУфаНИПИнефть», Краснов В.А., Торопов К.В. ОАО «НК «Роснефть» 12:30 SPEПовышение нефтеотдачи низкопроницаемых 133746 пластов с помощью гидродинамических моделей на базе результатов промысловых исследований Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Черноглазова Н.Н. / ООО «Газпромнефть НТЦ» 12:50 SPEМоделирование трещин, образовавшихся 136560 в результате заводнения на ЗападноСалымском месторождении Александр Аниськин, Ирина Чмуж, SPE, Рушан Сахибгареев, SPE; Salym Petroleum Development 13:10 SPEАдаптивная технология управления процес138055 сом заводнения Костригин И. В., Хатмуллин И. Ф., Хатмуллина Е. И. ООО «РН УфаНИПИнефть» Сессия 8: Примеры из практики и моделирование резервуара Среда 27 октября, 11:30 -13:30

RO&G 2010 11:50

12:10

SPEОсобенности геологического строения ниж138083 них горизонтов юрского разреза и доюрского фундамента Томской области (на примерах Майского и Фестивального месторождений) Пинус О.В., Иванов Д., Гостев М. / Шлюмберже, DCSНаймушин Д.Г, Попов А.А. / Imperial Energy, ONGS Videsh Освоение нетрадиционных объектов SPE136022 нефтепоисковых работ – трещинных и кавернозно-трещинных резервуаров – один из главных резервов роста ресурсной базы нефтегазодобычи на шельфе Сахалина Коблов Э.Г.,ООО «РНСахалинНИПИморнефть»; Ткачева Н.А., ЗАО «Элвари Нефтегаз», г. ЮжноСахалинск; Харахинов А.В., ООО «РНСахалинНИПИморнефть»

Cопредседатели: Байков Виталий Анварович, ООО «РН-УфаНИПИнефть» Волокитин Яков Евгеньевич, Salym Petroleum Development 11:30 SPEОписание докембрийских нефтегазоносных 136334 систем Восточной Сибири: Подтверждение по данным нефтяной геохимии и бассейнового моделирования Мелани А. Эверетт, Шеврон Энерджи Текнолоджи Компани

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2010

RO&G 2010 11:50

12:10

12:30

12:50

13:10

SPEСовершенствование и применение цифро136395 вого интерфейса направленного бурения в реальном масштабе времени Рассел Торрес, Виктор Госки (SPE), Джон Снайдер (SPE), Александр Харитонов (Halliburton) SPEОптимизация Износа Долота в Реальном 136006 Масштабе Времени, при Использовании Буровой Системы Интеллектуальной Поддержки Б. Рашиди, Г. Хареланд, М. Тахмин, М. Анисимов и С. Абдразаков, Университет Калгари SPEПередовые технологии и практические реко135148 мендации по бурению в тяжелых условиях Майкл Джеллисон, ОИН, NOV Grant Prideco; Герман Шпёркер, ОИН, OMV E&P; Р. Бретт Чендлер, ОИН, Валентин Абашин, NOV Grant Prideco SPEЭффективный подход к обновлению геоло136319 гической модели Э. Сютер, IRIS – Международный Исследовательский Институт Ставангера / UiS – Университет Ставангера, Э. Кайо, Э. Вефринг, Л.И. Нэшейм, Х.А. Фриис (IRIS), А. Эскалона, Т. Корстад (UiS) SPEБурение и заканчивание сложных скважин с 125991 чрезмерными моментами и сопротивлением Тим Паркер Лонг (SPE, Chevron) Джон Эдвард МакКормик, SPE, и Мелисса Энн Фрило, SPE, Weatherford International Ltd.

12:30

SPEКритерии идентификации кремнистых толщ 136311 и песчаных коллекторов в осадочных разрезах Охотоморского шельфа по скважинным и сейсмическим данным Булгаков Р.Ф., Жаров А.Э., Кораблинов В.Е., Кровушкина О.А., Терещук А.А./ЗАО “РНШельф Дальний Восток” 12:50 SPEАнализ результатов исследований коллекто136248 ра трещиновато-кавернозно-порового типа Альфред Давлетбаев, Виталий Байков, РН-УфаНИПИнефть, Томас Дое, Golder Associates Inc., Ольга Емченко, Алексей Зайнуллин, Андрей Игошин, РНУфаНИПИнефть, Алексей Федоров, РНСеверная нефть 13:10 SPEОткрытие нового нефтегазоносного бассей136305 на на шельфе о. Сахалин Бычков А.В., ООО «РНСахалинНИПИморнефть», г. ЮжноСахалинск Сессия 9: Планирование и проектирование скважин Среда 27 октября, 11:30 -13:30 Cопредседатели: Ботт Адам, Schlumberger Харитонов Андрей Борисович, Halliburton 11:30 SPEРезультаты применения новых технологий в 135969 бурении при разработке сложного месторождения Восточной Сибири – Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения К. Уилсон, SPE, ВЧНГ, И. Шокарев, SPE, Дж. Смолл, SPE, и Э. Ахундов, SPE, Шлюмберже

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

RO&G 2010

Сессия 10: Примеры из практики и мониторинг коллектора Среда 27 октября, 14:30 -16:30 Cопредседатели: Колбиков Сергей Валентинович, ОАО «НОВАТЭК» Красневский Юрий Сергеевич, ОАО “ТНК-ВР Менеджмент” 14:30 SPEОпределение остаточных извлекаемых запа138081 сов в обводненных зонах Р.М. Кац, SPE, Институт системных исследований РАН; Е.Р.Волгин, SPE, ТНК-BP 14:50 SPEРазработка критериев выделения работаю136272 щих интервалов в низкодебитных горизонтальных скважинах на основе физического эксперимента и скважинных исследований Р.Валиуллин, Р.Яруллин, А.Яруллин, Башгосуниверситет; В.Шако,SPE, А. Паршин, SPE, Schlumberger. 15:10 SPEКонденсатоотдача низкопроницаемых кол136380 лекторов, эффективность сайклинг-процесса С.В. Колбиков, ОАО «НОВАТЭК» Оптимизация проектирования траектории 15:30 SPE136288 скважины в условиях геологической неопределенности: пример применения на сложном североморском месторождении Ральф Шульце-Ригерт, Ма Донг, Карл Хескестад, Маркус Кроше, Хасан Мустафа, Константин Стекольщиков, Мохаммад Багери

15:50

SPEМониторинг гидродинамических парамет138049 ров совместно эксплуатируемых нефтяных пластов Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. / РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 16:10 SPEКомплексная лабораторная методика опре138048 деления коллекторских свойств анизотропных пластов при фильтрации аномальных нефтей Кадет В., Дмитриев Н., Мамедов М. / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Сессия 11: Контроль за скважиной Интеллектуальные скважины Среда 27 октября, 14:30 -16:30 Cопредседатели: Загуренко Алексей Геннадьевич, ОАО «НК «Роснефть» Галливан Джон, AGR-Tracs 14:30 SPEВлияние многослойного пласта на поведение 138087 газоконденсатной скважины в ходе многорежимного ГДИ A.Шандрыгин, SPE, Д.Руденко, SPE, Д.Кузьмичев, SPE, Schlumberger 14:50 SPEРеализация концепции мониторинга в реаль136375 ном времени ЮЛТ Приобского месторождения Барышников А.В., Сидоренко В.В., Тычинский А.Н., Тимохович Ю.И., Сафронов Д.А. / ООО «Газпромнефть – Хантос»Гладков А.В., Кондаков Д.Е. / ЗАО «Центр технологий моделирования

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#10 October 2010

RO&G 2010 15:30

15:50

16:10

15:10

SPEОсобенности применения одновременно138089 раздельной эксплуатации скважин на ЮЛТ Приобского месторождения Барышников А.В., Кофанов О.А., Сидоренко В.В., Брезин А.М / Газпромнефть-Хантос. Кременецкий М.И., Кокурина В.В. / Газпромнефть-НТЦ 15:30 SPEДистанционный контроль и оптимизация 136384 добычи, применяемые компанией «Шелл» Франц ван дер Берг, SPE, Кит-Чун Го, SPE, Эдвин ван Донкелаар и Роберт Парчевски, SPE, компания «Шелл». 15:50 SPEВыбор параметров управления для задач 136378 оптимизации добычи большой размерности на примере месторождения Бругге Д. Невдел, IRIS; М. Асадоллахи, NTNU 16:10 SPEДостижения в области моделирования уст135998 ройств пассивного контроля притока помогают оптимизировать заканчивание горизонтальных скважин Л.Островски и А.Галимзянов, Бейкер Хьюз; E.Б. Уэлкер, Р.В.Э. Деа Сессия 12: Использование новейших технологий и примеры из практики Среда 27 октября, 14:30 -16:30 Cопредседатели: Поч Клаус, OMV Вашкевич Алексей Александрович, ЗАО «Самара-Нафта» 14:30 SPEОптимизация сброса попутно добываемой 138078 воды с помощью концептуальной модели наземного обустройства С.В Ломовских, В.А. Смыслов, Е.А. Сухов (ООО «СамараНИПИнефть»), В.А. Шашель, В.Н. Кожин (ОАО «Самаранефтегаз»), Ю.В. Некипелов (ОАО «НК «Роснефть») 14:50 SPEСистемный подход к обеспечению целост138063 ности, надёжности и безопасности производственных объектов Деревякин Е.М. / Салым Петролеум Девелопмент Б.В. 15:10 SPEИспользование попутного нефтяного газа 136316 (ПНГ) — опыт Норвегии Ляйф Хиндеракер, SPE, и Стайнар Ньё, SPE, Норвежский нефтяной директорат

SPEНадежные и многофункциональные системы 136377 управления для использования в сложных арктических условиях Ян ван ден Аккер (Jan van den Akker) (SPE), Тобиас Фелькель (Tobias Völkel) (Cameron) Салымский проект SPE136559 Эндрю Дикон и Говард Макей, САЛЫМ ПЕТРОЛЕУМ ДЕВЕЛОПМЕНТ (СПД)

