Oil&Gas Eurasia June 2011 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

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

Глава Lufkin Джей Глик

p. / стр. 20

предпочитает интеллектуальный подход к российским скважинам

DON’T FORGET TO VISIT US AT STAND # 2106 (Pav.2) AT MIOGE НЕ ЗАБУДЬТЕ ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД №2106 (ПАВИЛЬОН №2) НА МОСКОВСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ВЫСТАВКЕ

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

Lufkin CEO Jay Glick Targets Russian Wells with Intelligence p. / стр. 8 Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions П б Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 74

PromHim-Sfera Proposes Effective Corrosion Monitoring Solutions ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» предлагает эффективные решения для борьбы с коррозией

E T IOG GE M ) Е R FO T US 2) AT ИТЬ Н №2 ТАВК T . ’ I N S av ЕТ О С DO O VI06 (P ПОС ВИЛЬ Й ВЫ T 21 ТЕ ПА ВО

( ЗО Ь # ND БУД 106 ЕГА A 2 А Т ST З

№ Ф НЕ НД НЕ Е ОЙ Т С К Ш ВС НА СКО МО НА

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Е Earth to Mars!

Come in Mars! Find Any Shale Gas Up There? Марс, это Земля! Как слышите нас? Сланцевый газ у вас есть? Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

s there life on Mars? We’ll know for sure in 2020. That’s because the European Space Agency will be sending a research probe to The Red Planet, equipped with a chemical laboratory that can draw organic molecules out of rocks. The chemical that will find those “little green men” – tiny as they’re likely to be – is a surfactant called Polysorbate-80. It was developed at Imperial University in the UK. And like Velcro, home PCs and other spin offs of the 1969 moon landing – Polysorbate has useful earth-bound applications: it can clean water used in mining oil sands, and other oil and gas production applications that pollute water, such as fraking. So it seems that Polysorbate-80 will help us to produce natural gas to heat our homes. It will do that by helping us to clean the water used to produce hydrocarbons so we don’t pollute ourselves into extinction. And you thought it was only hunting Martians! I heard about Polysorbate-80 at the 2nd European Shale Gas Summit in Warsaw in early June, from Dr. Fivos Spathopoulos, director of Praxxis Ltd., Petroleum Exploration Consultancy in France. He had presented a paper on it uses, particularly in cleaning produced water – a big issue for the oil and gas industry generally, but especially in Europe, given its population density. “Once you get the water out of the reservoir, it will clean quickly, and so there is no pollution,” he said, while a colleague seated near him added: “Green chemistry is the only way forward in Europe.” In other words, Europe is too small and crowded to dump its waste, so waste needs to be recycled. Europe is feeling the first hint of a light breeze of what in the U.S. has been dubbed, “The Shale Gale.” Asia is feeling it too, and in our MIOGE issue Oil&Gas Eurasia takes a look at how India, China and Indonesia are trying to forecast to what degree shale can contribute to the overall energy mix in years to come. We’ll talk more about Europe in July-August. Though shale produces oil as well, for purposes of our report this month, OGE is keeping the focus on shale gas. Currently, only the U.S. has shale gas in comНефть и ГазЕВРАЗИЯ

сть ли жизнь на Марсе? Точно мы об этом узнаем в 2020 году. И произойдет это потому, что Европейское космическое агентство посылает на «красную планету» исследовательский зонд, оснащенный химической лабораторией, способной брать пробы органических молекул из скальной породы. Химическим реагентом, с помощью которого можно будет обнаружить «зеленых человечков» (сколь бы крохотными они ни были), является поверхностно-активное вещество, называемое Полисорбат-80. Он был разработан в Императорском университете в Великобритании. И, подобно застежке-«липучке», домашним ПК и прочим «побочным продуктам» полета человека на Луну в 1969 году, полисорбат способен приносить пользу и на Земле, а именно, очищать воду, используемую при разработке нефтеносных песков. Он также может найти свое применение и в других видах работ в нефтегазовой отрасли, связанных с загрязнением воды, например, ГРП. Есть все основания предполагать, что Полисорбат-80 поможет нам добывать природный газ для обогрева жилых помещений. Каким образом, спросите вы? Объясню: реагент поможет очистить воду, используемую при добыче углеводородов, и тем самым предотвратить гибель человечества из-за загрязнения окружающей среды. А вы думали, его станут использовать только для поиска марсиан? Впервые я услышала о Полисорбате-80 на 2-й ежегодной международной конференции по сланцевому газу от Фивоса Спатопулоса, директора Praxxis Ltd. – работающей во Франции компании, занимающейся нефтепоисковыми исследованиями (конференция проходила в начале июня в Варшаве). Он представил доклад о применении полисорбата, в том числе, для очистки попутно добываемой пластовой воды – большой проблемы для нефтегазовой отрасли в целом и в Европе в частности, учитывая ее высокую плотность населения. «После добычи пластовой воды из коллектора ее можно будет быстро очистить, тем самым избежав загрязнения окружающей среды», – сказал Спатопулос. Сидящий рядом с ним коллега добавил: «Только „зеленая“ химия спасет Европу». Иными словами, Европа слишком мала и густонаселенна, чтобы просто выбрасывать отходы на свалку. Поэтому отходы необходимо утилизировать. Феномен, получивший в США название «сланцевой бури», в Европе пока ощущается лишь как «легкий бриз». Однако он уже «добрался» до Азии, и в номере, посвященном Московской нефтегазовой выставке, мы расскажем о том, как Индия, Китай и Индонезия пытаются сегодня прогнозировать возможность использования сланца в энергетической отрасли в ближайшие годы. О Европе речь пойдет отдельно в июле-августе. Хотя из сланца можно добывать и сланцевое масло, в этом месяце НГЕ решил ограничится тематикой сланцевого газа. В настоящее время промышленная разработка запасов сланцевого газа осуществляется только в Соединенных Штатах. Это объясняется прежде всего тем, что на внутреннем рынке США преобладают нефтедобывающие фирмы, не имеющие перерабатывающих мощностей. Такие независимые операторы способны быстро принимать решения, к тому же, они обладают большей рискоустойчивостью с точки зрения испытания нетрадиционных технологий. Практика добычи масла и газа из сланца (а также нефтеносного песка, как, например, в Татарстане) существует в отрасли уже много лет, но необходимые для этого технологии стоят дорого, и их использование ведет к значительному загрязнению окружающей среды – в особенности, это касается воды. Однако в настоящее время сформировался должный баланс рыночных сил и технологических достижений. Поэтому независимые нефтедобывающие компании в США первыми пошли на эксперимент и начали коммерческую добычу газа из сланца. Их примеру последовали ведущие международные и национальные нефтяные компании во всем мире, которые теперь стремятся к участию в проектах по добыче сланцевого газа на территории США. Цель подобного участия – ознакомиться с секретами добычи газа из сланца. (Российские компании тоже не остались в стороне: они стараются «подключиться» к проектам, несмотря на заявления представителей «Газпрома» о том, что все разговоры о сланце – не более чем «мыльный пузырь».) Таким образом, то, что еще вчера считалось «нетрадиционным», сегодня становится повседневной реальностью. По мере стабильного роста спроса на экологически чистое топливо во всем мире и увеличения объемов потребления топлива, отношение к сланцу за пределами Соединенных Штатов становится все более серьезным.

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА mercial production. That’s largely thanks to the fact that independent producers dominate the U.S. domestic market. Independent operators make decisions quickly; and they have more tolerance for risk in trying unconventional technologies. So while the industry has been able to produce oil and gas for years out of shales (and oil sands for that matter in Tatarstan), the processes needed are expensive and generate lots of pollution – especially polluted water. Now though, there is the right combination of market forces, and technological advances. Independent producers in the United States took the plunge first and made gas produced from shale a commercial reality. Global majors and national oil companies the world over, are now following the trend and seeking to farm into shale gas projects in the United States to learn the secrets. (Even Russian companies are looking for deals though the PR coming out of Gazprom continues to insist that shale is just a speculative bubble.) In effect, the unconventional is becoming conventional. And as demand for cleaner fuel, and more fuel grows worldwide, shale is being taken far more seriously now outside of the United States. Europe’s largest shale gas reserves are in Poland where exploration drilling has already started; France is No. 2, followed by Germany, Spain, Scandinavia and the UK (not necessarily in that order and forgive me if I left anyone out.) Ukraine has tremendous potential too, considering that Poland’s geology extends into Ukraine. But the biggest hurdle right now is a lack of seismic information on which to base exploration drilling, not to mention production itself. This is where ION Geophysical comes in. ION will begin a seismic acquisition program in Poland this autumn to provide a detailed subsurface view of the country’s hydrocarbon potential. Called the ION PolandSPANTM, the basin-scale 2-D regional study will, when completed, be added to ION’s inventory of basinwide ultradeep, seismic data libraries. ION’s Integrated Seismic Solutions group (ISS) has completed similar surveys throughout the world including selected basins in Africa, the Caribbean, Brasil, India, and the Arctic. The ION project is a collaborative effort involving the Polish Geological Institute – National Research Institute (PGI), Institute of Geophysics – Polish Academy of Sciences (IGF), and Institute of Geological Sciences – Polish Academy of Sciences (ING). The U.S. Energy Information Administration estimates Poland’s recoverable shale gas resources at 5.3 tcm, the equivalent of 300 years of Poland’s annual gas consumption. If Poland succeeds in developing its shale gas reserves it might even become a natural gas exporter. Yes, you heard right. This was a topic of conversation at the Warsaw conference I referred to earlier. But back to MIOGE. I do have to put in a bit of a plug for our Cover Story – my interview with John F. “Jay” Glick, President and Chief Executive Officer of Lufkin Industries. At 100 years old, Lufkin is a Texas icon of a company that is going through tremendous changes as it grows through acquisition to become a global artificial lift solutions company offering “fit to purpose” equipment and services, customized to suit the client. (Watch out Weatherford!) Moreover, Lufkin’s strategy is to leverage its global leadership position in production automation – well controllers and variable speed drives including an energy regenerating system that actually returns electricity created by the motion of the pumping unit to the local electricity grid. By integrating the automation into the “fit to purpose” artificial lift system and packing it together with Lufkin services, well operators can pump more crude or natural gas more cheaply and conserve (even produce) energy in the process. Oil&Gas Eurasia is proud to be assisting Lufkin during MIOGE to invite production specialists to a series of technology presentations. These presentations will take place in Russian language on Tuesday, Wednesday and Thursday during MIOGE week at 11 a.m., 2 p.m. and 4 p.m. on the Lufkin stand No. 2354 (Pav. 2). And if you’re reading this in advance, you can reserve a seat by visiting www.lufkin.ru/techtalks. Lufkin’s Mr. Glick told me that he sees Russia as potentially becoming his company’s most important market in so far as revenue growth for the future is concerned. I’ve been hearing that a lot from other companies as well. So, let’s see what we can do to make that happen! Have a great MIOGE!

#6 June 2011

В Европе крупнейшие месторождения сланцевого газа находятся в Польше, где уже начались работы по разведочному бурению. Следом за ней идет Франция, а затем – Германия, Испания, Скандинавия и Великобритания, причем не обязательно именно в таком порядке (прошу извинить, если кого-то забыла упомянуть). Украина также обладает огромным потенциалом, учитывая, что геологические пласты Польши простираются и на ее территорию. Однако самым большим препятствием сегодня остается нехватка сейсморазведочной информации, необходимой для планирования разведочного бурения, не говоря уже о добыче углеводородов. И здесь самое время рассказать о деятельности компании ION Geophysical. Этой осенью ION приступает к осуществлению программы регистрации сейсмических данных в Польше для получения детальной подземной картины ее углеводородного потенциала. По завершении работы по этой региональной программе общебассейновых двухмерных сейсмических исследований под названием PolandSPANTM, ее результаты будут добавлены к обширному собранию библиотек сейсморазведочных данных общебассейновой сверхглубокой сейсморазведки, которым располагает ION. Действующая в составе ION Группа интегрированных сейсмических решений (ISS) уже провела целый ряд таких исследований в различных регионах планеты, выборочно включая определенные бассейны в Африке, Карибском море, Бразилии, Индии и Арктике. Начатая ION программа является совместным проектом, осуществляемым при участии Польского геологического института при Национальном институте научных исследований (ПГИ), Института геофизики при Академии наук Польши (ИГФ) и Института геологических наук при Академии наук Польши (ИНГ). По расчетам Управления по информации в области энергетики США, извлекаемые запасы сланцевого газа в Польше составляют 5,3 трлн м3 – при нынешнем уровне ежегодного потребления газа в стране этого объема будет достаточно, чтобы обеспечить нужды местных потребителей на ближайшие 300 лет. Если Польше удастся добиться успеха в разработке собственных запасов сланцевого газа, она даже может стать экспортером природного газа. Вы не ослышались – именно об этом шла речь на уже упомянутой конференции в Варшаве. Однако вернемся к Московской нефтегазовой выставке. Хочу поподробнее рассказать о главной теме номера, а именно – об интервью с Джоном Гликом, президентом и главным исполнительным директором компании Lufkin Industries. История Lufkin, отметившей уже 100-летний юбилей, – один из ярчайших примеров того, как техасская компания, по мере роста, преобразовывалась за счет поглощений и вышла на мировой рынок в сфере механизированной добычи, предлагая высокоспециализированное оборудование и услуги по индивидуальным требованиям заказчика. (Weatherford есть над чем задуматься!) Кроме того, стратегия Lufkin нацелена на укрепление лидирующего положения компании на мировом рынке средств автоматизации производства, включая контроллеры скважин и приводы с регулируемой частотой вращения, в том числе систему рекуперации энергии, которая фактически возвращает электричество, вырабатываемое движением насосной установки, в местную электросеть. Интеграция средств автоматизации в высокоспециализированную систему механизированной добычи, в сочетании с сервисными услугами, предоставляемыми компанией, позволит операторам скважин не только увеличить добычу нефти и газа с меньшими затратами, но также сберегать (и даже производить) при этом энергию. Мы были рады оказать содействие представителям компании Lufkin в привлечении специалистов отрасли к участию в тематических презентациях, которые пройдут во время Московской нефтегазовой выставки. Презентации на русском языке проводятся в ходе выставки во вторник, среду и четверг в 11.00, 14.00 и 16.00 соответственно, у стенда компании Lufkin (стенд № 2354, пав. № 2). Места можно забронировать на сайте: www.lufkin.ru/techtalks. В своем интервью руководитель Lufkin Джон Глик сказал, что в перспективе считает Россию наиболее важным рынком для своей компании с точки зрения роста доходов. В последнее время я все чаще слышу подобные заявления от представителей многих компаний. Однако, чтобы прогнозы осуществились, необходимы объединенные усилия всех заинтересованных сторон. Поэтому давайте посмотрим, что мы со своей стороны можем сделать для реализации этих планов. Удачи вам на Московской нефтегазовой выставке!

Oil&GasEURASIA

д ) ен 3 ст ал ш ,З на в. 2 1” те а 01 ти , П ке 2 се 94 ав Газ По 23 ыст ь и (№ в т на еф “Н

Получите максимальный дебет от каждой скважины, одновременно снижая затраты до 30 %

Оптимизируйте производство, увеличьте срок службы оборудования и сведите к минимуму эксплуатационные затраты с помощью интеллектуального управления штанговым насосом. Повышение производительности и прибыльности Для управления новой или расконсервированной буровой скважиной, Вам необходимо максимально увеличить добычу нефти, при этом снизив до минимума расходы на баррель сырой нефти. Максимальная отдача от насоса, подразумевает нечто большее, чем просто перекачка большего объема нефти. Это также означает непрерывную и эффективную работу в течение всего срока эксплуатации. Компания Schneider Electric предлагает Вам полное и наиболее передовое решение по оптимизации добычи нефти.

Современная технология для получения непревзойденных результатов Контроллеры скорости привода и заполнения жидкостью обеспечивают значительные преимущества в сравнении с традиционными системами управления, автоматически определяют и обеспечивает регулировку скорости насоса в соответствии с притоком нефти так, чтобы гарантировать стопроцентное заполнение колонны, исключив газовые пробки и удары плунжера. Снижение механического напряжения помогает избежать повреждений насосов, простоев и возникновения угрозы безопасности. Повышая эффективность хода, Вы получаете коэффициент мощности, практически равный единице, и снижаете потребление энергии на 30 %.

Первый шаг к системе управления нефтяным месторождением Digital Oilfield Наше апробированное на месторождениях всего мира, расширяемое и простое в реализации решение включает мониторинг электрической и механической части, защиту, контроль, обеспечение подачи сигналов тревоги и связь на каждой буровой площадке. Эффективно используйте наши знания, умения и навыки в области энергетики, автоматизации производства и информационных технологий для обеспечения доступа к данным и управлению в масштабе всего предприятия. Это поможет обеспечить максимальную производительность и прогнозировать события до того, как возникнут повреждения или потери.

Решения, соответствующие любым требованиям или плановым затратам Регулировка крутящего момента – Экономичное решение для управления и обеспечения защиты буровой установки. Оптимизируйте энергопотребление и производительность насоса с помощью простого и эффективного решения. Управление диаграммами поверхности – Данные, полученные от внешних тензодатчиков, помогают обеспечить оптимизацию буровой скважины с увеличенной глубиной.

Управление диаграммой наклонной скважины – Используйте данные о скважине,

настройку визуальной системы и усовершенствованный алгоритм для определения штанговой нагрузки на дне буровой скважины. Решение идеально для скважин с увеличенной глубиной и помогает обеспечить «идеальную динамограмму» для полной оптимизации производительности.

Make the most of your energy

Загрузите информационную брошюру «Преимущества интеграции стандарта МЭК 61850 в электротехническую систему контроля и управления нефтегазовой отрасли» и получите шанс ВЫИГРАТЬ моноблочный компьютер Lenovo с сенсорным экраном! Зайдите на сайт www.SEreply.com Код 88924t Тел. (495)797-32-32, 8-800-200-64-46 (звонок по России бесплатно) ©2011 Schneider Electric, все права сохраняются. Торговые знаки Schneider Electric и Make the most of your energy принадлежат корпорации Schneider Electric Industries SAS или ее дочерним компаниям. Все остальные товарные знаки принадлежат соответствующим владельцам. • 998-3600_RU • Schneider Electric, 129281 Russia, Moscow, Eniseyskaya str, 37 • Информация публикуется на правах рекламы. *Со сроками и условиями проведения розыгрыша вы можете ознакомиться на сайте www.SEreply.com при заполнении регистрационной формы.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Earth to Mars! Come in Mars! Find Any Shale Gas Up There? Марс, это Земля! Как слышите нас? Сланцевый газ у вас есть?

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

COVER STORY | ТЕМА НОМЕРА 20

Lufkin CEO Jay Glick Puts Intelligence into Artificial Lift to Conquer Global Markets Глава Lufkin Джей Глик делает механизированную добычу интеллектуальной, чтобы покорить мировой рынок ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Soviet Petroleum Ministry Prefered Lufkin Beam Pumping Units В Миннефтепроме предпочли станки-качалки Lufkin

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Tools for Developing the Russian Arctic Shelf Технические средства для освоения шельфа российских арктических морей

SHALE GAS | СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

A New Monsoon – North America’s “Shale Gale” Reaches Asia В Азию пришел новый муссон – «сланцевый ветер» Америки

Case Study

TOC Estimation Methodology in Accessing Shale Potential in India’s Cambay Basin Практический анализ

Применение методики оценки ОСОУ для определения сланцевого потенциала индийского бассейна Камбей SECURITY | БЕЗОПАСНОСТЬ

Fuel-Energy Sites to Obtain “Security Passports” Объекты ТЭК получат «паспорта безопасности»

Learn

about the latest technology for beam pumping, automation for well optimization, and gaslift. Visit Lufkin Industries Stand # 2354, at MIOGE for TechTalks Tuesday, Wednesday and Thursday at 11 a.m., 2 p.m. and 4 p.m. Details on www.oilandgaseurasia.com. Reserve a seat at www.lufkin.ru/ Techtalks or just visit the Lufkin stand.

Узнайте

о передовых решениях в технологиях насосных установок, автоматизации для «интеллектуальной» добычи, газлифта. Посетите презентации технологий на стенде компании Lufkin № 2354 на MIOGE во вторник 21 июня, в среду 22 июня, в четверг 23 июня в 11.00, 14.00 и 16.00. Подробности на www.oilandgaseurasia.com Зарезервируйте место на www.lufkin.ru/Techtalks или просто приходите на стенд компании Lufkin !

Oil&GasEURASIA

ɉɪɨɮɟɫɫɢɨɧɚɥɶɧɚɹ ɋɥɭɠɛɚ ɉɨɞɞɟɪɠɤɢ Ɂɚɤɚɡɱɢɤɚ ɤɨɦɩɚɧɢɢ Ɂɭɥɶɰɟɪ

7KH +HDUW RI <RXU 3URFHVV

Ɇɵ ɹɜɥɹɟɦɫɹ ȼɚɲɢɦ ɞɨɥɝɨ ɫɪɨɱɧɵɦ ɩɚɪɬɧɟɪɨɦ ɢ ɩɪɟɞɨ ɫɬɚɜɥɹɟɦ ɩɟɪɜɨɤɥɚɫɫɧɵɟ ɞɨɤɚɡɚɧɧɵɟ ɨɩɵɬɨɦ ɪɟɲɟ ɧɢɹ ɢ ɫɟɪɜɢɫ ɇɚɞɟɠɧɨɫɬɶ ȼɚɲɟɝɨ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɹ ɡɚ ɜɢɫɢɬ ɨɬ ɞɨɥɝɨɜɟɱɧɨɫɬɢ ɡɚ ɦɟɧɟɧɧɵɯ ɱɚɫɬɟɣ ɢ ɤɚɱɟɫɬɜɚ

ɪɟɦɨɧɬɚ ɩɨɜɪɟɠɞɟɧɧɨɝɨ ɢɥɢ ɢɡɧɨɲɟɧɧɨɝɨ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɹ əɜɥɹɹɫɶ ȼɚɲɢɦ ɥɨɤɚɥɶɧɵɦ ɩɚɪɬɧɟɪɨɦ ȼɵ ɦɨɠɟɬɟ ɪɚɫ ɫɱɢɬɵɜɚɬɶ ɧɚ ɧɚɲ ɨɩɵɬ ɢ ɨɛɹ ɡɚɬɟɥɶɫɬɜɚ ɜ ɩɪɟɞɨɫɬɚɜɥɟɧɢɢ ɩɟɪɜɨɤɥɚɫɫɧɨɝɨ ɫɟɪɜɢɫɚ

6XO]HU 3XPSV ɈɈɈ Ɂɭɥɶɰɟɪ ɉɚɦɩɫ Ɋɭɫ Ɋɨɫɫɢɹ Ɇɨɫɤɜɚ ɭɥ Ɉɫɬɨɠɟɧɤɚ ɫɬɪ Ɍɟɥ Ɏɚɤɫ ZZZ VXO]HUFRUS UX

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

№6 June 2011

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

Gas Industry in Russia: International Standing, Organizational and Regional Structure Газовая промышленность России: международные позиции, организационная и региональная структура

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

DOWNHOLE TOOLS | ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Funing Hongda Petrochemical Machinery Co. Presents Innovative Technical Equipment for Russian Oil&Gas Sector

Компания Funing Hongda Petrochemical Machinery Co

предлагает инновационное технологическое оборудование для нефтегазовой отрасли России DRILLING EQUIPMENT | БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

SF Diamond Co., Ltd. – Serving Oil and Gas Drilling and the PDC Drill Bit Industry Компания SF Diamond Co., Ltd. – Бурение нефтегазовых скважин и буровые головки с поликристаллическим алмазными резцами

GYROSCOPES | ГИРОСКОПЫ

Straight to the Point Прямо в точку

RESERVOIR MODELING | МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЛАСТА

Rock Flow Dynamics – a Technological Breakthrough in Reservoir Modeling Компания Rock Flow Dynamics – технологический прорыв в моделировании пласта