Модель современного развития научно-проSPE136144 ектных организаций в нефтегазовой отрасли А.Ф. Исмагилов, SPE, Е.Ю. Белкина, Д.В. Воловецкая / ОАО «НК «Роснефть»

Сессия 13: Интенсификация притока II Четверг 28 октября, 12:00 -13:30 Cопредседатели: Энкабабян Филипп, Schlumberger Ипатов Андрей Иванович, ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ» 12:00 SPEИнтерактивное петрофизическое моде138093 лирование залежей с обширной переходной зоной (на примере месторождений Салымской группы) Я.Волокитин, А. Хабаров, Салым Петролеум Девелопмент

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2010

RO&G 2010 Сессия 14: Геологическое моделирование Четверг 28 октября, 12:00 -13:30

12:22

12:44

13:06

SPEКомплексное моделирование системы тре136393 щиноватости и оценка ее влияния на динамику эксплуатации коллектора с тяжелой нефтью С. Оурсегов, Лукойл; А. Ранджан, IFP Middle East; М.В. Чертенков, Лукойл; Е. Тараскин, Лукойл; П. Хабиг, Beicip-Franlab Гидравлический разрыв пласта как метод SPE138056 совершенствования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии Мукминов И.Р., SPE, Муллагалин И.З., Шаяхметов Р.А., ООО «РНУфаНИПИнефть», Пасынков А.Г., ОАО «ТНК-BP», Белогузов А.Ф., Шабловский А.В. ООО «РН-Юганскнефтегаз», Никитин А.Н., ООО «РН SPEВоздействие кислот на карбонаты: интегра136409 ция результатов микро и макро моделирования явления образования червоточин К.М.Федоров, А.С.Смирнов и Т.А.Кремлева; Тюменский государственный университет

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Cопредседатели: Монастырев Сергей Владимирович, ОАО “СибНАЦ” Голованов Дмитрий Юрьевич, ОАО «НК «Роснефть» 12:00 SPEПостроение детальной трёхмерной геологи136422 ческой модели месторождения со сложным геологическим строением на основе принципиальной фациальной модели Костеневич К.А. (СургутНИПИнефть), Дышлевский М.Б. (Roxar) 12:22 SPEКомплексный подход при анализе геолого136322 гидродинамических неопределенностей, нижнепермские карбонатные отложения, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, Россия А.Ф. Ширази, С.В. Солоницын, И.А. Куваев / КонокоФиллипс Россия Инк. Перспективы внедрения методов многото12:44 SPE135911 чечной статистики в практику геологического моделирования Безруков А.В., Давлетова А.Р., ООО «РНУфаНИПИнефть» 13:06 SPEИнтеграция промысловых, геологических и 138079 геофизических данных при построении геологических моделей месторождений Колесников Д.С., Шипенков Р.А., Игнатов И.С., Костюченко С.В., Черкас Е.О., Цибизова Е.H., Бабухина Н.А., Межнова Н.Ю., Рощин А.В. / ООО «СИАМ Инжиниринг» Сессия 15: Примеры из практики/ Контроль процесса бурения Четверг 28 октября, 12:00 -13:30 Cопредседатели: Меденцев Сергей Викторович, MI-SWACO Харитонов Андрей Борисович, Halliburton 12:00 SPEРекомендации по оптимизации техноло136341 гического процесса при проектировании и эксплуатации интеллектуальных водонагнетательных скважин Клиффорд Аллен, SPE, Halliburton WellDynamics, Араш Аджайи, SPE, Model Energy 12:22 SPEПервый успех селективного заканчивания 136038 скважин в низкопроницаемом газовом коллекторе и интенсификации притока гидроразрывом в пластах свиты Сара, Блока Руб Аль-Хали в Саудовской Аравии Ред Бухамсин и Айрат Хакимов («Лукойл – Саудовская Аравия»); Леопольдо Сьерра, Дастин Янг и Марк Мачала («Халлибуртон»). 12:44 SPEПодходы оценки производительности буро132719 вых работ Чимеребере О. Нквоча/ Геопро Тех. Лимитед 13:06 SPEБурение боковых стволов и углублений на 138061 юрские коллектора Вынгапуровского месторождения Кольба П.В., Климов М.Ю. / ООО “Газпромнефть НТЦ” Сессия 16: Моделирование Четверг 28 октября, 14:30 -16:00

#10 October 2010

RO&G 2010 15:14

Cопредседатели: Загуренко Алексей Геннадьевич, ОАО «НК «Роснефть» Ибатуллин Равиль Рустамович, Институт “ТатНИПИнефть” ОАО “Татнефть” 14:30 SPEМоделирование Сложного пласта отложений 134209 река-дельта для определения возможности улучшения нефтеизвлеченния на зрелых нефтяных месторождениях: Исторические материалы M.C. Urdaneta, SPE, F.J. Angel, SPE, Y.E. Askoul, SPE, J. Guevara, and E.R. González, SPE, PDVSA. 14:52 SPEМогут ли гидродинамические модели помочь 136318 в управлении эксплуатацией месторождения? Метод контроля качества гидродинамических моделей пластов Д. Галливан, TracsConsult; Р. Пепеляев, TracsConsult; Р. Садиков, TracsConsult; Р. Лариджани, Transconsult 15:14 SPEМетоды расчета продуктивности и интерпре133477 тации КВД для скважин сложной архитектуры В.А. Иктисанов / институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» 15:36 SPEКалибровка профиля вертикальной проница136287 емости по скважинным данным Хасанов М.М.,Торопов К.В., Лубнин А.А., ОАО «НК «Роснефть» Сессия 17: Механизированная добыча Четверг 28 октября, 14:30 -16:00 Cопредседатели: Гладков Андрей Валерьевич, ЗАО Центр Технологий Моделирования О Галлахер Том, Schlumberger Прогноз риска солеотложения в скважине 14:30 SPE135084 при подборе насосного оборудования для добычи нефти В.А. Еличев, SPE, А.И. Волошин, SPE, О.А. Латыпов, А.С. Топольников, SPE, ООО “РНУфаНИПИнефть”; К.Л. Готвиг, SPE, Р.А. Хабибуллин, SPE, ОАО “НК “Роснефть” 14:52 SPEНаилучшие Практики и Инновации для 136407 увеличения наработки УЭЦН на примере зрелых месторождений Компании ТНК – ВР, Российская Федерация Дэниел С. Борлинг, SPE, «BP»; Сергей Свидерский, SPE и Сергей Горланов, «ТНКВР»

SPEТехнологические решения для разработки 135921 месторождений, разрабатываемых на пределе рентабельности Ибатуллин Р.Р. (институт “ТатНИПИнефть” ОАО “Татнефть”), Тахаутдинов Ш.Ф. (ОАО “Татнефть”), Ибрагимов Н.Г. (ОАО “Татнефть”), Хисамов Р.С. (ОАО “Татнефть”) 15:36 SPEТехнико-экономическая стратегия в управле138066 нии солеотложением – важный фактор повышения эффективности нефтедобычи Александр Волошин (Alexander Voloshin, ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Ильгиз Ганиев (Ilgiz Ganiev, ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Виктор Рагулин (Viktor Pagulin, ООО «РНУфаНИПИнефть»), Евгений Невядовский (Evgenii Neviadovskii, ООО «РНУфаНИПИнефть») Сессия 18: Разработка морских месторождений, включая арктический шельф Четверг 28 октября, 14:30 -16:00 Cопредседатели: Золотухин Анатолий Борисович, РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина Мухитов Aдиль, Schlumberger 14:30 SPEОсвоение Лунского шельфового нефтегазо135872 кондесатного месторождения — как технологии сделали возможной разработку этого крупного месторождения в сложных субарктических условиях Юн ван дер Хорст, Йерун Уэберс, Дэвид Браун, Кристоф Цербст, Фил Муир, Билл Коннон, Трэвис Пурвис / «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» 14:52 SPEКомплексное освоение Пильтунского участка 135948 Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения в условиях субарктического шельфа Анна Шляхова, SPE, Тимур Касумов, Малкольм Джонс, SPE, Дэвид Морган, «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд». 15:14 SPEОценка эффективности применения высоко138072 технологичных скважин в условиях арктического подводного нефтяного промысла А.А. Хруленко, А.Б. Золотухин, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 15:36 SPEИсследование влияния конструкции МСП на 136048 устойчивость опорного блока Гусейнова Н.И. и Гусейнов И.Г., НИПИнефтегаз Стендовые доклады SPEПоиск наилучшей альтернативы для реше132073 ния проблемы закупоривания в устройстве регенерации MEG с использованием метода AHP З. Khorrami и Б. Karimkhani, South Pars газа комплекс Фазы 4 и 5 и Ф. Фархади, Шариф Индустриальный университет, Технологический университет Шарифа

Oil&GasEURASIA

ПОСЕТИТЕ НАШ СТЕНД № E3

Это издание ежемесячно читают 80 тыс. пар глаз. И чем больше россиян увидит информацию о вас, тем значительнее вырастет объем продаж вашей продукции. У журнала «Нефть и газ Евразия» – наиболее квалифицированная целевая аудитория среди печатных изданий и интернет-публикаций, поэтому пристальное внимание всех заинтересованных глаз в России вам обеспечено. Только «Нефть и газ Евразия» предложит вам:

• самый высокий в России тираж среди крупных коммерческих нефтегазовых изданий; • изданный в Москве журнал с параллельным текстом на русском и английском языках; • репортажи собственных корреспондентов из важнейших нефтегазовых регионов; • достоверные данные по объему тиража, подтвержденные Бюро по исследованию тиражей отраслевых изданий (ВРА).

Хотите узнать о нас больше – посетите сайт www.oilandgaseurasia.com !