FIELD CAMPS | ВАХТОВЫЕ ПОСЕЛКИ

7 Advantages of TECHMASH Field Camps 7 преимуществ вахтовых поселков от Группы «ТЕХМАШ»

INDUSTRIAL AUTOMATION | ПРОМЫШЛЕННАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ

Honeywell: Advanced Solutions Territory

Honeywell:

территория передовых решений BOOSTER TECHNOLOGY | БУСТЕРНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Испытания инновационной установки бустерной насосно-компрессорной прошли успешно

TRANSPORT | ТРАНСПОРТ

FAS для начальника транспортного цеха

PERFORATION | ПЕРФОРАЦИЯ

Прибор привязки и контроля перфорации «ПРИЦЕЛ»

SEPARATION | CЕПАРАЦИЯ

Решения корпорации «Палл» для повышения надежности компрессоров, работающих на водородсодержащем газе

ENHANCED RECOVERY | ПНП

Computerized System for Heat Treatment of Viscous Oil Deposits Автоматизированная система термического воздействия на вязкие нефтяные пласты

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Cover

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35, 37

«ПромХим-Сфера» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Cover, Inset

«Пакер Тулз» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

SBM Offshore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover NETZSCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover Schneider Electric. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Sulzer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

«РЕАМ-РТИ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 «Новая Эра» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 «МАШПРОМ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

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

«ЭКОсервис-НЕФТЕГАЗ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

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

«БКЕ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

DHL. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

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

3M . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

«НОВОМЕТ-СЕРВИС» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 NALCO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 TIAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 Linde. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

VAREL. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 SWAGELOK. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

MWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28-29

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Aveva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

«БКО». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

INGEOSERVICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

INMARSAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

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

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.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 CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER PHOTO Pat Davis Szymczak TRANSLATION APRIORI Translation Agency Predstavitel Service, Sergei Naraevsky

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

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:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Пэт Дэвис Шимчак ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори» «Представитель Сервис», Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева 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

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111, Moscow 125009, Russia. Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836. Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790). ISSN 1812-2086 Press Run: 12,000 © 2011, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111. Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован 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. ISSN 1812-2086 © 2011, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Atlas Copco introduces Hurricane B1862/2250 Rig-Safe Booster for Oil and Gas industry at 2011 OTC

«Atlas Copco» представила на конференции OTC безопасный для буровых работ в нефтегазовой отрасли дожимной компрессор Hurricane B1862/2250

Atlas Copco has introduced the Hurricane B1862/2250 Rig-Safe compressor booster for the oil and gas industry at the 2011 Offshore Technology Conference in Houston. This version of the booster provides 2,185 cfm at 2,250 psi in two-stage mode, with a 350 psi suction pressure. The Rig-Safe Hurricane B18-62/2250 is built into a specially adapted DNV 2.7-1 certified 20 ft. ISO container equipped for offshore requirements. As a Rig-safe booster, the B18-62/2250 features an inlet shutdown valve and spark arrestor, along with an optional Air Starter. It has flame-resistant anti-static fan belts, a battery-box and battery isolator switch, and visible and audible alarms. It is also equipped with two emergency stops situated on the exterior of the container, and a connection for an external shut-off signal, known as a platform shut-down (PSD) or Yellow Alert. Other safety features include over-speed protection, an external fuel cut-off valve, and stainless steel braided fuel lines. The container is designed for rough conditions and extreme temperatures It is provided with certified slings and shackles, as well as forklift slots, and is stackable. Additionally, it is weatherproof, sound-proof and spillage free. The Hurricane B18-62/2250 features 1-stage and 2-stage operation for increased application flexibility. The A-rated CAT engine assures the user of a dependable source of power. It’s automatic load/unload system, which causes the engine to slow down to idle speed under certain conditions, improves fuel efficiency. Offshore applications for this newly-introduced booster include pipeline services such as purging, de-watering, drying and pressure testing. Related applications are its use in oil and gas exploration drilling, and well services such as testing, logging, cleaning and fracturing.

SOURCE / ИСТОЧНИК: ATLAS COPCO

Компания «Atlas Copco» представила Hurricane B1862/2250 - безопасный дожимной компрессор для бурения в нефтегазовой отрасли на конференции 2011 года по шельфовым технологиям в Хьюстоне Эта модель дожимного компрессора выдает 2,185 куб.фут/мин при 2,250 фунт/кв.дюйм в двухэтапном режиме работы при давлении всасывания 350 фунт/кв.дюйм. Безопасный для бурения дожимной компрессор Hurricane B18-62/2250 встроен в специально адаптированный 20-футовый контейнер DNV 2.7-1, сертифицированный по стандарту ISO и оборудованный в соответствии с требованиями для работы на шельфе.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

В качестве безопасного для бурения дожимного компрессора, B18-62/2250 имеет входной защитный клапан и искрогасящее устройство, в комплекте с опциональным пневматическим пускателем. В компрессоре есть огнеупорные антистатические ремни вентиляторов, отсек для аккумулятора, разъединитель аккумулятора и визуальная и звуковая аварийная сигнализация. Компрессор также оборудован двумя аварийными ограничителями, расположенными снаружи контейнера, и устройством для подключения внешнего сигнала отключения, который также называется сигналом отключения платформы (PSD) или сигналом тревоги. Среди других мер безопасности: устройство защиты от превышения скорости, внешний запорный клапан подачи топлива и разветвленная система топливных трубопроводов из нержавеющей стали. Контейнер предназначен для эксплуатации в жестких условиях и при предельных температурах. В оборудование контейнера входят сертифицированные канаты для подъема груза, монтажные скобы (вертлюги), и пазы для вилочного подъемника, так же количество контейнеров можно наращивать. Помимо всего этого, контейнер устойчив к атмосферному воздействию, имеет звукоизоляцию и защиту от утечек. Компрессор Hurricane B18-62/2250 имеет два режима работы, одноэтапный и двухэтапный, для расширения возможностей применения. Двигатель CATERPILLAR Класса А гарантирует пользователю наличие надежного источника энергии. В компрессоре используется автоматическая система загрузки/выгрузки, благодаря которой при определенных условиях двигатель сбрасывает обороты до скорости холостого хода, что улучшает эффективность расхода топлива. В числе возможностей применения на шельфе этого недавно представленного компрессора - услуги по обслу-

● Showing Hurricane B18-62/2250 Rig-Safe compressor booster. ● Hurricane B18-62/2250 – безопасный для бурения дожимной компрессор для нефтегазовой промышленности. Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

In many areas with potentially explosive atmospheres, the Rig-safe package will provide an adequate level of protection. However, for locations classified as hazardous under various governing bodies, a Zone 2 unit may be required.

CGGVeritas Offers RealTime Microseismic Monitoring Services CGGVeritas has launched a new microseismic solution based on the deployment of advanced surface and shallow buried arrays to monitor hydraulic fracture stimulation. The unique CGGVeritas offering combines the expertise and tools of its reservoir services subsidiary, Hampson-Russell Software and Services, together with the ongoing collaboration of microseismic technologies provider Magnitude, a subsidiary of VSFusion, the joint venture between BakerHughes and CGGVeritas. From inception to completion, the new microseismic solution provides modeling, analysis and interpretation together with advanced survey design; acquisition and real-time in-field processing and postacquisition processing. The comprehensive monitoring solution is designed to record microseismic activity occurring within the reservoir during hydraulic fracture stimulation. With realtime fracture extent and orientation monitoring, reservoir engineers can modify fracturing programs and optimize the effectiveness of the stimulation. These new capabilities, when combined with advanced 3D seismic data, provide rock property and stress field information, critical for well placement and directional drilling, enabling E&P operators to fine-tune reservoir development.

живанию трубопроводов, например, очистка труб, откачка воды, сушка и испытание давлением. Подобное применение компрессор может найти при разведочном бурении нефтегазовых скважин и при обслуживании скважин, например, испытания, геофизические исследования, чистка скважин и гидроразрывы. Во многих зонах с потенциально взрывоопасной атмосферой, безопасное для бурения устройство обеспечит надлежащий уровень защиты. Однако для объектов, классифицированных как опасные в соответствии с требованиями различных регулирующих органов, может потребоваться устройство для Зоны 2.

Компания «CGGVeritas» предлагает услуги по микросейсмическому мониторингу в реальном времени

Gas Flow Measurement Is Now “FutureReady”

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE / ИСТОЧНИК: CGGVERITAS

Компания «CGGVeritas» выпустила новое микросейсмическое решение, основанное на развертывании современных поверхностных и заглубленных на небольшой глубине установок по мониторингу интенсификации гидроразрыва пласта. Уникальное предложение от компании «CGGVeritas» сочетает в себе профессиональный опыт и инструменты ее дочерней компании «Hampson-Russell Software and Services» по обслуживанию продуктивных пластов, вместе с непрерывной поддержкой со стороны промышленного поставщика микросейсмических технологий, компании «Magnitude», дочерней компании совместного предприятия «VSFusion», которое было создано компаниями «Baker-Hughes» и «CGGVeritas». От начальной до завершающей стадии, новое микросейсмическое решение обеспечивает моделирование, анализ и интерпретацию вместе с современным проектом исследования; сбор данных и обработку информации в реальном The debut of the времени на объекте, а так же breakthrough ST100 обработку информации после Series Thermal Mass сбора данных. Flow Meter from Всестороннее решение по Fluid Components мониторингу разработано для International (FCI), sets a записи микросейсмической new industry benchmark активности, появляющейся внуin process and plant gas ● Different colored events represent different frac stages. ‘Beach три продуктивного пласта в проflow measurement instru- balls’ show the focal mechanism. This sort of display helps engiцессе интенсификации гидроmentation. The leading- neers to optimize the frac to maximize drainage of the area. разрыва. При контроле ориентаedge ST100 combines ● Различными цветами показаны различные стадии ции и распространения трещины superior flow sensing гидроразрыва. «Пляжные шары» показывают механизмы очага. в реальном времени, инженеры performance with the Такое представление помогает инженерам оптимизировать по продуктивным пластам могут industry’s most feature- гидроразрыв для максимального отбора пластовой жидкости. изменять программу проведеrich and function-rich ния гидроразрыва и оптимизиНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE / ИСТОЧНИК: FCI

electronics to deliver unsurpassed adaptability and value to meet plant gas flow measurement applications for today and tomorrow. FCI developed the advanced ST100 Series Flow Meters in response to countless hours of discussions with a wide range of instrument, process and plant engineers who wanted both more comprehensive measurement information as well as the flexibility to adapt to plant and process control technology they might deploy in the future. The future-ready ST100 Series Flow Meter is the result of those conversations. Beyond its ability to continuously measure, display and transmit the most extensive array of parameters, it is the industry’s first thermal mass gas flow meter designed with a migration path to tomorrow. Whether the need is for conventional 4-20 mA analog, frequency/pulse, alarm relays or advanced digital bus communications such as HART, Foundation Fieldbus, Profibus or Modbus, the new ST100 is the solution. Should a plant’s needs change over time or an upgrade be desirable, the ST100 Flow Meter adapts as necessary with

● FCI developed the advanced ST100 Series Flow Meters ● Компания «FCI» разработала современные расходомеры серии ST100 a plug-in card replacement that can be changed out by plant technicians in the field. That takes “never obsolete” to a whole new level in flow measurement instrumentation. The new ST100 Flow Meter’s sophisticated LCD display/readout brings new meaning to the term “process information”. The ST100’s unique graphical, multivariable, backlit LCD display provides the industry’s most comprehensive information with continuous display of all process measurements and alarm status, and the ability to interrogate for service diagnostics.

Marsh Bellofram Debuts High-Flow Gas Regulators for Low- and High-Pressure Oil & Gas Pipeline Monitoring The BelGAS division of Marsh Bellofram Corporation, has introduced the Type P627, a high-performance, spring loaded, direct operating high-flow gas regulator, designed to control both low- and high-output pressure in oil and gas applications.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

#6 June 2011

ровать эффективность интенсификации. Эти новые возможности в сочетании с современными сейсмическими данными в 3D-формате предоставляют информацию о характеристиках породы и механических напряжениях, которую очень важно знать для размещения скважины и проведения направленного бурения, что позволяет операторам по разведке и добыче точно настроить процесс разработки месторождения.

Измерение потока газа теперь выглядит по-новому Выпуск новейшего теплового массового расходомера серии ST100 от компании «Fluid Components International» (FCI), открывает новое поколение приборов измерения расхода технологического газа. Передовой прибор ST100 сочетает превосходную чувствительность потока газа и самую многофункциональную и многоцелевую промышленную электронику для удивительной адаптируемости и ценности, которая выражается в соответствии различным типам применения расходомеров технологического газа сегодня и в будущем. Компания «FCI» разработала современные расходомеры серии ST100 в ответ на многократные дискусии в широком кругу инженеров по технологиям и оборудованию, которые ставили перед собой цель получить более развернутую информацию по измерению, a также гибкость применения в технологии контроля оборудования и процессов, которую они могли бы реализовать в будущем. Результатом этих обсуждений стал готовый к применению расходомер серии ST100. Помимо его способности осуществлять непрерывное измерение, отображать на дисплее и передавать широчайший массив технических параметров, этот прибор является первым промышленным тепловым массовым расходомером, который разработан с учетом применения в будущем. Новый прибор ST100 - это решение для любых типов применения, будь-то работа с аналоговым сигналом 4-20мА, частотным/импульсным сигналом, аварийными реле или современными средствами связи по цифровым шинам передачи данных, таким как HART, Foundation Fieldbus, Profibus или Modbus. В случае, если потребности завода изменятся со временем или будет нужно сделать обновление, расходомер ST100 может быть адаптирован в соответсвии с требованиями условий, благодаря сменным платам расширения, которые могут устанавливаться специалистами завода на объекте. Это дает возможность «никогда не устаревать» по отношению к общему уровню развития новых приборов по измерению потока газа. Усовершенствованный ЖК-дисплей / устройство считывания показаний нового расходомера ST100 открывает новое значение термина «технологическая информация». Уникальный графический, многопараметрический, ЖК-дисплей с подсветкой позволяет отображать всевозможную информацию промышленного значения при постоянном выводе на экран результатов всех технологических измерений и аварийных состояний, а также имеет возможность посылать запросы с целью сервисной диагностики.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

SOURCE / ИСТОЧНИК: MARSH BELLOFRAM

● Marsh Bellofram BelGAS Type P627 designed for maximum durability ● Регуляторы Тип P627 разработаны для максимальной надежности

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Designed for maximum durability, Marsh Bellofram BelGAS Type P627 regulators are compact and offered in multi-position body and spring case configurations, with choice of aluminum, steel or LCC body, bonnet and diaphragm casings and with a durable powder-coated epoxy exterior finish. Units offer installation versatility, ease of operation and set pressures, as well as a wide range of available flow capacities and spring ranges. Regulators are also available in an external pressure registration model (P627M) and with optional National Standard of Corrosion Engineers (NACE) compliant construction. These highly rugged features make the Type P627 also ideal for use in other types of industrial monitoring applications, such as farm tap gas regulation; city gas gate regulation; fuel gas, industrial plant air and gas regulation; gas gathering; and system pressure reduction.

Nalco Viscosity Reducers Let Heavy Oil Flow Faster and Easier, Reduce Total Operation Cost Getting heavy, viscous oil out of wells is extremely problematic, since the severe pressure drop between the production tubing base and wellhead strains pumps and limits production. Use of heat/ steam, drag reducers or flammable diluents such as naphtha has sigНефть и ГазЕВРАЗИЯ

«Marsh Bellofram» представляет газовые регуляторы интенсивного потока, для контроля нефтегазовых трубопроводов низкого и высокого давления Подразделение «BelGAS» корпорации «Marsh Bellofram» представило прибор Тип P627 – высокоэффективный газовый регулятор интенсивного потока прямого действия с пружинным механизмом для контроля как низкого, так и высокого выходного давления на нефтяных и газовых трубопроводах. Регуляторы Тип P627 разработаны для максимальной надежности, имеют компактную конструкцию и предлагаются в вариантах с многопозиционными корпусами и пружинными обоймами, с возможностью выбора алюминиевого, стального или освинцованного корпуса, крышки или корпуса мембраны и надежной внешней отделкой поверхности порошковым эпоксидным покрытием. Устройства имеют разнообразные варианты установки, просты в эксплуатации и в подборе давления, а также имеют широкий диапазон пропускной способности и регулировки пружин. Регуляторы также поставляются в виде моделей с функцией внешнего считывания давления (Р627М) и в опциональном исполнении согласно требованиям Национальной Ассоциации ИнженеровКоррозионистов (NACE). Эти высоконадежные качества так же позволяют идеально использовать прибор Тип P627 в других видах промышленного контроля, таких как регулировка газа на фермерских трубопроводах; регулировка газа в распределительной сети; системы газового топлива; регулировка потока газа и воздуха на промышленном предприятии; системы сбора газа; устройства понижения давления в системе.

Понизители вязкости Nalco облегчают транспорт тяжелой нефти, способствуя снижению общих эксплуатационных расходов. Тяжелую вязкую нефть крайне сложно извлекать из скважин, так как большой перепад давления между основанием эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и устьем скважины приводит к перегрузке насосов и ограничивает производительность. Использование тепла и пара, а также понизителей трения или легковоспламеняющихся растворителей, таких как нафта или ШФЛУ, имеет существенные недостатки с точки зрения эффективности для тяжелой нефти, а также по потреблению энергии, инвестициям в инфраструктуру, безопасности и требованиям к качеству воды. Компанией Nalco разработана полимерная технология, снижающая структурную вязкость тяжелой нефти и создающая уникальную водную дисперсию. Необработанная тяжелая нефть – это эмульсия обратного типа. Структурной вязкостью обладает, прежде всего, сама тяжелая нефть. С помощью химических Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#6 June 2011

Nord Stream Pipeline Sections Are Being Joined Together by “Hyperbaric tie-ins” The technical completion of the first of the twin Nord Stream pipelines will be achieved in June, when the final section is welded onto the pipeline off the Swedish island of Gotland. Nord Stream was able to design its offshore pipeline to operate without an intermediate compressor station, but with three different design pressures and pipe wall thicknesses as the gas pressure drops over its long journey from Russia to landfall in Germany. The connection of these three pipeline sections will be carried out at the two offshore locations where the design pressure changes from 220 to 200 bar and from 200 to 170 bar respectively. In May the connection of the Gulf of Finland section and the Central section at a sea depth of approximately 80 metres started. The connection of the Central and South Western sections off Gotland will take ● The welding habitat is a dry enviplace at a depth of approximately 110 metres. ronment where divers work without Each of the three sections is gauged and thoroughly pressure-tested before being joined together diving equipment to set up the autoby “hyperbaric tie-ins” and subsequently linked to the landfalls in Russia and Germany. matic welding machine. The contract for the hyperbaric tie-ins is being carried out for Nord Stream by the French company ● Сварочная камера - это Technip SA and its new-built diving support vessel, the Skandi Arctic. Technip uses equipment supбезводная зона на морском дне, где plied by the Pipeline Repair System (PRS) pool administered by the Norwegian company Statoil ASA. водолазы настаивают сварочный This “tie-in” process takes place on the seabed in an underwater welding habitat. Welding operations аппарат без использования are remotely controlled from the diving support vessel, and divers assist and monitor the subsea специального оборудования для construction work. погружения. The welding habitat supplied by the PRS pool is a dry zone on the seabed where divers work without diving equipment to set up the automatic welding machine. The welding is completely controlled from the dive support vessel. The Skandi Arctic transports and operates all of the equipment necessary to move, lift, cut and weld the pipeline sections together. Pipe Handling Frames (PHFs) move the pipeline ends into tie-in position. They can lift up to 150 tonnes and not only lift the pipeline sections, but also shift them sideways to line them up for welding.

Technip SA осуществит гипербарическую сварку трех секций «Северного потока» В июне текущего года планируется завершить технические работы по первой из двух ниток газопровода «Северный поток» после присоединения последней секции вблизи шведского острова Готланд. По проекту, разработанному Nord Stream, морской газопровод способен работать без промежуточных компрессорных станций. Он состоит из трех секций с различной толщиной стенки, соответствующей различным уровням рабочего давления внутри газопровода на протяжении всего маршрута из России в Германию. Соединение трех секций газопровода осуществляется под водой в двух точках, где проектное давление меняется с 220 до 200 бар и с 200 до 177,5 бар соответственно. В мае на глубине около 80 м началось соединение секции в Финском заливе с центральной секцией. Соединение центральной и юго-западной секций пройдет вблизи острова Готланд на глубине около 110 м. Каждая из трех секций будет подвергнута калибровке и гидравлическим испытаниям на прочность до соединения в единую плеть с помощью гипербарической сварки и последующей стыковки с береговыми пересечениями в России и Германии. Контракт на проведение гипербарической сварки заключен с французской компанией Technip SA и ее новым судном обеспечения водолазных работ Skandi Arctic. Technip использует оборудование, поставляемое парком для системы ремонта трубопроводов (PRS) норвежской компании Statoil ASA. Сварка пройдет на дне моря в подводной сварочной камере. Управление ведется дистанционно с судна обеспечения водолазных работ, а водолазы участвуют в работах под водой и контролируют их проведение. Сварочная камера представляет собой безводную зону на морском дне, в которой водолазы осуществляют настройку автоматического сварочного аппарата без специального оборудования для погружения. Процесс сварки полностью контролируется с судна обеспечения водолазных работ. Судно Skandi Arctic обеспечивает все оборудование, необходимое для перемещения, подъема, обработки и соединения секций газопровода, а также контролирует его работу. Мощные трубоподъемные механизмы (PHF) грузоподъемностью до 150 тонн осуществляют центровку плети для подготовки к сварке.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

nificant drawbacks in terms of effectiveness for wet, heavy oils, energy consumption, infrastructure investment, safety and water requirements. Nalco has developed polymer technology that ● With Nalco Viscosity reduces heavy oil’s apparent Reducers, the dispersion is viscosity by creating a unique easily broken using standard water external dispersion. separation technology Untreated heavy oils are oil external emulsions…mostly oil with droplets of water dispersed within. The apparent viscosity is primarily exhibited by the heavy oil itself. Nalco reverses this condition, causing droplets of oil to be suspended in water. This is a water external dispersion where the apparent viscosity is exhibited primarily by the water, not the oil. The result is a dramatic decrease in apparent viscosity, and a significant positive impact on operational efficiency and production costs. Making the easy-flowing dispersion is only half the story. With Nalco Viscosity Reducers, the dispersion is easily broken using standard separation technology. The separated water can even be reused down hole. Nalco water external dispersions are stable for pumping and transport, but separate efficiently into reusable water and saleable oil. Nalco Heavy Oil Viscosity Reducers are based on safe, non-volatile polymer technology used at low dosages.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ реагентов Nalco меняется тип эмульсии, в результате чего капли нефти оказываются во взвешенном состоянии в воде. Это уже ● При использовании водная дисперсия, в понизителей вязкости Nalco, которой структурную дисперсия легко разделяется вязкость обуславлис помощью стандартной вает прежде всего технологии разделения воды вода, а не нефть. В от нефти результате достигается резкое снижение структурной вязкости эмульсии, что положительно влияет на добычу и снижение производственных издержек. Создание легкотекучей дисперсии, это лишь часть процесса. При использовании понизителей вязкости Nalco, дисперсия легко разделяется с помощью стандартной технологии разделения воды от нефти. Отделенную воду также можно повторно использовать в скважине. Водные дисперсии, сформированные реагентами компании Nalco, устойчивы при транспортировке, но легко разделяются на воду, пригодную для повторного использования, и товарную нефть. Понизители вязкости тяжелой нефти Nalco - безопасные, нелетучие полимеры с низкой дозировкой. Пожаробезопасны, легки в транспортировке и просты в использовании. После предварительного смешивания с водой, выполняемого на устье скважины, они вводятся в затрубное пространство, где под воздействием сдвига насосного оборудования и температуры скважинных флюидов получается водная дисперсия. Важно, что не требуется очистка такой воды; это может быть пластовая вода, добытая из самой скважины или поступающая из сепаратора установки подготовки нефти Понизители вязкости компании Nalco значительно сокращают эксплуатационные расходы благодаря устранению дорогостоящих и легколетучих растворителей, повышают КПД насосов, увеличивают нефтеотдачу и срок эксплуатации скважин, защищают оборудование и повышают безопасность. SOURCE / ИСТОЧНИК: NALCO

№6 Июнь 2011

Компания Sercel выводит на рынок датчик DSU1 нового поколения Компания Sercel начала производство цифрового датчика DSU1 нового поколения, позволяющего повысить производительность современных сейсмических съёмок с высокой плотностью наблюдений. Датчик DSU1 превосходит обычные приёмники благодаря широкому диапазону регистрируемых частот сейсмических сигналов и эффективному использованию в супер-партиях, что позволяет повысить вертикальную и горизонтальную разрешённость окончательных сейсмических изображений среды. Обновлённый датчик DSU1 – это самый компактный и легкий цифровой датчик, установка которого стала проще. Усовершенствованная конструкция датчика DSU1 включает более короткий корпус и более острый штырь, позволяющий устанавливать датчик в грунт без бурения

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

#6 June 2011

These non-combustible chemistries are easy to transport, safe to handle and simple to use. Pre-mixed with water above ground, these chemistries are injected down the well annulus where shearing action from the pump and the heat from the fluids create the water external dispersion. Significantly, this water need not be clean, and can even be produced water from the well itself or from the separation facility. Nalco Heavy Oil Viscosity Reducers can significantly reduce operating costs by eliminating costly and volatile diluents, improving pump efficiency, increasing production rate, enhancing reservoir life, protecting production assets and improving safety.