Московское представительство «Формост (Кипр) Лимитед» 119180, РФ, Москва, ул. Малая Полянка, д. 12А, офис 11-12 Тел: +7 (495) 234-95-69 Факс: +7 (495) 234-98-16 e-mail: foremost@comail.ca Web-site: www.foremost.ca (доступна русская версия)

CONFERENCE

ADVERTORIAL SECTION

Coiled Tubing Gains Pace Колтюбинг набирает обороты This article was supplied courtesy of the Coiled Tubing Times Journal

he 11th International Scientific and Practical Coiled Tubing and Well Intervention Conference, organized by ICoTA (Intervention and Coiled Tubing Association), its Russian representative CTTDC (Coiled Tubing Technologies Development Center) and Coiled Tubing Times Journal, took place on September 15-17 in the capital of Russia in the Renaissance Moscow Hotel. Held under the auspices of Ministry of Energy of the Russian Federation, the event was sponsored by Foremost, Global Tubing, Schlumberger, NOV Fidmash, Tegas and Tenaris. The technical sessions were preceded by a one-day Short Course “Coiled Tubing – Equipment, Technologies and Applications”, conducted by its author Dr. H.B. (Bernie) Luft, PhD, P.Eng. The 10-hour seminar catered for both beginners and experienced users of coiled tubing. Attendees got information on cutting-edge CT working life testing systems, the influence of mechanical damage on the CT fatigue life, the ways to overcome mechanical damage, and state-of-the-art methods of CT repair in the field and within production facilities. Listeners got acquainted with CT drilling equipment, BHA and directional drilling system structure, short radius CT drilling and sidetracking, including that in underbalanced conditions. Each participant got a Short Course Summary in Russian and a Certificate of Attendance. CT drilling is gaining in popularity in Russia. There is an intense ongoing growth in the sidetracking market which is expected to triple over the next five years. That was the highlight of the introductory speech of Leanid Hruzdzilovich, Head of Scientific Council, Coiled Tubing Technologies Development Center, addressed to conference participants. Hruzdzilovich pointed out that over the 12 years since the first conference on coiled tubing technologies, which was unique in the industry at that time, many positive changes had taken place. New equipment manufacturers and companies have appeared to offer high-quality service and the role of local service companies has matured. The number of coiled tubing units (CTU) operated in Russia has grown from 46 to over 140, and the growth has been much faster than the world average. The number of operations using CTU has grown from less than 1,000 a year to over 10,000. This ten-fold increase has been accompanied by growing sophistication in operations: apart from simple well flushing, cementing and isolation jobs, deep CT drilling has become more widespread. The conference program included four sessions covering about 30 reports delivered to a hundred participants representing oil producers (Rosneft, Gazprom, Gazprom Neft, Surgutneftegaz, Bashneft, Poltava Oil Company, TNK-BP, etc.), ser-

Статья предоставлена редакцией журнала «Время колтюбинга»

остоялась 11-я Международная научно-практическая конференция «Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы», организаторами которой выступили Ассоциация специалистов по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам ICoTA, ее российский представитель – Центр развития колтюбинговых технологий и редакция журнала «Время колтюбинга». Мероприятие прошло под эгидой Минэнерго России 15-17 сентября в Первопрестольной, в отеле «Ренессанс Москва». Спонсорами конференции выступили компании Foremost, Global Tubing, Schlumberger, СЗАО «Фидмаш», «Тегас» и Tenaris. Технические сессии предварял однодневный семинар «Колтюбинг – оборудование, технологии и применение», автором и лектором которого выступил профессор Берни Луфт. Десятичасовой курс был рассчитан как на новичков, так и на опытных пользователей колтюбинга. Слушатели получили информацию о современных системах оценки срока службы гибкой трубы, влиянии на ее усталостный ресурс поверхностных дефектов и способах их ликвидации, ознакомились с современными подходами к ремонту гибких труб на промысле и в промышленных условиях, а также узнали об оборудовании, необходимом для колтюбингового бурения, устройстве КНБК и систем направленного бурения, бурении гибкой трубой короткого радиуса и бокового ствола, в том числе на депрессии. Каждый участник получил русифицированный конспект семинара и именной сертификат, подтверждающий прохождение курса. Колтюбинговое бурение становится все более популярным в России. Наблюдается интенсивный рост рынка зарезки боковых стволов, который, согласно прогнозам, за ближайшие пять лет увеличится более чем в три раза. На это указал председатель ученого совета Центра развития колтюбинговых технологий Леонид Груздилович в своем вступительном слове к участникам конференции. Он отметил, что за 12 лет, прошедших со времени первой конференции по колтюбинговым технологиям, тогда еще единственной в своей отрасли, произошло множество положительных изменений. Появились новые производители оборудования, были образованы компании, выполняющие высококачественный сервис, выросла роль местных сервисных компаний. Количество работающих в России КТУ увеличилось с 46 до более чем 140, причем рост шел значительно быстрее, чем в среднем по миру, а число производимых с их помощью работ – с менее чем 1 тыс. в год до более чем 10 тыс. Это десятикратное увеличение сопровождалось усложнением производимых операций: помимо простых промывок все более популярными становились цементировочные, водоизоляционные работы, а также колтюбинговое бурение на больших глубинах. Программа конференции включала четыре сессии, вместившие около трех десятков докладов. Их прослушало более сотни участников, представлявших нефтегазодобывающие («Роснефть», «Газпром», «Сургутнефтегаз», «Газпром-нефть» «Башнефть», «Татнефть», «Полтавская нефтяная компания», ТНК-ВР и др.), нефтегазосервисные (Schlumberger, Trican Well Service, Weatherford, «Когалымнефтепрогресс», «Югра-Азот-сервис», «Катобьнефть» и др.), производящие оборудование (СП «Фидмаш» и «Новинка», «Пакер», «Югсон-Сервис», НПО «Бурение», «РосТЭКтехнологии», Foremost, Global Tubing, Tenaris, «Тегас», Rosen и др.) компании. Участники высоко оценили кропотливую предварительную работу, проделанную организаторами в части отбора докладов и составления програм● Among others, conference participants featured representa-

tives of Surgutneftegaz and Belorusneft, pictured here in the foreground. ● Участники конференции. На переднем плане представители ОАО «Сургутнефтегаз» и РУП «ПО „Белоруснефть“».

Oil and gasEURASIA

КОНФЕРЕНЦИЯ vice companies (Schlumberger, Trican Well Service, Weatherford, Kogalymnefteprogress, Ugra Azot Service, CATOBNEFT, etc.), and equipment manufacturers (Fidmash and Novinka Joint Ventures, Packer, Yugson Service, Burenie, RosTEKtehnologii, Foremost, Global Tubing, Tenaris, Tegas, Rosen, etc.). The attendees appreciated diligent preliminary work of organizers in choosing papers and building-up the conference program. The utmost intensity of the proceedings became the hallmark of this year event: every speech aroused great interest, with questions and answers giving a clue to most intriguing technologies and techniques. Significant interest was shown to the report entitled “The Experience of Applying Coiled Tubing Technologies in Tatarstan” by Rubin Akhmetshin (Tatneft-RemService), outlining the principles of conveyor-type workover, which effectively combines coiled tubing and traditional technologies. No less interesting was a report by Damir Mukhametshin (Bashneft) summarizing the experience of applying coiled tubing technologies in Bashkortostan and highlighting the results of unique intertubular operations performed using the MK-10T unit equipped with 1-in. coiled tubing. Detlef Boss (Weatherford) draw attention of the audience to the use of a hydraulic tubing cutter in Kazakhstan fields in conditions when conventional e-line devices were inoperable. Nikolai Demyanenko (Belorusneft) presented two papers, covering development of coiled tubing technologies, and also experience and effectiveness of hydraulic and acid fracturing in terrigenous and carbonate formations in Belarus. Belorusneft service divisions have fulfilled successful fracturing jobs after purchasing NOV Fidmash complete set of equipment. Lyubov Magadova (Gubkin Russian State University of Oil and Gas) shared her news on penetration tests of polysaccharidic well-killing fluid under conditions simulating hydraulic fracture crack. Alexander Sorokin (Schlumberger) told the audience about the first experience of implementation of acid system MaXCO3 – compound aimed at oil recovery enhancement of carbonate reservoirs. Cutting-edge well intervention technologies in intensively developing producing regions were also brought into sharp focus during the conference. Alexander Uskov (Verkhnechonskneftegaz) told the participants about solving the problems of Verkhnechonskoye oil and gas-condensate field, and Stanislav Zagranichny (Trican Well Service) shared experience of well intervention with coiled tubing on Vankorskoye field. Quite a revelation was the report of Sergei Beryuschev (Welltec Oilfield Services) titled “An Introduction to Well Tractor Technology”, as downhole tractors are still an oddity in Russia. The reports by James Chernik (Foremost), Dmitry Zinin (Burenie Research and Production Association), Yury Shtakhov (RosTEKtekhnologii), Denis Vladykin (Tegas), were also devoted to equipment. Sergei Yurutkin of NOV Fidmash, the manufacturer that has produced 75 percent of all CTU operating in the CIS, informed the audience on the full complex of the equipment for modern hi-tech operations in oil recovery enhancement and well cementing. Ivan Pirch (Novinka of the FID Group) delivered a report titled “Technical Means for Directional Drilling in Coal Bed”, which covered the latest patented solution – the SNB8976M directional drilling system that has already been field-tested. The paper of Konstantin Burdin (Schlumberger) “Realtime Acquisition of Bottomhole Parameters Data with Coiled Tubing” became a sort of premiere as it was introduced a week earlier in Russia than in Florence at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, where the international presentation of this new technology was held. Discussions, disputes, debates, round table on development prospects of oilfield services, boat trip on the Moskva River… What else shall these three days be remembered for? Without any doubt, the most memorable thing will be face-to-face professional communication that turns colleagues into friends, and unites conference attendees into the club of the like-minded, open to anyone devoted to promotion of new oilfield services technologies. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Young specialists took an active part in the event.