SOURCE: / ИСТОЧНИК: SERCEL

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● The new-generation DSU1 is now the smallest, lightest and easiest to deploy digital sensor system available in the market. ● Обновлённый датчик DSU1 на сегодняшний день - самый компактный, легкий и простой в установке цифровой датчик на рынке.

Sercel Introduces a New-Generation DSU1 Sercel has launched a new generation of DSU1 digital sensors, bringing an important advance in productivity to high-end land seismic surveys. Since its market launch, the DSU1 has offered the dual advantage over conventional sensors of an exceptional high-fidelity response in a broad range of seismic frequencies and efficient deployment on SuperCrews, allowing improved temporal and spatial resolution of final seismic images. The new-generation DSU1 is now the smallest, lightest and easiest to deploy digital sensor system available in the market. The improved design of the DSU1 includes a shorter casing and a sharper spike, and can be planted directly in the ground without pre-drilling (Patent US 7,730,786), leading to improved productivity and excellent coupling. As with the other members of the Sercel station unit family, including the FDU, DSU3 and DSUGPS, the new DSU1 (Patents US 7,797,998 & US 7,552,638) is compatible with the proven Sercel 428 XL acquisition system, offering unrivalled deployment flexibility.

лунок (Патент US 7,730,786), что повышает производительность полевых работ и улучшает контакт с грунтом. Как и другая наземная электроника компании Sercel, включая FDU, DSU3 и DSUGPS, обновлённый датчик DSU1 (Патенты US 7,797,998 и US 7,552,638) совместим с хорошо себя зарекомендовавшей регистрирующей системой Sercel 428 XL и характеризуется простотой установки в грунт.

Дополнительную информацию о новых разработках

To know more about new technologies and recent high-tech

и технологических особенностях успешных проектов

projects in the oil and gas industry, please visit

можно получить на сайте www.oilandgaseurasia.com:

www.oilandgaseurasia.com:

Контроллеры Lufkin решают многоуровневые задачи в

Successful Solution of Multi-Level Problems in Crude Oil Production

нефтедобыче http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11607 Закачка газа в пласт станет рентабельной

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11608 Schlumberger Releases Latest Version of its Wellbore Software Platform

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11591 Magna поручила T-Systems управление своей глобальной ИКТ

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11606

инфраструктурой и ее модернизацию

Linde Launches G-Tecta™ Portable Gas Detection Range

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11558

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11528

На уватских месторождениях появились новые буровые

Eni Refining & Marketing Division Selected AspenTech’s Solution

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11514

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11301

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

COVER STORY

Lufkin CEO Jay Glick Puts Intelligence into Artificial Lift to Conquer Global Markets

Глава Lufkin Джей Глик

делает механизированную добычу интеллектуальной, чтобы покорить мировой рынок

Pat Davis Szymczak, Reporting from Lufkin, Texas

ohn F. “Jay” Glick spent a good part of his oil and gas industry career in the Eastern Hemisphere. So it seems fitting that now, as President and CEO of East Texas-based Lufkin Industries, Glick finds himself leading the transformation of Lufkin into a global, high-tech artificial-lift solutions provider. What’s so different about Lufkin? Intelligent well technology that keeps evolving as Lufkin builds on the best R&D it can find – wherever in the world that might be. Glick joined Lufkin Industries in 1994 as Vice President and General Manager of Lufkin’s Power Transmission Division, and was later the Vice President General Manager of Lufkin’s Oilfield Division. Prior to joining Lufkin, Glick had a 20-year career with Cameron, much of it based out of London. He is a 37-year veteran of the oil and gas industry and has been heavily involved in the global, oil services industry. He is a graduate of the Harvard Business School’s Program for Management Development. As Lufkin finishes construction of a manufacturing facility in Romania – soon to become Lufkin’s Eastern Hemisphere platform – it looks to Russia as potentially its largest growth market. Lufkin has just opened a Moscow office and launched a Russian website, www.lufkin.ru. But, Lufkin is no stranger to the region. For 20 years, Lufkin has

Пэт Дэвис Шимчак Репортаж из г. Лафкин, Техас PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

жон «Джей» Глик большую часть своей карьеры в нефтегазовой отрасли проработал в странах Восточного полушария. Поэтому вполне естественным представляется и то, что, как президент и главный исполнительный директор компании Lufkin Industries (Восточный Техас), Глик возглавил работу по преобразованию компании в глобальное предприятие, разрабатывающее высокотехнологичные решения для механизированной добычи. Итак, в чем же отличие Lufkin от других компаний? Прежде всего, в продукции – технологиях для «интеллектуальных» скважин. Продукция постоянно совершенствуется, и в этих целях используются новейшие исследования и разработки со всего мира. Глик начал работать в компании Lufkin Industries в 1994 году, в должности вице-президента и генерального директора подразделения, выпускающего силовые трансмиссии. Позднее он стал вице-президентом и генеральным директором нефтепромыслового подразделения компании Lufkin. До своего перехода в Lufkin, Глик в течение 20 лет работал в компании Cameron, главным образом, в Лондоне. Его стаж в нефтегазовой отрасли насчитывает 37 лет, и значительную часть этого времени он уделял развитию сервисного обслуживания нефтеOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

ГЛАВНАЯ ТЕМА

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

промыслов в мировом масштабе. Глик является выпускником Гарвардской школы бизнеса. В настоящее время компания Lufkin завершает строительство нового производственного комплекса в Румынии, который рассматривается как «плацдарм» для расширения деятельности компании в Восточном полушарии. При этом основным рынком сбыта в упомянутом регионе Lufkin в перспективе считает Россию. Компания только что открыла свое представительство в Москве и запустила русскоязычный сайт www.lufkin.ru. При этом компания Lufkin – отнюдь не новичок на «постсоветском пространстве»: уже в течение 20 лет она поставляет высокотехнологичное оборудование для автоматизации и балансирные станки-качалки нефтяным компаниям, работающим в Татарстане, Западной Сибири, Беларуси, Казахстане и других регионах. В мае этого года представители издания «Нефть и газ Евразия» встретились с Джоном «Джеем» Гликом в его техасском офисе, в двух часах езды от Хьюстона. Именно здесь 100 лет назад начинала свою деятельность компания Lufkin. И теперь мы предоставляем слово ее президенту и главному исполнительному директору с тем, чтобы узнать, каким ему представляется будущее компании в ближайшие 100 лет.

● Lufkin@s contribution to the Texas oil industry

over 100 years is noted in this Texas Historical Commission marker. ● Вклад компании Lufkin в развитие нефтяной отрасли Техаса за прошедшие 100 лет запечатлен на мемориальной доске. PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

been selling its high-tech well automation equipment and beam pumping units into, among other places, Tatarstan, West Sibera, Belarus and Kazakhstan. Oil&Gas Eurasia met in May with Glick in his Lufkin, Texas office, a two-hour drive northeast of Houston. Lufkin got its start here 100 years ago. Now, let President and CEO Jay Glick describe his vision of the next 100 years.

Нефть Не Нефт Н Неф еф еф ефт фтт ь и Г ГазЕВРАЗИЯ Га Газ азЕ аз ЕВР ЕВРА ЕВ ВРА ВР В РА Р А ЗИЯ ЗИ З ИЯ И Я

● Lufkin Industry@s World Headquarters in Lufkin, Texas. ● Центральный офис компании в г. Лафкин, штат Техас.

21 21

COVER STORY

#6 June 2011

«Нефть и газ Евразия»: Какой вам видится деятельность компании Lufkin в будущем? Джей Глик: Наше видение будущего заключается, во-первых, в расширении географических масштабов деятельности компании, во-вторых, в создании и расширении ассортимента оборудования для механизированной добычи и в-третьих, в разработке новых технологий, повышающих «интеллектуальность» и ценность упомянутого оборудования. Чтобы добиться этого, нам потребуются талантливые специалисты за рубежом, учитывая, что сегодня Lufkin выходит на новые рынки в разных регионах мира.

● The brains of the Lufkin Well Manager controller are stacked up

waiting for assembly at Lufkin Automation@s Houston plant. ● «Мозг» контроллера Lufkin Well Manager подготовлен

к сборке на заводе Lufkin Automation в Хьюстоне. Oil&Gas Eurasia: What is the Lufkin vision? Jay Glick: Our vision is to first expand geographically; second, to develop and acquire a broader portfolio of artificial lift products, and thirdly to develop new technologies that add intelligence and increased value to our artificial lift applications. To accomplish that, we need to bring in new, talented people who are internationally based as we step out into new, global locations.

OGE: How has Lufkin approached international markets?

THOUGHT LEADERSHIP: JAY GLICK

We began life 100 years ago as a U.S. corporation focused largely in the Texas region. We expanded into Canada, becoming North American. And we’ve had a global presence for a number of years through our field service groups and through customers that import our products. We expanded into South American in 2002 when we bought Baker Hughes out of a JV we had jointly owned in Argentina. We then made significant investments into

HIGH OIL PRICES – GOOD OR BAD? Last year was a great year because WTI (West Texas Intermediate) was throughout the year at $75 to $85 a barrel. That’s a great price range. If you asked OPEC, they would say that is ideal. When you get above $115 or $120 a barrel, demand destruction sets in and you’re setting yourself up for a calamitous correction if you’re not careful. It’s the stability and predictability of the price that is important. Volatility in either direction works against us. Steep rises are bad: demand destruction occurs, tax regimes get put in that don’t make any sense, and the oil companies get demonized. Steep drops are bad because investment confidence gets damaged. 2009 was a classic. Oil companies could have made intelligent investments in automation trials at a time when they had staff to go out and do things. They did not. They cut spending – not because they didn’t have confidence that oil prices would return. They didn’t do it because their quarterly earnings statements would have been damaged had they spent CAPEX and OPEX to run fields in a low price environment. I wish I could tell you it’s going to get better. But I’ve been doing this for 37 years and the oil industry makes the same cyclical mistakes now that it made in 1974 when I first started my career.

НГЕ: Как выглядит история деятельности компании Lufkin на международном рынке? Глик: 100 лет назад компания Lufkin начала свою деятельность как чисто американская компания, действующая преимущественно в Техасе. Затем мы вышли на канадский рынок, став, таким образом, уже североамериканской компанией. И теперь, благодаря нашему сервисному подразделению, обслуживающему нефтепромыслы, и клиентам, приобретающим нашу продукцию, мы в течение ряда лет работаем как международная компания. В 2002 году Lufkin вышла на южноамериканский рынок, выкупив у компании Baker Hughes соответствующую долю в СП, которым мы совместно владели в Аргентине. Затем мы инвестировали значительные средства в разработку и производство оборудования, а также в сервисное обслуживание и техническую поддержку, что позволило создать собственную латиноамериканскую базу в г. Комодоро Ривадавия. У компании также есть офис в Буэнос-Айресе. Кроме того, мы расширили работу подразделений по продажам и сервисному обслуживанию и начали работать в Бразилии. Теперь деятельность компании охватывает всю Латинскую Америку. Это стало возможным благодаря целенаправленным коллективным усилиям и наличию местной базы. Следующей целью является Румыния, и компания вложила более $120 млн в строительство собственного производственного комплекса в г. Плоешти. Туда переедет головной офис Lufkin Oilfield Group, курирующий деятельность компании в странах Восточного полушария, включая подразделения, отвечающие за инженерное обеспечение и сервисное обслуживание. Используя эту базу, мы будем осуществлять поддержку деятельности компании в Восточном полушарии, в том числе в России, странах СНГ, а также на Ближнем Востоке, в Северной Африке и Европе. Далее мы планируем выход на турецкий рынок и рынки других стран с хорошими перспективами роста. Что касается Восточного полушария, головной офис нашего подразделения, занимающегося производством силовых трансмиссий, остается во Франции. НГЕ: А как вписывается в эту общую картину новое московское представительство компании? Глик: Целью открытия московского представительства является повышение эффективности поддержки наших клиентов в России. Московский офис станет своего рода связующим звеном между нашей базой в Румынии и потенциальными рынками сбыта, которые мы видим в России.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

НГЕ: Насколько важна Россия для обеспечения успеха компании Lufkin в мировом масштабе? Глик: Россия потенциально может стать главной страной для сбыта нашей продукции, поскольку она представляет собой колоссальный рынок. Достаточно только взглянуть на ее огромные просторы, а также на запасы природных ресурсов и их характеристики. Значительная доля этих ресурсов потребует организации механизированной добычи на нефтепромыслах. Думаю, что существуют колоссальные возможности для внедрения технологии УСШН, которая должна прийти на смену технологии УЭЦН. По мере падения объемов добычи на стареющих скважинах, масштабы применения УСШН могут значительно превысить масштабы технологии УЭЦН, особенно в штанговых насосных системах, которые используют наши средства автоматизации.

ГЛАВНАЯ ТЕМА

Осложнение при добыче: Высоковязкая нефть

НГЕ: Но разве операторы в России не предпочитают пользоваться установками погружных электроцентробежных насосов? Глик: Применение УЭЦН способно обеспечить наилучшие результаты при больших объемах добычи. Однако, по мере снижения темпов нефтедобычи, применение УЭЦН зачастую оказывается не самым экономичным способом для разработки месторождений. Большие проблемы для погружных электроцентробежных насосов создают тяжелые нефти и абразивы. Как правило, штанговые насосы способны лучше работать в таких условиях. По-моему, сейчас в России эксплуатируется большое количество УЭЦН, которые можно выгодно заменить УСШН, работающими в комплексе с нашими средствами автоматизации, позволяющими осуществлять переналадку производства, корректируя его работу и адаптируя его к реальным пластовым условиям. Думаю, что автоматизация – это ключ к пониманию тех экономических преимуществ, которые дает применение оборудования Lufkin, а именно, интеграции «интеллектуальных» систем со средствами автоматизации для оптимизации производства, снижения темпов износа оборудования и сокращения затрат на электроэнергию. Правительство РФ издало директиву, нацеленную на поощрение снижения уровня потребления электроэнергии в нефтегазовой отрасли. Наши средства автоматизации сконструированы как раз с учетом таких требований.

Решение: понизители вязкости Nalco ɍɧɢɤɚɥɶɧɵɟ ɜɨɞɨ ɧɟɮɬɹɧɵɟ ɞɢɫɩɟɪɫɢɢ ɥɟɝɤɨ ɫɨɡɞɚɬɶ ɢ ɪɚɡɞɟɥɢɬɶ 1DOFR ɢɫɩɨɥɶɡɭɟɬ ɡɚɩɚɬɟɧɬɨɜɚɧɧɭɸ ɩɨɥɢɦɟɪɧɭɸ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɸ ɞɥɹ ɩɨɧɢɠɟɧɢɹ ɫɬɪɭɤɬɭɪɧɨɣ ɜɹɡɤɨɫɬɢ ɜɵɫɨɤɨɜɹɡɤɨɣ ɧɟɮɬɢ ȼɨɞɨ ɧɟɮɬɹɧɚɹ ɞɢɫɩɟɪɫɢɹ ɨɛɪɚɡɭɟɬɫɹ ɧɚ ɡɚɛɨɟ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɫɩɨɫɨɛɫɬɜɭɹ ɥɟɝɤɨɣ ɨɬɤɚɱɤɟ ɜɵɫɨɤɨɜɹɡɤɨɣ ɧɟɮɬɢ ɧɚɫɨɫɚɦɢ ɚ ɡɚɬɟɦ ɥɟɝɤɨɦɭ ɪɚɡɞɟɥɟɧɢɸ ɧɚ ɜɨɞɭ ɢ ɬɨɜɚɪɧɭɸ ɧɟɮɬɶ ■

■ ■ ■ ■

■

Ɉɛɟɫɩɟɱɢɜɚɸɬ ɛɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ɩɪɢɦɟɧɟɧɢɹ ɛɥɚɝɨɞɚɪɹ ɫɜɨɢɦ ɯɢɦɢɱɟɫɤɢɦ ɫɜɨɣɫɬɜɚɦ ɍɥɭɱɲɚɸɬ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɶ ɪɚɛɨɬɵ ɧɚɫɨɫɧɨɝɨ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɹ ɍɜɟɥɢɱɢɜɚɸɬ ɩɨɜɬɨɪɧɨɟ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɟ ɩɥɚɫɬɨɜɨɣ ɜɨɞɵ ɉɨɜɵɲɚɸɬ ɞɨɛɵɱɭ Ɉɛɟɫɩɟɱɢɜɚɸɬ ɰɟɥɨɫɬɧɨɫɬɶ ɫɢɫɬɟɦ ɞɨɛɵɱɢ ɢ ɬɪɚɧɫɩɨɪɬɚ ɧɟɮɬɢ ɋɨɤɪɚɳɚɸɬ ɨɛɳɢɟ ɨɩɟɪɚɰɢɨɧɧɵɟ ɪɚɫɯɨɞɵ

Ɋɟɲɚɣɬɟ ɫɥɨɠɧɵɟ ɡɚɞɚɱɢ ɧɟɮɬɟɞɨɛɵɱɢ ɫ ɩɨɦɨɳɶɸ ɩɨɧɢɡɢɬɟɥɟɣ ɜɹɡɤɨɫɬɢ 1DOFR ɩɪɨɫɬɨɬɚ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɹ ɛɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ɩɪɟɜɨɫɯɨɞɧɵɣ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬ

НГЕ: Да, но как же изменить психологию людей? Глик: Лучший способ добиться этого – предоставить им объективные данные, наглядно демонстрирующие преимущества перехода на УСШН по сравнению с использованием УЭЦН. При наличии объективных данных разумные люди очень быстро все понимают. В некоторых видах нефтедобычи УЭЦН зачастую использовались неправильно. Одним из первых шагов, предпринятых компанией Apache при разработке месторождений в Западной пустыне в Египте, стала замена УЭЦН на УСШН, оснащенными контроллерами автоматизации производства компании Lufkin. У УЭЦН была очень высокая интенсивность откаНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ɈɈɈ ©Ʉɨɦɩɚɧɢɹ ɇɚɥɤɨª ɜ Ɇɨɫɤɜɟ Ɍɟɥ ɮɚɤɫ Ʉɨɨɪɞɢɧɚɬɨɪ ɩɪɨɟɤɬɚ Ȼɭɯɚɪɢɧɚ Ɇɚɪɢɹ ȼɥɚɞɢɦɢɪɨɜɧɚ PEXNKDULQD#QDOFR FRP

ɈɈɈ ©Ʉɨɦɩɚɧɢɹ ɇɚɥɤɨª ɜ Ʉɚɡɚɧɢ Ɍɟɥ ɮɚɤɫ Ʉɨɪɞɢɧɚɬɨɪ ɩɪɨɟɤɬɚ ɍɡɭɧ Ɉɤɫɚɧɚ ȿɜɝɟɧɶɟɜɧɚ RX]XQ#QDOFR FRP

ɋɉ ©ɇɚɥɤɨ ɄɁɏª ɜ Ʉɨɝɚɥɵɦɟ Ɏɚɤɫ Ʉɨɨɪɞɢɧɚɬɨɪ ɩɪɨɟɤɬɚ ɋɨɪɨɱɚɣɤɢɧ ȼɢɬɚɥɢɣ ȼɥɚɞɢɦɢɪɨɜɢɱ YVRURFKD\NLQ#QDOFR FRP

#6 June 2011

COVER STORY manufacturing, engineering, and service and support to give us a Latin American platform in the city of Comodoro Rivadavia. We also have an office in Buenos Aries. We’ve expanded sales operation and service support, and have grown our business in Brazil. We now have business throughout the Latin American region as a result of having a focused team and a local platform to support it. Now our next step is Romania where we’ve committed $120 million to build our own manufacturing facility in Ploesti. We will move our Eastern Hemisphere headquarters there for Lufkin’s Oilfield Group, including engineering and service teams. This operation will become the platform from which we will support the Eastern Hemisphere, including Russia and the FSU, the Middle East, North Africa and Europe. And potentially we’ll pick up Turkey and other countries that have strong growth prospects. Our Eastern Hemisphere headquarters for power transmission will remain in France.

OGE: Where does the new Moscow representation fit into this picture? Glick: The opening of our Moscow representation is intended to better support our customers in Russia. Our Moscow office will be the link between our platform in Romania and the markets we see in Russia. OGE: How important is Russia to Lufkin’s global success?

● Castings waiting assembly at Lufkin Industries@ pumping unit assembly

plant in Lufkin, Texas. ● Заготовки отправятся на завод по сборке насосов в г. Лафкин, штат Техас.

ЛИДЕРСТВО В ИДЕЯХ: ДЖЕЙ ГЛИК

ВЫСОКИЕ ЦЕНЫ НА НЕФТЬ – ХОРОШО ЭТО ИЛИ ПЛОХО?

Прошлый год был очень удачным, потому что цена западнотехасской средней нефти в течение всего года держалась на уровне $75-85 за баррель. Это очень хороший ценовой показатель. Если бы вы спросили представителей ОПЕК, они бы сказали вам, что этот уровень цен просто идеален. Однако когда цена за баррель нефти поднимается выше $115-120, спрос начинает падать. Поэтому необходимо быть осторожным, иначе при корректировке последствия могут оказаться катастрофическими. Стабильность и предсказуемость цен чрезвычайно важны. Неустойчивость конъюнктуры, причем в любом направлении, работает против нас. Резкие подъемы цен плохи тем, что спрос падает, устанавливаются бессмысленные налоговые режимы, и нефтяные компании становятся «козлами отпущения». Резкие падения цен плохи тем, что они отрицательно сказываются на доверии инвесторов. Классическим примером стал 2009 год. Нефтяные компании, например, могли бы рационально инвестировать капитал в испытания новых средств автоматизации, имея при этом и необходимый персонал, и достаточно денег. Но они этого не сделали. Началось сокращение расходов, и не потому, что у компаний не было уверенности в том, что цены на нефть вновь поднимутся. Они не сделали этого потому, что их квартальные отчеты пострадали бы в том случае, если бы средства, указанные как капитальные затраты и эксплуатационные расходы, были израсходованы на обеспечение работы нефтепромыслов в условиях низких цен на нефть. И здесь мне бы очень хотелось вас обнадежить в том, что ситуация изменится к лучшему. Но я работаю уже 37 лет и могу сказать, что в нефтедобывающей отрасли сегодня допускаются те же самые циклические ошибки, которые совершались в 1974 году, когда я только начинал свою карьеру.