Shown here from left to right are KATOBNEFT’s Alexander Davydov and Schlumberger’s Alexander Sorokin and Konstantin Basanov. ● Активное участие в конференции принимали и молодые специалисты (слева направо) Александр Давыдов (ООО «КАТОБЬНЕФТЬ»), Александр Сорокин и Константин Басанов (Schlumberger). мы. Ее предельная насыщенность стала отличительной чертой нынешней конференции: каждое выступление вызывало неподдельный интерес, материализовавшийся в конкретные вопросы, на которые докладчики давали ответы, приоткрывая завесу над самыми интригующими технологиями и методиками. С огромным вниманием был выслушан доклад Рубина Ахметшина (ООО «ТатнефтьРемСервис») «Опыт применения колтюбинговых технологий в Татарстане», в котором были изложены принципы конвейерного способа ремонта скважин, эффективно сочетающего колтюбинговые и традиционные технологии. Не меньший интерес вызвал и доклад Дамира Мухаметшина (ОАО «АНК „Башнефть“»), обобщавший опыт применения колтюбинговых технологий в Башкортостане и акцентированный на результатах уникальных работ по межтрубью, выполненных с помощью установки МК-10Т, оснащенной гибкой трубой диаметром 25,4 мм. Детлеф Босс (Weatherford) рассказал о проведении ремонтных работ на месторождениях Казахстана с использованием гидравлической резки трубы в условиях невозможности продолжения ремонта с помощью традиционных электрических устройств. Николай Демяненко (ПО «Белоруснефть») выступил с двумя сообщениями, в которых освещалось развитие колтюбинговых технологий, а также опыт и эффективность проведения гидравлических и кислотных разрывов в терригенных и карбонатных пластах Беларуси. Успешные ГРП на больших глубинах здесь стали проводить силами собственных сервисных подразделений после закупки полного флота производства СЗАО «Фидмаш». О фильтрационных исследованиях полисахаридной жидкости глушения скважин в условиях, моделирующих трещину ГРП, рассказала Любовь Магадова (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). Александр Сорокин (Schlumberger) ознакомил слушателей с первым опытом применения в России кислотной системы МаXСО3 – состава для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов. Не обошла вниманием конференция и применение прогрессивных технологий внутрискважинных работ в интенсивно развивающихся добывающих регионах. Александр Усков (ОАО «Верхнечонскнефтегаз») рассказал о решении задач Верхнечонского месторождения с применением ГНКТ, а Станислав Заграничный (Trican Well Service) поделился опытом применения колтюбинга в условиях Ванкорского месторождения. Настоящим открытием стал доклад Сергея Берющева (Welltec Oilfield Services) «Введение в технологию применения скважинных тракторов», которые пока еще являются диковинкой для России. Оборудованию были также посвящены доклады Джеймса Черника (Foremost), Дмитрия Зинина (НПО «Бурение»), Юрия Штахова («РосТЭКтехнологии»), Дениса Владыкина («Тегас») и др. С полным комплексом оборудования для выполнения современных высокотехнологичных операций по повышению нефтеотдачи пластов и цементированию скважин слушателей ознакомил Сергей Юруткин, представитель СЗАО «Фидмаш» – предприятия, выпустившего 75% установок, выполняющих работы в СНГ. Иван Пирч (СЗАО «Новинка» Группы ФИД) выступил с докладом «Технические средства для направленного бурения скважин», освещающим новейшую запатентованную разработку – систему направленного бурения СНБ89-76М, уже прошедшую первые испытания на промысле. Доклад Константина Бурдина (Schlumberger) «Параметры забоя с ГНКТ в режиме реального времени» стал своеобразной премьерой, поскольку прозвучал в России на неделю раньше, чем во Флоренции на ежегодной технической конференции и выставке Общества инженеров-нефтяников, где состоялась мировая презентация этой новой технологии. Обсуждения, споры, дискуссии, круглый стол «Перспективы развития нефтегазового сервиса», теплоходная прогулка по Москве-реке… Чем еще запомнятся эти три дня? Вне всякого сомнения, живым профессиональным общением, в процессе которого коллеги становятся друзьями, а участники конференции – клубом единомышленников, открытым для всех, кто предан общему делу продвижения новых технологий нефтегазосервиса.

METERING EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

Revived 305! Advanced Capabilities for Flow Metering in Reservoir Pressure Maintenance Systems

Опять 305! Расширенные возможности для измерения расхода в системах поддержания пластового давления Yevgenia Komelkova, Flow Product Manager, Metran Industrial Group

etran Industrial Group launched Metran-305PR flow meter at the end of 2005. The flow meter quickly proved to be a precise and reliable device, and now it is widely regarded as one of the best flow meters for reservoir pressure maintenance systems (RPMS). To continue redesigning Metran-305PR , the electronic module of the device was upgraded using advanced digital communications technologies in 2010. Our customers are able now to evaluate all the advantages of flow meters’ digital outputs (HART, Modbus RTU) and self-diagnostic features. The upgraded device reduces maintenance costs and provides a more accurate and long-term control based on continuous monitoring of process parameters. The meter was upgraded by Metran Engineering Center. In doing so, our engineers were well aware that for making any changes and improvements the basic rule was to preserve the existing advantages. Besides, over the time it has been in operation, we have accumulated a great number of our customers’ wishes and studied the application requirements. This helped redesign the device to make it easier and cheaper for operation. The main advantages (Fig. 1): ● High metrological stability, ● Operating reliability, ● Flow tube self-purging, and ● Low ownership cost. Metran-305PR flow meters are used in valve manifolds designed for distributing and measuring the flow and pressure of water pumped into the injection wells of reservoir pressure maintenance systems and modular cluster pump stations. There is a variety of sources for injecting the water into a bed: open reservoirs, groundwater (infrabed water), oilfield aquifers, runoff water consisting of oilfield water mixed with extracted oil, water from precipitation tank farms and oil treatment plants, storm sewage of oilfield facilities. The quality of the water injected into beds varies depending on the injection source. The most questionable diversion facilities are open reservoirs, which are so much contaminated with silt and slurry in flood and stormy time that treatment facilities fail to cope with the load. Oil-contaminated sewage water also requires special treatment. The reservoir water flowing through the metering units is a mineralized fluid containing salt. It causes corrosion of pipes and contains solid particles resulting in deterioration of pipes and equipment. This is why it is critical for the devices which are in contact with the measured fluid to have no moving or wearing parts that can get broken or blocked as a result of operating in contaminated water. Metran-305PR vortex acoustic flow meters meet the requirements for use with reservoir pressure maintenance systems and water metering units. In addition, the flow tube have self-purging feature provided by generation of vortex behind the shedding bar, which along with the design solution minimizes build-ups, thus making the tube clean throughout the entire calibration interval.

Евгения Комелькова, менеджер по расходометрии, Промышленная группа «Метран»

ромышленная группа «Метран» начала выпуск расходомера Метран-305ПР в конце 2005 года. За достаточно короткий промежуток времени расходомер зарекомендовал себя как точный и надежный прибор. На данный момент он по праву считается одним из лучших расходомеров для систем поддержания пластового давления (ППД). В продолжение развития расходомеров серии Метран-305ПР в 2010 году произошло обновление электронного блока прибора, в нем были реализованы достижения современных технологий цифровых коммуникаций. Наши заказчики получили возможность оценить все преимущества цифровых выходных сигналов (HART, Modbus RTU) и самодиагностики расходомеров. Модернизированный прибор позволяет теперь максимально сократить затраты на обслуживание и обеспечить наиболее точный и долговременный контроль за счет непрерывного наблюдения за параметрами технологических процессов. Модернизация расходомера проводилась силами Инженерного центра ПГ «Метран». При этом наши инженеры прекрасно понимали, что при внесении любых изменений и усовершенствований основное правило – сохранить достигнутые преимущества. Кроме того, за время эксплуатации мы накопили огромное количество пожеланий наших заказчиков, изучили особенности применения. Это позволило доработать прибор так, чтобы облегчить и удешевить его эксплуатацию. Основными отличительными особенностями прибора (рис. 1) являются: ● высокая метрологическая стабильность; ● эксплуатационная надежность; ● эффект «самоочищения» проточной части; ● низкая стоимость владения. Расходомеры Метран-305ПР используются в блоках гребенок, предназначенных для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины систем поддержания пластового давления, а также в блочных кустовых насосных станциях. Источники воды для закачки ее в пласт могут быть различны – открытые водоемы, грунтовые (подрусловые воды), водоносные горизонты данного месторождения, сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды, воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Качество воды, закачиваемой в пласт, варьируется в зависимости от источника закачки. Наиболее проблематичны водозаборы открытых водоемов, которые в паводковые и ливневые периоды загрязнены илом и взвесью до такой степени, что очистные сооружения не справляются с нагрузкой. Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами, также требуют специальной очистки. Пластовые воды, проходящие через узлы учета, – это минерализованная среда, содержащая соль, она оказывает коррозионное воздействие на трубы, содержит твердые частицы, вызывающие износ трубопроводов и оборудования. Именно поэтому очень важно, чтобы у приборов, которые контактируют с измеряемой средой, отсутствовали движущиеся и изнашивающиеся детали, которые могут сломаться или засориться в процессе эксплуатации на загрязненной воде. Вихреакустические Oil and gasEURASIA

ИЗМЕРИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ● Fig. 1. Upgraded Metran305PR acoustic vortex flow meter. ● Рис. 1. Модернизированный вихреакустический расходомер Метран-305ПР. The enhanced Metran-305PR flow meter combines advantages of both HART and Modbus RTU digital and analog outputs. Digital output signals help read the parameters of: ● –Process: instant flow rate, accumulated volume, total operating time, analog output value, range percentage, vortex formation frequency, measured fluid temperature, signal pulse scale value, signal pulse width, and damping time; ● Flow meter: meter’s serial number, measurement limits, nominal diameter, range limits, abnormal situations, meter’s network address, as well as configure the device outputs: ● Pulse signal (pulse scale value and duration), analog signal (range limits), and damping. Abnormal situations that may arise during device operation can be controlled by digital output signals, apart from the 3-line liquid-crystal indicator. Abnormal situations include: ● Lack of flow rate, ● Random vortex formation in the flow tube, ● Air in the flow tube, ● Lack of water in the flow tube or the water level is less than half the flow tube diameter. The new features of Metran-305PR flow meter ensure its active use in the automated valve manifolds and modular cluster pump stations, where the parameters can be controlled in the local, automated or remote mode. The automated equipment collects, processes, stores and transmits the process information to the upper level, providing an on-line representation of the process. With Metran-305PR flow meter that controls abnormal situations, the emergency response time has decreased, and the diagnostic check of the device is now possible without calling a technician to the place of its installation. The enhanced Metran-305PR flow meter with digital output signals opens new prospects for controlling the process in reservoir pressure maintenance systems and monitoring the status of devices. The operation of precise, reliable and metrologically stable devices will allow you to provide quick acquisition of accurate data on the status and efficient control of the process. Metran-305PR vortex acoustic flow meter perfectly meets these requirements. The growing demand for Metran-305PR flow meters from both major oil producers and OEMs confirms the device’s advantages. Join us! Further information on the meter is available in catalogs (website www.metran. ru, Catalogs section). You can get technical consultation from the Customer Support Center (tel. +7 351 247 16 02, 247 1 555) and place an order with any regional Sales Office of the company (please find the contacts at www.metran.ru, Contacts section). We also invite you to visit the Automation School established by Metran Industrial Group, where you will get to know all company’s measurement instruments within three days. This free course also includes working with operational equipment and a plant trip. Please find out the dates for coming Courses at www.metran.ru, Training section.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

расходомеры Метран-305ПР отвечают предъявляемым требованиям для использования в системах поддержания пластового давления и узлах учета пластовой воды. Кроме того, они обладают так называемым эффектом «самоочищения» проточной части, который обеспечивается за счет вихреобразования за телом обтекания, что, в сочетании с конструктивными решениями, минимизирует образование отложений, оставляя ее практически чистой в течение всего межповерочного интервала. Модернизированный расходомер Метран-305ПР сочетает в себе преимущества как цифровых сигналов HART и Modbus RTU, так и аналоговых выходных сигналов. Цифровые выходные сигналы позволяют осуществлять чтение следующих параметров: ● измеряемого процесса: мгновенный расход, накопленный объем, время наработки, значение выходного токового сигнала, процент диапазона, частота образования вихрей, температура измеряемой среды, цена импульса сигнала, длительность импульса сигнала, время демпфирования; ● расходомера: заводской номер расходомера, пределы измерения, диаметр условного прохода, пределы измерения расхода, нештатные ситуации, сетевой адрес расходомера, а также конфигурирование выходных сигналов прибора: ● импульсный (цена и длительность импульса), токовый (пределы измерения), демпфирование. Нештатные ситуации, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации прибора, теперь можно проконтролировать не только с помощью трехстрочного ЖКИ, но и по цифровым выходным сигналам. К нештатным ситуациям относятся: ● отсутствие расхода; ● хаотичное вихреобразование в проточной части; ● воздух в проточной части; ● отсутствие воды в проточной части или уровень воды менее половины диаметра проточной части. Новые возможности расходомера Метран-305ПР позволяют активно использовать его в автоматизированных блоках гребенок и блочных кустовых насосных станциях, где контроль параметров можно осуществлять в местном, автоматическом или дистанционном режиме. Автоматизированные установки осуществляют сбор, обработку, хранение и передачу технологической информации на верхний уровень, что дает оперативное наглядное представление о процессе. Благодаря возможности контроля нештатных ситуаций расходомером Метран-305ПР, уменьшилось время реагирования на аварийные ситуации, а диагностика прибора теперь стала возможна без выезда технического специалиста на место установки. Модернизированный расходомер Метран-305ПР с цифровыми выходными сигналами открывает новые возможности контроля технологического процесса в системах поддержания пластового давления, а также мониторинга состояния приборов. Эксплуатация точных, надежных и метрологически стабильных во времени приборов позволит вам обеспечить оперативное получение достоверной информации о состоянии технологического процесса и возможность эффективного управления этим процессом. Именно таким требованиям удовлетворяет вихреакустический расходомер Метран-305ПР. Растущий спрос на расходомеры Метран-305ПР как со стороны ведущих нефтедобывающих компаний, так и со стороны предприятий«блочников» подтверждает достоинства прибора. Не упустите ваш шанс! Более подробная информация о приборе приведена в каталогах (доступны на сайте www.metran.ru, раздел «Каталоги»), технические консультации можно получить в Центре поддержки заказчиков по тел. (351) 247-16-02, 247-1-555. Заказ можно разместить в любом из региональных представительств компании (контакты доступны на www.metran.ru, раздел «Контакты»). Мы также приглашаем вас посетить Школу автоматизации на базе ПГ «Метран», где в течение трех дней вы ознакомитесь со всеми измерительными приборами, разработанными компанией. Этот бесплатный курс также включает в себя работу с действующим оборудованием и экскурсию по предприятию. График проведения семинаров Школы вы можете узнать на сайте www.metran.ru, раздел «Обучение».

BLOWOUT EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

High Quality of Blowout Equipment to Prevent Accidents Высокое качество ПВО убережет от аварий This article is provided courtesy of VZBT Trade House

or the average person a fountain of oil at an oilfield is a sign of its availability and a reason of drillers show off their joy as they rush to wash their faces with the first oil. But this happens only in movies. In fact, a blowing well is the result of a major, sometimes uncontrollable accident which requires both a long time and considerable material resources to eliminate. Damage is caused to equipment, the oilfield itself and to a great extent, to the environment. The whole world is watching the finale of the accident on the Deepwater Horizon floating platform in the Gulf of Mexico. Its consequences are hard to assess, but it is already clear that the oilspill will cost BP tens of billions of dollars. Accidents have various causes, but most frequently they result from improperly applied drilling technologies, insufficient personnel skills, a lack of knowledge of blowout safety rules, etc. To prevent and respond to gas, oil and water inflows and blowouts, blowout equipment is used. This equipment is regarded as one of the critical products in the oil and gas engineering. The oldest blowout equipment manufacturer in Russia is the Volgograd Drilling Equipment Plant (VZBT). The first Volgograd equipment units were shipped to customers in 1958. Year by year the plant increased its production of blowout equipment and has so far manufactured about 6,000 units. In addition, the company manufactures the seven unit sizes most in demand, with throughput diameters ranging from 180 to 425 millimeters for pressures from 21 to 70 MPa. Over time, the requirements on equipment changed and so did the plant’s technological capacities. Plant engineers designed equipment for greater pressure, improved hydraulic control, began to make extensive use of semifinished hammered-metal products, developed the K2 corrosion-proof design and changed and improved the overall design of equipment. But even now the engineering and production teams never let up in their work – documentation for K3 corrosion-proof preventers is being developed, the hydraulic control system is also being upgraded. Before VZBT blowout equipment reaches the customer, it undergoes a sophis-

Статья предоставлена ООО «Торговый дом „ВЗБТ“»

ля простого обывателя фонтан нефти на промысле – признак наличия ее на месторождении и предмет радости буровиков, спешащих умыться первой нефтью. Но это в кино. На самом деле, фонтанирующая скважина – результат тяжелой, порой принимающей неуправляемый характер, аварии, для ликвидации которой требуются не только длительный срок, но и значительные материальные ресурсы. Ущерб при этом наносится и оборудованию, и самому месторождению, и, в значительной степени, окружающей среде. За исходом подобной аварии, произошедшей на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе, наблюдает весь мир. Ее последствия трудно оценить, но то, что авария обойдется BP в десятки миллиардов долларов, уже понятно. Причины аварий различны, но чаще всего – это результат нарушения технологии бурения, недостаточно высокой квалификации персонала, незнания правил противофонтанной безопасности и т.д. С целью предотвращения возникновения и ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов применяется противовыбросовое оборудование – одно из самых ответственных изделий в нефтегазовом машиностроении. Старейшим производителем ПВО в России является Волгоградский завод буровой техники. Первые комплекты волгоградского оборудования были отправлены заказчику в 1958 году. Год от года завод увеличивал выпуск ПВО и к настоящему времени изготовил около 6 тыс. комплектов ОП, при этом выпускается семь наиболее востребованных типоразмеров с условным проходом от 180 до 425 мм, рассчитанных на давление от 21 до 70 МПа. С течением времени изменялись не только требования к оборудованию, но и технологические возможности и мощности предприятия. Разрабатывалось оборудование, рассчитанное на большее давление, модернизировалось гидроуправление, в больших объемах стала применяться металлургическая заготовка из кованого металла, было разработано оборудование в коррозионностойком исполнении К2, изменялась и дорабатывалась конструкция обо-

● VZBT manufactures seven blowout equip-

ment unit sizes most in demand on the market. ● ВЗБТ выпускает ПВО семи наиболее

востребованных на рынке типоразмеров. Oil and gasEURASIA

ПВО ticated procedure of factory tests, comprehensive testing of virtually all the assemblies for compliance with GOSTs (Russian national standards) and tests performed by the staff of research institutes at experimental drilling rigs in Astrakhan or Krasnodar. Only after all those tests the industrial tests start and, based on their results, permits are issued to use the equipment. Sometimes it takes years to pass through all these stages. Meanwhile, what has happened on the Russian blowout equipment market? According to Dmitry Sinyukov, member of the VZBT board of directors, the market has been invaded by low quality, counterfeit products. These include both old “repaired” blowout equipment, often with fake documents, and brand new equipment produced in almost home-crafted conditions without the proper use of technologies. Chinese-made blowout equipment falsely presented as manufactured in Russia has been used extensively lately though the majority of goods from the Middle Kingdom are sold under Chinese brands. Within a short time and without established production infrastructure or a complete testing cycle, Chinese manufacturers somehow succeed in obtaining permits for using their products in Russia. Unfortunately, the main criterion for many consumers, and for corporate procurement units in particular, is price, not quality. Nevertheless, the safety of drilling operations depends on the quality of blowout preventing equipment. This saves the borehole and equipment integrity, human health and sometimes even lives – which are more important than the money saved. Having passed all stages of design, testing and manufacture and with support for the equipment supplied, VZBT bears all the liability for the blowout equipment it produces and supplies and is justly considered the leader and pride of the Russian machine-building industry.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● BOP is regarded as one of the

most critical products in the oil and gas industry. ● Превентор – одно из наиболее ответственных изделий в «нефтянке».