зов. Происходило это из-за недостаточно высоких темпов добычи и большого объема абразивных отходов. После того, как специалисты компании Apache перешли на технологию с применением УСШН, компания смогла добиться значительного сокращения производственных затрат. Я думаю, что такой же комплекс условий существует и в некоторых других регионах, не только в Египте. Мы убедились в этом у себя, в США, и думаю, что увидим то же самое и в России.

НГЕ: Насколько важно использовать продукцию Lufkin Automation? Глик: Использование продукции Lufkin Automation имеет критическое значение. Оборудование для механизированной добычи, изготавливаемое компанией Lufkin, наиболее эффективно работает в том случае, если оно интегрировано в единый пакет с наземным и скважинным оборудованием и оборудованием для сбора данных, также изготовленными Lufkin. Весь этот технологический комплекс должен обслуживаться нашими специалистами. Единый пакет обеспечивает высокую надежность работы оборудования, высокий уровень оптимизации и наилучшие показатели по статьям капитальных затрат, эксплуатационных расходов и ТО. Наши средства автоматизации можно использовать и с продукцией другой компании, но в этом случае не будет обеспечиваться должная степень надежности при работе оборудования. И, по мере совершенствования контроллеров Lufkin, преимущества становятся все более ощутимыми. Если вы покупаете автомобиль BMW, а потом пользуетесь запчастями от автомобиля другой марки и услугами механика, не знакомого с BMW, вы не получите тех экплуатационных качеств, за которые заплатили. Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

ГЛАВНАЯ ТЕМА

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

Glick: Russia has the potential to be the dominant country for our products because it’s a massive market. If you look at the land area, resources, the reserves that are in place and the characteristics of those reserves, a lot of them need artificial lift. I think there is a massive opportunity for rod lift to replace ESPs. As production volumes drop in aging wells, the range of rod lift that can be used greatly exceeds the range that ESPs can cover, particularly with regard to rod lift systems that employ our automation equipment.

OGE: But don’t Russian operators prefer ESPs? Glick: ESPs are best in very high volume production environments. But as the production volume diminishes, ESPs typically are not the most economical way to produce a field. Heavier oil is problematic for ESPs; abrasives are problematic for ESPs. Typically, rod lift can better cope with these environments. I think there are a lot of ESPs installed in Russia that might be replaced economically by rod lift coupled with our automation product, which gives you the intelligence you need to adjust the production based on reservoir conditions. And I think automation is the key to understanding Lufkin’s value proposition – the integration of intelligence with the automation product to optimize production, minimize damage to equipment, and minimize electricity costs. The Russian government has issued guidelines to encourage a reduction in electrical consumption in the production of oil. Our automation product is designed to do precisely that.

OGE: But how do you change the mindset? Glick: The best way to respond is to have objective data that demonstrates the advantages of moving to rod lift versus continuing with ESPs. With objective data in hand most intelligent people are persuaded by the data. In some types of production, ESPs have been misapplied. One of the first things that Apache (a U.S. indepenНефть и ГазЕВРАЗИЯ

#6 June 2011

COVER STORY

THOUGHT LEADERSHIP

ENERGY SUPPLY AND DEMAND

НГЕ: Вы активно работаете в Северной Африке. Каковы планы на будущее? Глик: В настоящее время в Северной Африке основное внимание уделяется Египту. Именно в этой стране наша компания начала свою деятельность в регионе, оказывая поддержку Apache в Западной пустыне. Там все сложилось очень удачно. Есть отличные перспективы также в Ливии и Алжире. У нас хороший партнер в Египте для изготовления некоторых элементов наших конструкций. Таким образом, мы можем обеспечить поддержку клиентов, обходясь без существенных транспортных расходов.

If you look at IEA (International Energy Agency) demand growth and IEA supply data, we getting ready to be in a lot of trouble over the next few years because supply is not going to be able to keep up with demand. And my hope is that this is really not going to be as bad as the numbers indicate. It really is a global problem and there’s not in the short term any alternative to oil, particularly in transportation, though you can take some pressure off by putting city buses and large diesel trucks on natural gas. T. Boone Pickens can talk about gas – and I’m all for that – but in terms of converting transportation, that’s more of a 10-year horizon than a 5-year horizon. There is nothing that is really going to make a huge difference in oil demand except the economy. And I’d rather have a stable and growing economy and let everybody’s lifestyles move to something more in keeping with the 21st century.

dent producer) did when they developed Egypt’s Western Desert was to remove the ESPs and replace them with rod lift equipped with Lufkin’s automation controllers. The ESPs had a very high failure rate. They failed because the volume of production wasn’t high enough and they also failed because a lot of abrasives were being produced. Once Apache made the switch to rod lift, they were able to quantify a significant savings in their production costs. I think that same set of conditions exists in a number of areas outside of Egypt. We’ve seen it in the U.S. and I think we’ll see it in Russia as well.

OGE: How important is Lufkin Automation? Glick: Lufkin’s automation product is absolutely critical. The artificial lift hardware works best when it is integrated into a total artificial lift package with Lufkin surface and downhole hardware integrated with the intelligence ● Parts awaiting assembly into beam pumping units at the Lufkin

plant in Lufkin, Texas. ● Из этих комплектующих на заводе компании в г. Лафкин,

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

штат Техас, будут собираться штанговые насосы.

НГЕ: Что вы можете сказать о некоторых из последних приобретений Lufkin? Глик: Мы приобрели International Lift Systems (ILS) в 2009 году. Благодаря этому у нас появился дополнительный набор вариантов – газлифт, плунжерный лифт и различные виды продукции для работ по завершению скважин – для тех случаев, когда присутствует попутный газ. Если объемы добычи снижаются или давление падает, и вам необходимо откачивать попутный газ, вы можете прибегнуть к технологии газлифта, и добыча нефти становится дешевле, чем, например, при использовании УЭЦН. Можно сказать, что, в некотором смысле, газлифт, возможно, является первым видом механизированной добычи, на который операторам следует переходить. Плунжерные подъемники, по-видимому, – самый дешевый вид механизированной добычи. Они обычно используются в том случае, когда у вас низкие объемы добычи. Мы приобрели компанию PHL, которая занимается производством гидравлических подъемников. Эти устройства используются в основном для неглубоких скважин и обезвоживающих газовых скважин. Их применение дает хорошие возможности для дальнейшего прироста добычи в тех районах, где в угольных пластах присутствует метан или существует среда с влажным газом, т.е. там, где необходимо удалять воду, чтобы обеспечить поток газа. Такие устройства очень легки, просты в установке и недороги. Мы говорим о другом типе технологии, который отличается от наших более привычных безбалансирных станков-качалок и качалок с противовесом. Это подъемник с концентрическими колоннами труб. Еще один вид продукции, который пока еще только разрабатывается – гидроприводной насос. Он наиболее подходит для применения на скважинах с длинным градиентом, где обезвоживание производится с помощью длинного градиентзонда. Можно опустить гидроприводной насос в скважину и производить откачку воды из газовой скважины или, при желании, качать нефть. Но пока его используют, в основном, для обезвоживания определенного вида скважин на сланцевых месторождениях. Таковы наши основные новые приобретения. Мы будем рассматривать также новые виды внутрискважинного оборудования, такие как различные трубные пакеры, и другие продукты, которые заполнят пробелы в нашем текущем ассортименте. НГЕ: Предполагаете ли вы в будущем добавить УЭЦН в свой ассортимент? Глик: Такое возможно. Но наш подход к технологии УЭЦН будет зависеть от возможности найти на рынке Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

РЫНОК ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ: СПРОС И ПРЕДЛОЖЕНИЕ Если мы обратимся к данным МАГАТЭ, отражающим рост спроса и динамику предложений на рынке энергоносителей, становится очевидным, что через несколько лет нас ждут большие неприятности, поскольку спрос будет опережать предложение. Я надеюсь, что этого все-таки не произойдет, и прогнозы полностью не подтвердятся. Хотя проблема на самом деле существует, причем в мировом масштабе, ведь в ближайшем будущем альтернативы нефти нет. И, прежде всего,

OGE: You have quite an operation in North Africa. What is the future there? Glick: Our current focus in North Africa is Egypt. Egypt was our launching point in supporting Apache in the Western Desert. And it has really worked out well. We see big opportunity also in Libya and in Algeria. And we have a good Egyptian partner for manufacturing some of our structural items so that we’re able to support our customers there without having to incur significant transportation costs.

OGE: What about some of Lufkin’s more recent acquisitions?

Glick: We acquired International Lift Systems (ILS) in 2009. It gives us another array of products – gaslift, plunger lift and various completion products – for application where there is associated gas. If production volumes are declining or pressure drops, and you have associated gas to

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

это касается транспортных средств. Впрочем, остроту проблемы можно было бы несколько сгладить, используя природный газ как топливо для городских автобусов и дизельных грузовиков. Т. Бун Пикенс может говорить об использовании природного газа – и я во многом его поддерживаю – но в отношении перевода транспорта на природный газ речь идет, скорее, о ближайшем десятилетии, нежели о пятилетке.

ЛИДЕРСТВО В ИДЕЯХ

gathering of Lufkin’s automation product. And that should all be supported by Lufkin service. If you have the entire package, you get the highest reliability, you get the highest optimization and you get the best cost for CAPEX, OPEX and maintenance. You can use our automation with another company’s product but you don’t get the reliability. And as time goes on and we embed more intelligence into the Lufkin controllers, this will become even more so. It’s like buying a BMW and then replacing parts with another brand and using a service mechanic who doesn’t know BMW. You don’t get the performance you paid for.

ГЛАВНАЯ ТЕМА

На самом деле нет никаких иных факторов, которые могли бы существенно повлиять на рост спроса на нефть, кроме одного – состояния экономики. Со своей стороны, я бы только приветствовал формирование устойчивой, стабильно развивающейся экономики, обеспечивающей возможность перехода к уровню жизни, более соответствующему реалиям XXI века, для всего человечества.

THOUGHT LEADERSHIP

SHARING THE SHALE GALE Shale is a bubble now because we got a lot more gas, a lot quicker than anyone was predicting in the United States. We thought gas was going to be $10/mcf and now it's $4/mcf. So why aren’t we using more natural gas? The U.S. Department of Energy model didn’t foresee we were going to have that much gas. But I think this is temporary. Now that we know there is an abundance of gas, I think there’s going to be a lot of switching – for transportation and for power generation. And I think that LNG will continue to grow. I think that Australian gas will be liquefied and sold into Asia and I think there will be a huge demand for that. And I think that the guys that are investing in LNG projects in Western Australia will be handsomely rewarded. The real question is whether shale gas will be a player in Europe. I think the likelihood is really strong. Poland and Romania has an opportunity, also Central Asia, and Russia.

● John S. Pike, Head of Eastern Hemisphere Sales for Lufkin

Automation and designated head of Lufkin Russia. ● Джон С. Пайк, директор по продажам в странах Восточного

полушария и глава российского представительства Lufkin.

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

#6 June 2011

COVER STORY

reinject, you can do gas lift and recover oil more cheaply than using an ESP, for example. So in a way, gaslift is probably the first form of artificial lift that operators should move to. Plunger lift is probably the least expensive form of artificial lift. It typically is used when you have low volumes of production. We acquired PHL (Petro Hydraulic Lift) in 2010. These units are used largely for shallow wells and for dewatering gaswells. It’s a high growth opportunity in areas where you have coal-bed methane or wet-gas environments where you

Thinking ahead about innovation.

Which gas engine is the right one for Ask the inventors. In 1880 Carl Benz invented the ﬁrst stationary gas engine, thus laying the foundation for the company MWM. Today we are the specialist in high-performance engines in the gas and diesel segment. Our engineers work every day on improving the performance values, efficiency and reliability of

410x136_MWM_Erfinder_engl_OGas_MH.indd 1-2

our engines further and further. After all, each progress pays off for you in your proﬁtability calculation. It also protects the natural resources of course.

www.mwm.net

№6 Июнь 2011

OGE: Would you in the future add ESP to your offerings?