рудования. Но даже сейчас конструкторы и технологи не прекращают работу – ведется разработка документации на превенторы в коррозионностойком исполнении К3, модернизируется система гидроуправления. Прежде чем противовыбросовое оборудование ВЗБТ попадет к заказчику, оно проходит сложную процедуру заводских испытаний, всесторонних испытаний практически всех узлов на соответствие требованиям ГОСТов, испытаний на опытных буровых установках в Астрахани или Краснодаре, проводимых под руководством сотрудников научно-исследовательских институтов. И только после этого начинаются промышленные испытания, по результатам которых выдается разрешение на применение оборудования. Порой на реализацию всей этой цепочки уходят годы. Что же в этой время происходит на российском рынке ПВО? По словам члена совета директоров Волгоградского завода буровой техники Дмитрия Синюкова, рынок наводнен низкокачественной контрафактной продукцией. Причем это как «отремонтированное» старое ПВО, часто с поддельными документами, так и совершенно новое, изготовленное в полукустарных условиях, без соблюдения технологии. В последнее время большой размах приобрело использование противовыбросового оборудования китайского производства, которое выдается за оборудование, изготовленное в России. Но, все же, большая часть ширпотреба из Поднебесной продается под китайскими марками. За короткое время, не обладая сильной проBlowout equipment manufactured by VZBT: изводственной базой, не проходя полную проПроизводимое на ООО «ВЗБТ» противовыбросовое оборудование: цедуру испытаний, китайские производители Passage Pressure, MPa / Давление, МПа умудряются получать разрешения на применеdiameter, mm ние своей продукции в России. 7 14 21 35 70 105 Ду, мм К сожалению, пока основной критерий для многих заказчиков и, в частности, служб матери100 ально-технического обеспечения компаний – не качество, а цена. 180 И все же, от качества противовыбросового оборудования зависит безопасность буровых 230 работ, а это – сохранность скважины и оборудования, здоровья, а порой и жизни людей, кото280 рые важнее экономии денежных средств, зачас350 тую незначительной. Пройдя все этапы разработки, испытаний, 425 внедрения на производстве, сопровождения поставленного оборудования Волгоградский 476 завод буровой техники несет полную ответственность за изготовленное и поставленное 540 противовыбросовое оборудование и по праву считается лидером и гордостью российского 680 машиностроения. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TUBULAR PRODUCTS

ADVERTORIAL SECTION

Premium Production – Advances in Threading Technologies Особенности национального производства «Премиум» Elena Zhuk

remium-class threaded joints ensure a well’s high resistance and complete tightness and help produce oil and gas in environments where traditional technologies cannot be applied. The premium segment of TMK’s activity was established in Russia three years ago and now includes production of pipes with premium threaded joints at the TMK-Premium Service unit’s facilities. Today the company is expanding its business boundaries: the enhanced quality thread is produced at all TMK plants, including IPSCO’s American pipe-production assets purchased in 2008. Sergei Rekin, Deputy Director General for Research and Development at TMK-Premium Service, told OGE about advantages that helped the company enter the international market and about its new developments. OGE: Sergei Aleksandrovich, could you tell us about the stages involved in manufacturing premium threaded joints? Rekin: To begin with, we evaluate the market for what we can offer the consumer. First, we look into import substitution and analyze products supplied by foreign manufacturers. Second, we strive to stay ahead of competition to provide the consumer with competitive solutions. New ideas appear to be later implemented in practice. Afterwards there is a large set of laboratory, bench, and field tests performed both by our own staff at the RosNITI research unit and by other contractors. The new products receive qualification which in essence confirms the consumer’s requirements. Then we arrange and launch serial production at the company’s plants.

OGE: You mentioned staying ahead of competition. Could you give an example? Rekin: A typical example is the new range of products that will be offered to consumers. These are pipes made of steel containing 5 percent and 13 percent of chrome designed for wells yielding carbon dioxide in the extracted products. Superchrome steel pipes are designed for wells containing H2S in addition to СО2. The products we offer will help Russian consumers to considerably extend the service life of wells in aggressive environments. This is an area of our ongoing work under research and engineering programs in cooperation with Gazprom and Rosneft. OGE: What tests do consumers usually require for threaded joints? Rekin: We strive to apply the API 5C5/ISO 13679 standard that is used for tests internationally. This standard ensures quite a tough procedure for threaded joint tests. It includes four evaluation categories, the highest being CAL4, which is mainly required for testing joints designed for operation at offshore fields. In Russia, Gazprom tests threaded joints for gas tightness at its research unit Gazprom VNIIGAZ. According to its rules, all new threaded joints undergo bench tests at Gazprom VNIIGAZ. The uniqueness of the equipment available there enables field tests of joints in environments containing hydrogen sulphide. It should be pointed out that all premium threads produced by TMK have successfully passed these tests. OGE: Are your products tested abroad? Rekin: Yes, they are. For instance, tests for compliance with API 5CT/ISO 13679 are carried out at the Oil States Center in Aberdeen (Scotland) and CNPC Center in China, as there is no similar equipment in Russia yet to date.

Елена Жук

езьбовые соединения класса «Премиум» обеспечивают повышенную стойкость и полную герметичность скважины и дают возможность добывать нефть и газ в условиях, когда это невозможно сделать с применением традиционных технологий. Премиальный сегмент деятельности ТМК создан три года назад в России и включает производство труб с резьбовыми соединениями «Премиум» подразделением «ТМК-Премиум Сервис». Сегодня компания расширяет границы ведения бизнеса: резьба с улучшенными характеристиками нарезается на всех заводах ТМК, включая производственные площадки приобретенных в 2008 году американских трубных активов компании IPSCO. О том, какие преимущества обеспечил компании выход на международный рынок и о новых разработках корреспонденту НГЕ рассказывает заместитель генерального директора по научно-техническому развитию ООО «ТМК-Премиум Сервис» Сергей Рекин. НГЕ: Сергей Александрович, расскажите, пожалуйста, из каких стадий состоит процесс производства премиальных резьбовых соединений? Рекин: Сначала мы оцениваем рынок на предмет того, что можем предложить потребителю. Во-первых, проводим работу по импортозамещению, анализируем продукцию, поставляемую зарубежными производителями, во-вторых, все чаще работаем на опережение с целью предложить потребителю новые конкурентоспособные решения. Появляются идеи, которые позднее реализуются в «железе». После этого осуществляется большой комплекс лабораторных, стендовых и промысловых испытаний как собственными силами в научно-исследовательском подразделении компании ОАО «РосНИТИ», так и у других подрядчиков. Проводится квалификация новой продукции, являющаяся, по сути, подтверждением требований, предъявляемых к ней потребителем. Далее осуществляется постановка продукции на производство на заводах компании и серийный выпуск. НГЕ: Вы говорите об опережении. Что в этом направлении удалось сделать? Рекин: Характерным примером такой работы может послужить новая линейка продукции, которая будет предлагаться потребителям. Трубы из сталей, содержащих 5 и 13% хрома, предназначенные для скважин, содержащих в добываемой продукции углекислый газ. Для скважин, которые, помимо СО2, содержат еще и H2S, предусмотрены трубы из стали «супер-хром». Предлагаемая продукция поможет российским потребителям значительно продлить срок службы скважин в агрессивных условиях. В этом направлении ведутся работы по программам научно-технического сотрудничества с ОАО «Газпром» и с ОАО « НК „Роснефть“». НГЕ: Результаты каких испытаний резьбовых соединений обычно требует потребитель? Рекин: В международной практике, к применению которой мы сейчас стремимся, для проведения испытаний применяется стандарт API 5C5/ISO 13679, которым предусмотрена достаточно жесткая процедура испытаний резьбовых соединений. Стандарт включает четыре категории оценки, самая высокая из которых, CAL4, в основном, требуется для испытаний соединений, предназначенных для эксплуатации на морских месторождениях. Oil and gasEURASIA

ТРУБНАЯ ПРОДУКЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Sergei Rekin, Deputy

Director General for Research and Development at TMKPremium Service ● Заместитель генерального директора по научно-техническому развитию ООО «ТМКПремиум Сервис» Сергей Рекин

OGE: What can you tell us about TMK-Premium Service designers’ latest engineering solutions? Rekin: Drilling pipes with double-shoulder TMK-TDS joints have been widely used and acknowledged. Gazprom is giving up the regular design and will use only tubing with double-shoulder joints. We have also designed TMK-EXD tool joints, which help optimally use the strength properties of drilling pipes. The EXD tool joints’ design enables using the enhanced internal passage when using pipes of standard strength groups. We plan to develop this range for the horizontal drilling market. A modification of the ТМК-PF ET threaded joint for casing tubes has been designed to be used in arrangements of wells with long horizontal wellbores. This design makes it possible to apply excessive rotation torque to the joint during the run-in-hole operation. This joint is also positioned for casing pipe drilling. OGE: You pay a lot of attention to horizontal drilling. Does this mean this type of drilling is developing actively? Rekin: Yes, that trend certainly exists. Foreign companies with higher requirements for the pipes’ strength are entering the Russian market with their proprietary technologies. The U.S. and Russian drilling schools have been developing side by side, the main difference being the fact that turbine motor drilling has been used in Russia, whereas in the U.S. they used rotary drilling. That’s why the load and requirements for pipes differ considerably. In rotary drilling the load on the drilling tube casing is several times higher that’s why the drilling pipes’ yield limit exceeds 931 MPa. The Russian drilling market is actively developing, and Western technologies are coming here too. This became evident over the last five years. The drilling pipes market has gone towards the high-strength segment. This results from the use of the so called S-shaped profiles in wells with high-bend and horizontal wellbores, designed by the engineers to obtain the maximum efficiency of the constructed well. OGE: How has this trend affected TMK’s activities? Rekin: In 2008 TMK comprised TMK-IPSCO’s American enterprises with their range of ULTRA collarless premium threaded joints. By the way, ULTRA threaded joints make up over 40 percent of the U.S. market of premium joints used in the production of shale gas and the market share is increasing with new non-traditional gasfields. The cooperation within the company helps provide the customers with the complete range of pipes to build wells of any class of complexity, including horizontal wells: collared and collarless pipes with premium threaded joints of the assortment ranging from 60 to 426 millimeters. The complete supply package of pipes also helps offer a casing design that could reduce the amount of metal, sometimes up to 20-25 percent, and change the concept of traditional well design both in Russia and abroad. The competitive advantage of TMK-Premium Service is in the fact that the company offers solutions than can help reduce the cost of well drilling, construction and operation by up to 25-30 percent. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В России ОАО «Газпром» проводит испытания резьбовых соединений на газовую герметичность в своем научном подразделении ООО «Газпром ВНИИГАЗ». По правилам, существующим в компании, стендовые испытания в «Газпром ВНИИГАЗе» проходят все новые резьбовые соединения. Уникальность имеющегося оборудования позволяет также проводить натурные испытания резьбовых соединений в средах, содержащих сероводород. Необходимо отметить, что все премиальные резьбы ОАО «ТМК» выдержали испытания успешно. НГЕ: А за рубежом испытания вашей продукции проводятся? Рекин: Да. Например, испытания на соответствие требованиям стандарта API 5CT/ISO 13679 в центре Oil States в Абердине (Шотландия) и в центре СNPC в Китае, потому что на сегодняшний день в России аналогичного оборудования нет. НГЕ: Расскажите, пожалуйста, о последних разработках конструкторов «ТМКПремиум Сервис». Рекин: Широкое применение нашли и хорошо себя зарекомендовали бурильные трубы с двухупорными замками TMK-TDS. Так, «Газпром» «уходит» от обычной конструкции и будет применять только трубы с двухупорными замками. Также разработана конструкция бурильных замков TMK-EXD, которые позволяют наиболее оптимально использовать прочностные характеристики бурильных труб. Конструкция замков EXD позволяет применять увеличенный внутренний канал при использовании труб стандартных групп прочности. В наших планах – развивать эту линейку, которая будет ориентирована на рынок горизонтального бурения. Для строительства скважин с горизонтальными участками ствола большой протяженности разработана модификация резьбового соединения обсадных труб ТМК-PF ET, которая позволяет прикладывать к соединению избыточный момент вращения во время спуска колонны. Также это соединение позиционируется, как предназначенное для бурения на обсадных трубах. НГЕ: Вы уделяете большое внимание горизонтальному бурению. Связано ли это с активным развитием этого вида бурения? Рекин: Да, такая тенденция наблюдается. На российский рынок со своими технологиями приходят иностранные компании, которые предъявляют более высокие требования к прочности труб. Американская и российская школы бурения развивались параллельно, основным же различием является то, что в России применялось турбинное бурение, а в США – роторное, соответственно, нагрузки и требования к трубам значительно отличаются. При роторном бурении нагрузки на колонну бурильных труб в несколько раз выше, поэтому применяются бурильные трубы с пределом текучести более 931 МПа. В настоящее время российский рынок бурения активно развивается, к нам приходят и западные технологии. Это стало заметно в последние пять лет. Рынок бурильных труб ушел в сторону высокопрочного сегмента. Это связано с применением так называемых S-образных профилей в скважинах с большими искривлениями ствола и горизонтальными участками, которые закладываются проектировщиками с целью достижения максимальной эффектности построенной скважины. НГЕ: Как эта тенденция отразилась на деятельности компании? Рекин: В 2008 году в состав ТМК вошли американские предприятия ТМК-IPSCO со своей линейкой безмуфтовых премиальных резьбовых соединений ULTRA. Кстати, резьбовые соединения ULTRA занимают более 40% всего американского рынка премиальных соединений, применяемых при добыче сланцевого газа, и доля рынка увеличивается за счет новых нетрадиционных месторождений. Кооперация внутри компании позволяет предложить потребителям всю гамму труб для строительства скважин любого класса сложности, в том числе и горизонтальных – муфтовые и безмуфтовые трубы c резьбовыми соединениями «Премиум» в сортаменте от 60 до 426 мм. Комплексные поставки труб также позволяют предложить такую конструкцию колонн, которая могла бы снизить металлоемкость – в некоторых случаях до 20-25% – и поменять концепцию традиционной конструкции скважин как в России, так и за рубежом. Конкурентное преимущество «ТМК-Премиум Сервис» в том, что компания предлагает решения, которые помогут снизить затраты при бурении, строительстве и эксплуатации скважин до 25-30%.

APG

ADVERTORIAL SECTION

Innovative Technical Equipment in Utilization of Associated Petroleum Gas (APG) Инновационное технологическое оборудование в процессах утилизации попутных нефтяных газов (ПНГ) Article has been presented by CJSC GK RusGazEngineering Candidate of Technical Sciences G.K. Zibert, A.G. Zibert

APG utilization technologies include the following basic equipment: ● separation equipment for Stage I, Stage II and final separation stage of oil of various compositions, pressures and temperatures; ● compressor equipment for the specified gas compression to pressures required by Customer; ● heat exchange equipment for compressed gas cooling; ● mass-transfer equipment for gas treatment to the required dew point; ● equipment for sour components (Н2S, СО2 etc.) removal from sulfurous gases; ● equipment for recovered components utilization: phase separators for immiscible liquids (water-based and hydrocarbon-based) separation; ● regenerators for absorbent regeneration; ● units for recovered components pumping; ● gas heaters; ● flare equipment; ● end filter separators, etc. Even this far from being complete list of technological equipment is indicative that APG utilization units are expensive metal-intensive facilities requiring for large construction sites. To achieve the target of cost reduction related to APG utilization units construction the employees of CJSC GK RusGazEngineering have put forward design solutions for engineering of innovative technological equipment enabling: ● reduction the number of equipment units;

Статья предоставлена ЗАО «ГК „РусГазИнжиниринг“» к.т.н. Г.К. Зиберт, А.Г. Зиберт

Технологии утилизации ПНГ включают в себя следующее основное оборудование: ● сепарационное оборудование для газов I-ой, II-ой и концевой ступеней сепарации нефти с различными составами, давлениями и температурами; ● компрессорное оборудование для сжатия указанных газов до требуемых заказчиком давлений; ● теплообменное оборудование для охлаждения сжатых газов; ● массообменное оборудование для подготовки газов до требуемой температуры точки росы; ● для сернистых газов – оборудование для очистки газов от кислых компонентов Н2S, СО2 и др.; ● оборудование для утилизации извлеченных компонентов – фазные разделители несмешивающихся жидкостей (водных и углеводородных); ● регенераторы для восстановления абсорбентов; ● блоки для перекачки извлеченных компонентов; ● подогреватели газа; ● факельное оборудование; ● концевые фильтр-сепараторы и др. Даже из неполного перечня технологического оборудования видно, что установки утилизации ПНГ являются дорогостоящими металлоемкими сооружениями, требующими больших площадей застройки. Для решения вопросов по снижению затрат на установки утилизации ПНГ сотрудниками ЗАО «ГК „РусГазИнжиниринг“» предложены технические решения по созданию инновационного технологического оборудования, обеспечивающего: ● сокращение количества единиц оборудования; ● уменьшение капитальных затрат; ● повышение эффективности и экологичности процессов компримирования, сепарации, осушки и отбензинивания ПНГ; ● снижение площадей застройки; ● не требующего специального высококвалифицированного персонала; ● сокращение сроков ввода объектов в эксплуатацию. Основным направлением в создании инновационного оборудования для утилизации ПНГ является разработка многофункциональных агрегатов или аппаратов (МФА) с замкнутыми материальными и тепловыми потоками. В этих аппаратах используются многофункциональные элементы, многофункциональные процессы, при этом, аппараты выполняют несколько технологических функций. Созданы и внедрены аппараты с функциями пробкоуловителя и сепаратора, сепаратора-разделителя несмешивающихся жидкостей. Сотрудниками ЗАО «ГК „РусГазИнжиниринг“» разработан и впервые в нефтегазовой отрасли внедрен на нефтесборном пункте (НСП) «Романово» в г. Калининграде ● Fig. 1. Multifunctional Apparatus (MFA), Romanovo Oil-gathering

Facility (OGF), Kaliningrad. ● Рис. 1. Многофункциональный аппарат (МФА ) на нефтесборном

пункте (НСП) «Романово», г. Калининград.

Oil and gasEURASIA

ПНГ ● capital expenses reduction; ● improved efficiency and environment friendliness of processes of APG compression, separation, drying and stripping; ● reduction of facilities footprint area; ● avoidance of special high qualification personnel; ● reduction of deadlines for facilities commissioning. The key trend in creation of innovative equipment for APG utilization is the engineering of multifunctional units or apparatus (MFU) with looped material and heat circuits. These apparatus use multifunctional elements and processes; on the other hand they fulfill several process functions. The apparatus with the functions of a plug arrestor and separator, immiscible liquids separator have been designed. The specialists of CJSC GK RusGazEngineering were the first in oil and gas industry to design and to construct a multifunctional apparatus (Fig. 1) at Romanovo Oil-gathering Facility (OGF), Kaliningrad, having the following functions: ● jet compressor for compression of gases of various composition, pressures and temperatures; ● gas receiver; ● liquid mixtures degasser; ● water-based and hydrocarbonbased liquids separator; ● heat exchanger for compressed gas cooling; ● gathering tank. The apparatus output capacity is 50,000 cu. m/day of APG including 29,000 cu. m/ day of gas from oil separation Stage I at 0.15 MPa and 21,000 cu. m/day of APG from Stage II and end separation stage at 0.0094 MPa. Compressed gas pressure in MFU is up to 0.7 MPa. To the time being the option of a multifunctional apparatus has been designed having additional functions of heating gas and technological premises. Application of this innovative equipment is economically sound: ● for compression of condensing vapor/gas mixtures resulting in detonation during compression with the help of conventional machines; ● for compression of explosive sulfurous gas with corrosive aggressive components up to two percents and higher; ● for gas containing solid and other admixtures; ● when working within a wide range of variation of gas flow rate and process parameters; ● when high requirements are imposed to ensure environmental-friendly processes and apparatus for APG utilization, i.e. when looped cycles and liquids are used in gas compression and drying systems (water is used); ● to ensure high reliability in case of high qualification personnel deficiency and in other cases. Currently a new module (Fig. 2) for Arctic areas have been designed based on previously engineered and constructed facilities for utilization of gases of various composition and initial pressures in one multifunctional jet unit. This diagram is based on looped material and heat circuits for technological processes: production of combustible natural gas for industrial and household use complying with the requirements of GOST 5542-87 and for heating of technological shelters. In this case the by-product is a broad fraction of light hydrocarbons in accordance with TU 38.101.524-93 that may be pumped back to oil pipeline. The module makes it possible to reduce capital expenses, hydraulic losses due to reduction of utilities length, number of valves, foundations, supports, and elimination of insulation. The option of replacement of two high pressure air coolers with one low pressure chiller has been elaborated (Fig. 2 (b)). Currently CJSC GK RusGazEngineering has elaborated the option of a multifunctional unit for APG desulfurization including hydraulic jet compressor units (HJCU) Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

многофункциональный аппарат – рис. 1, выполняющий роль: ● струйного компрессора по сжатию газов различных составов, давлений и температур; ● ресивера газа; ● дегазатора жидких смесей; ● разделителя водных и углеводородных жидкостей; ● теплообменника охлаждения сжатых газов; ● накопительной емкости. Этот аппарат разработан на производительность по ПНГ – 50 тыс. м3/сут, ● Fig. 2a из них ~ 29 тыс. м3/сут газ, поступаю● Рис. 2а щий с I-ой ступени сепарации нефти с давлением 0,15 МПа, и 21 тыс. м3/сут ПНГ II-ой и концевой ступеней сепарации с давлением 0,0094 МПа. Давление сжатых газов в МФА до 0,7 МПа. В настоящее время разработан вариант многофункционального агрегата, который выполняет дополнительно функции подогревателя газов и технологических помещений. Применять подобное инновационное оборудование экономически выгодно: ● при компримировании конденсирующихся парогазовых ● Fig. 2b смесей приводящих к детонации при ● Рис. 2б сжатии традиционными машинами; ● компримировании взрывоопасных, сероводородсодержащих газов, с содержанием коррозионноактивных компонентов до двух и более процентов; ● при наличии в газе твердых и других примесей; ● при работе в широком диапазоне изменения расхода и технологических параметров газа; ● при высоких требованиях по обеспечению экологичности применяемых процессов и аппаратов по утилизации ПНГ, т.е. применения замкнутых циклов и жидкостей в системах компримирования и осушки газов (использована вода); ● при обеспечении высокой надежности и отсутствии высококвалифицированного персонала и других случаях. В настоящее время, на основе ранее выполненных и внедренных индивидуальных проектов для утилизации различных по составу попутных нефтяных газов с различными начальными давлениями в одном многофункциональном струйном агрегате, разработан модуль рис. 2 (а) для cеверных районов. В данной схеме применены замкнутые материальные и тепловые потоки для технологических процессов – получения газа горючего природного для промышленного и коммунально-бытового назначения с требованиями по ГОСТ 5542-87 и для обогрева технологических укрытий. Побочным продуктом является широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101.524-93, которая может закачиваться обратно в нефтепровод. Модуль позволяет сократить расход капитальных затрат, гидравлические потери за счет уменьшения протяженности коммуникаций, количества арматуры, фундаментов, опор, исключения изоляции. Проработан вариант замены двух воздушных холодильников высокого давления одним холодильником низкого давления, рис. 2 (б). В настоящее время ЗАО «ГК „РусГазИнжиниринг“» проработан вариант многофункционального агрегата для сероочистки ПНГ, включающий в себя гидроструйные компрессорные агрегаты (ГСКА) по утилизации ПНГ первой и второй ступеней сепарации нефти, абсорбционную промывочную секцию водой и абсорбционную секцию сероочистки аминами, емкость сбора жидкости (разделитель – при необходимости выделения конденсата). В компании имеется опыт по разработке инновационных МФА со сверхзвуковым истечением газа в соплах Вентури обеспечивающее выделение жидких углеводородов и одновременную осушку газов под давлением до 10,0 МПа. С целью снижения энергетических затрат разработано оборудование с малым гидравлическим сопротивлением на внутренних устройствах. Такое оборудование необходимо для сепарации перенасыщенных газов. Это сепараторы с вертикальными жгутовыми сепарационными и коалесцирующими насадками. Особенностью

APG

ADVERTORIAL SECTION

● Fig. 3. Tube flare separator, Romanovo OGF, Kaliningrad. ● Рис. 3. Трубный факельный сепаратор на НСП «Романово»,

г. Калининград.

Specifications / Технические характеристики

for utilization of APG from oil separation Stage I and Stage II, a water washing absorption section and amine desulfurization absorption section, liquid gathering tank (splitter, when condensate has to be recovered). Company has experience of engineering of innovative MFU with supersonic gas flow rate in Venturi tubes enabling liquid hydrocarbons recovery and simultaneous gas drying at pressure up to 10.0 MPa. To reduce power consumption the equipment with internals having low hydraulic friction were designed. The equipment is required for oversaturated gas separation. These are separators with vertical cord separation and coalescing packing. The peculiar feature of these devices is their design including macro and micro structures to enable simultaneous separation and mass exchange. Specifically, for Romanovo OGF, Kaliningrad, a compact tube flare separator was designed and constructed, which performances are provided in a table provided with the above photo (Fig. 3). Separators with new straight flow centrifugal elements have been designed; in addition to separation in a centrifugal field they provide for coalescence (drops size increase) as well that improves separation efficiency, Fig. 4. In addition to jet compressor units the company uses liquid-ring compressors in their designs together with absorbers/separators for simultaneous gas compression and drying with glycols. Nowadays CJSC GK RusGazEngineering is designing multifunctional processes and units for APG utilization (drying, stripping, separation) with gas isentropic adiabatic cooling in a supersonic flow on the basis of studies related to creation and testing of supersonic multifunctional units for HP (10 MPa) various gas compositions, Fig. 5. To design innovative equipment for low potential gas utilization, GK RusGazEngineering uses customized approach and takes into consideration all gas parameters (output, composition, pressure) as well as infrastructure level, remoteness from GPP, potential options for gas or products of gas processing shipment to customers and each сustomer’s individual requirements. MFUs allow cutting down capital expenses (by 20-25 percent) through the reduction of: a number of process equipment units; ● length of utilities; ● a number of shut-off and control valves and ● instrumentation; a number of foundations. ●

Gas output, cu. m/hour Производительность по газу, м3/ч

771

Pressure, MPa/ Давление, МПа

0,15

Temperature, C / Температура, С

ΔРмах

up to 12 KPa / до 12 КПа

Separator diameter, mm Диаметр сепаратора, мм

300

Liquid gathering device’s diameter, mm Диаметр сборника жидкости, мм

150

Length, mm / Длина, мм

1 200

этих устройств является выполнение их с макро- и микроструктурами для одновременного обеспечения процессов сепарации и массообмена. В частности, для НСП «Романово», г. Калининград разработан и внедрен малогабаритный трубный факельный сепаратор, техническая характеристика приведена в табл. к рис. 3. Разработаны сепараторы с ● Fig. 4 новыми прямоточно-центро● Рис. 4 бежными элементами, обеспечивающими не только сепарацию в центробежном поле, но и коалесценцию (укрупнение капель), что повышает эффективность сепарации, рис. 4. Кроме струйных компрессорных агрегатов компания в своих разработках использует жидкостно-кольцевые компрессоры в сочетании с абсорберами-сепараторами для одновременного сжатия газов, их осушки от влаги гликолями. В настоящее время в компании ЗАО «ГК „РусГазИнжиниринг“» ведется работа по созданию многофункциональных процессов и аппаратов по утилизации ПНГ (осушка, отбензинивание, сепарация) с применением изоэнтропийного, адиабатического охлаждения газа в сверхзвуковом потоке на базе проведенной работы по созданию и испытанию сверхзвуковых многофункциональных аппаратов на различные составы газов высокого давления (10 МПа), рис. 5. К выбору решения задачи по разработке инновационного оборудования утилизации низкопотенциальных газов для каждого объекта компания ЗАО «ГК „РусГазИнжиниринг“» подходит индивидуально, в зависимости от параметров газов (производительности, составов, давления), развитости инфраструктуры, удаленности от ГПЗ, возможных вариантов транспорта газа или продуктов его переработки к потребителю, а также всех пожеланий заказчика. МФА позволяют уменьшить капитальные затраты (на 20-25%) за счет сокращения: количества единиц технологического ● оборудования; протяженности коммуникаций; ● количества запорно-регулирующей ● арматуры и КИПиА; количества фундаментов. ●

● Fig. 5 ● Рис. 5 Oil and gasEURASIA

We d e l i v e r 80, 0 0 0 p a i r s of t h e se e a c h mo n th . More eyes in Russia. More sales in your pocket. With the most targeted and qualified readership across print and internet media, Oil&Gas Eurasia puts all eyes on your message – all across Russia. Only Oil&Gas Eurasia offers:

• #1 circulation ranking in Russia among the global oil and gas technology trade publications • Bilingual first-hand, in-house reporting that goes to the source inside Russia • Marketing support for oilfield service and equipment sales into Russia • A focus on Russian innovation and entrepreneurship • Advertiser confidence of BPA-audited circulation figures

To learn more, visit www.oilandgaseurasia.com

ООО «ВЗБТ» ПРОЕКТИРУЕТ И ИЗГОТАВЛИВАЕТ: ● стационарные буровые установки

для бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ с грузоподъемностью на крюке от 125 до 320 тонн; ● мобильные буровые установки

на автомобильном шасси грузоподъемностью на крюке 125 тонн; ● мобильные буровые установки на полуприцепе

грузоподъемностью на крюке от 125 до 200 тонн; ● агрегаты для бурения и ремонта скважин; ● полнокомплектное противовыбросовое

оборудование с диаметром проходного отверстия 180, 230, 280, 350 и 425 мм с рабочим давлением 21, 35 и 70 МПа, в том числе в коррозионностойком исполнении; ● буровые насосы; ● насосно-циркуляционные системы

и циркуляционные системы; ● ЗИП и узлы к буровому

и противовыбросовому оборудованию; ● другое нефтепромысловое оборудование. ● Оказывает услуги по шефмонтажу

и пусконаладке.

www.vzbt.ru

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»

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