РАСПРОСТРАНЕНИЕ СЛАНЦЕВОГО БУМА Сегодня все говорят о сланце, так как вдруг оказалось, что газа у нас гораздо больше, и мы можем получить его быстрее, чем кто-либо в Штатах мог предположить. Считалось, что газ будет стоить $10 за 1 000 фут.3, а сегодня он стоит $4. Так почему же мы не используем больше природного газа? Разработанная в свое время Министерством энергетики США модель развития отрасли не могла предвидеть, что у нас будет так много газа. Но мне кажется, что ситуация изменится. Теперь, когда известно, что газа более чем достаточно, мне кажется, многие начнут его использовать как для осуществления транспортных перевозок, так и для производства электроэнергии. По-моему, проекты по сжижению природного газа продолжат расширяться. Кроме того, австралийский газ будет сжижаться и продаваться в странах Азии,

Glick: It’s a possibility. But our approach to ESPs would depend on our finding an underserved niche in the ESP market that could be filled by a product we would either acquire or develop. We wouldn’t do a head-on assault on the global ESP players. But if there’s a niche product to which we could apply a new technology to differentiate it, we might look at a nich.

OGE: What is your vision of Lufkin in three to five years?

и, как мне кажется, спрос на него будет колоссальным. Я также думаю, что те, кто вкладывает средства в проекты по сжижению природного газа в Западной

ЛИДЕРСТВО В ИДЕЯХ

have to lift water off for the gas to flow. They’re very light, easy to install and inexpensive, It’s a different type of type of technology from our conventional beam balanced or counter-balanced rod lift. It’s an over the wellbore concentric lift. The other product that we have that’s in its infancy is this hydraulic submersible pump. Its application is where you have long laterals and you’re trying to dewater with the long lateral. You can run a hydraulic submersible pump down and lift water off the gas well or pump oil, for that matter. But typically, it's being used right now in dewatering heavily fracked fields around the Barnett shale plays. These are our primary new acquisitions. We’ll be looking at more downhole applications such as a line of packers, and other products that will fill gaps in our current portfolio.

ГЛАВНАЯ ТЕМА

Австралии, получат хорошие дивиденды. Единственный вопрос – будут ли использовать сланцевый газ в Европе? По-моему, вероятность такого развития событий весьма высока. Возможность использовать этот газ есть у Польши, Румынии, стран Центральной Азии, а также у России.

Glick: Lufkin will be bigger, much more international and higher tech. I think we will have more inteligent prod-

you? MWM @ MIOGE 2011: Moscow, Russia June 21 to 24 Pavilion 2, Hall 3, Booth 2351

18.05.2011 15:44:13 Uhr

#6 June 2011

COVER STORY

УЭЦН свободную нишу, которую мы могли бы заполнить собственной или приобретенной продукцией. Мы не хотим конкурировать с международными компаниями, уже работающими на рынке. Но если бы удалось найти нишу для продукта, в котором можно было бы применить новые, не использовавшиеся ранее технологии, мы могли бы рассматривать возможность занять такую нишу.

THOUGHT LEADERSHIP

LUFKIN FROM A MARKET PERSPECTIVE Lufkin’s performance is driven by a level of confidence in the future of the company. We’re in a sweet spot as a company. We’re very oily; we don’t have a lot of gas exposure though we do have some. And we’re very much an on shore company. We’re low risk compared to companies working in the “presalt” offshore Brazil. I think a lot of investors perceive Lufkin as having made the right moves with respect to our acquisitions. I think our management is top notch – and that goes to John Pike who we will be posting in Moscow, and the guys we have brought into our Russian operation, as well as those elsewhere in the East Hemisphere. We have a lot of opportunities to grow the company far bigger than we are today. And Russia is a very important market for us. It has been for a long time. We have a lot of equipment in Russia and we hope to have a lot more going forward.

НГЕ: Как вам видится будущее компании Lufkin в ближайшие три-пять лет? Глик: Компания расширится, станет более международной и еще более высокотехнологичной. Думаю, что мы сможем расширить ассортимент своей «интеллектуальной» продукции. Мне также кажется, что продукция Lufkin будет обладать большей ценностью по сравнению с аналогичной продукцией других фирм, благодаря использованию «высокоинтеллектуальных» систем и более тесной интеграции программных и аппаратных средств, разрабатываемых компанией. Я также считаю, что больше времени будет уделяться обучению, которое необходимо вести на языке страны пребывания. Поэтому нам потребуется готовить собственных специалистов из числа местных кадров по всем основным направлениям деятельности. Сегодня компания вышла в лидеры по производству УСШН. Надеюсь, что мы станем развиваться дальше, чтобы занять лидирующие позиции и на других направлениях. И, как мне кажется, сегодня уже во всем мире нас признают как разносторонних специалистов.

ucts in the field. I think the value delivery from Lufkin relative to our peer group will be significantly higher because of the intelligence and the tighter integration of Lufkin’s hardware and software. I think education will be a bigger component of what we do and the only way we can do that is to have guys teaching in local languages. We’ll need to develop our own core knowledge experts in the regions. We’re already No. 1 in rod lift. I would hope we would move up to No. 1 or No. 2 in the other niches as well. And I would think that our services are already recognized globally as differentiated.

КОМПАНИЯ LUFKIN С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ РЫНОЧНОЙ ПЕРСПЕКТИВЫ Высокие показатели работы Lufkin объясняются тем, что руководство компании уверено в ее будущем. Наша компания является очень привлекательным предприятием, потому что мы буквально «купаемся» в нефти. Правда, мы не очень связаны с газом, но и в этом направлении тоже ведется работа. К тому же на суше, поэтому у нас очень низкий уровень риска по сравнению с компаниями, осваивающими подсолевые горизонты на браPHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

зильском шельфе.

Как мне кажется, многие инвесторы считают, что компания Lufkin очень грамотно построила свою стратегию приобретений. Я также думаю, что у нашей компании отличное руководство, и это в полной мере относится как к Джону Пайку, который возглавит представительство Lufkin в Москве, так и к тем, кого мы привлекаем к работе в России и других странах Восточного полушария. У нас есть много возможностей для расширения компании. Россия для нас – очень важный рынок. И был таковым всегда – ведь мы на нем работаем уже в течение многих лет. В России у нас задействовано много оборудования, и в будущем мы надеемся еще расширить свое присутствие на российском рынке.

Oil&GasEURASIA

ЛИДЕРСТВО В ИДЕЯХ: ДЖЕЙ ГЛИК

● Entering Lufkin, Texas, founded in 1882, just 20 years before Lufkin Foundry & Machine Co. opened. ● Добро пожаловать в г. Лафкин, штат Техас! Город был основан в 1882 году, за 20 лет до открытия Lufkin Foundry & Machine Co.

ARTIFICIAL LIFT

Soviet Petroleum Ministry Prefered Lufkin Beam Pumping Units В Миннефтепроме предпочли станки-качалки Lufkin Elena Zhuk

Елена Жук

lfat K. Mukhametzyanov is an expert in artificial-lift services, an oilman with decades of experience in the oilfields of Tatarstan and Western Siberia. In Soviet times, he headed the Tatarstan Oil Engineering Research & Design Institute and was a Departmental Director at the Soviet Oil and Gas Ministry. Here, Mukhametzyanov tells Oil&Gas Eurasia how the U.S. oilfield equipment manufacturer, Lufkin Industries, was picked to supply beam pumping units to the USSR 20 years ago. He also explains the advantages of Lufkin pumping units and controllers that have allowed the Texas-based company to continue to expand its footprint in the CIS to this day.

пециалист в области механизированной добычи, с многолетним опытом работы на промыслах Татарстана и Западной Сибири, возглавлявший институт «ТатНИИнефтемаш» и отдел Миннефтепрома СССР, Ульфат Касимович Мухаметзянов рассказывает НГЕ о том, почему оборудование американской компании Lufkin было выбрано для работы на советских промыслах 20 лет назад. Он также объясняет, благодаря каким преимуществам станки-качалки и контроллеры компании пользуются большой популярностью в СНГ и сегодня.

Oil&Gas Eurasia: Ulfat Kasimovich, please elaborate a bit on when Lufkin Industries entered the CIS market? Ulfat Mukhametzyanov: This year marks 20th anniversary since the installation of the first Lufkin products on the territory of the former Soviet Union. In Soviet times, a large amount of upstream equipment (including beam units, rods, deep-well pumps) was manufactured at factories in Baku. In the early 1990s, many Armenians – experts in computerized machine units – left these factories as a result of ethnic conflicts in the Azerbaijan capital, Baku. This effectively brought those plants to a standstill. There was now no supplier of equipment that had been earlier purchased in Azerbaijan and, to a lesser extent, in Romania. This brought up a question of finding a company that could supply the necessary machinery. At the time, an intermediary company “Bat Trading” and its manager Bob Taylor operated in Russia, representing several American companies, including Lufkin. Taylor visited the USSR Oil&Gas Ministry and agreed on a visit by a Russian delegation to North America to select the companies that could supply us equipment. This was how Lufkin and a Canadian company were selected. Initially, the USSR

«Нефть и газ Евразия»: Ульфат Касимович, расскажите, пожалуйста, как и когда компания Lufkin Industries, Inc. пришла в СНГ? Ульфат Мухаметзянов: В этом году исполняется 20 лет с момента, когда первые установки Lufkin начали работать на территории бывшего СССР. В советское время большое количество оборудования для добычи нефти, в том числе станки-качалки, штанги, глубинные насосы, изготавливалось на бакинских заводах. В начале 1990-х годов в результате межнационального конфликта Азербайджан покинуло большое количество армян, которые работали на станках СЧПУ, и эти заводы «встали». Сложилась такая ситуация, что неоткуда было получать оборудование, которое, кроме Азербайджана, покупали еще в Румынии, но в малых количествах. И тогда встал вопрос поиска компании, которая могла бы поставлять необходимое оборудование. В России в то время работала компания-посредник «Бэт Трейдинг», от имени которой работал Боб Тейлор, и которая представляла несколько американских компаний, в том числе и Lufkin. Тейлор посетил Министерство нефтяной и газовой промышленности СССР, и была достигнута договоренность о поездке российской делегации в Северную Америку и выборе компаний, которые могли

Ulfat Kasimovich Mukhametzyanov Having completed the Oktiabrsky oil college, in 1958 he started his career as an oil production operator in Tatneft. In 1973 he became head of the Tatar department of experimental design office for rodless pumps. In 1976 he moved to head of Tatneft CBPO EPU. In 1980–1982 he worked as head of Varieganneft Oil/Gas Production Division (Glavtyumenneftegaz), in 1982–1987 – director of the TatNIIneftemash institute in Kazan. In 1987–1991 head of the Oil Production Department at USSR Oil and Gas Ministry. In 1991–1993 – receiving inspector in Lufkin Industries, U.S. Graduated from Gubkin’s State Oil Institute in 1964; Cand. Sc. (Engineering). Мухаметзянов Ульфат Касимович, Начал трудовую деятельность оператором по добыче нефти в объединении «Татнефть» в 1958 году, после окончания Октябрьского нефтяного техникума. 1973 год – начальник Татарского отдела ОКБ по бесштанговым насосам. В 1976 году – начальник ЦБПО ЭПУ объединения «Татнефть». В 1980–1982 годах работал начальником НГДУ « Варьеганнефть» Главтюменнефтегаза, в период с 1982 по 1987 годы – директор института «ТатНИИнефтемаш», г. Казань. С 1987 по 1991 годы – начальник отдела по добыче нефти Миннефтепрома СССР. В 1991–1993 годах – инспектор по приемке оборудования в компании Lufkin Industries, Inc. в США. Окончил МИНХ и ГП им. Губкина в 1964 году, кандидат технических наук.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

● Showing Ulfat K. Mukhametzyanov

near Lufkin test facility in the U.S. (1992). ● Мухаметзянов Ульфат Касимович на

фоне испытательного стенда Lufkin в США (1992 год).

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА бы нам поставлять оборудование. Так была выбрана компании Lufkin наряду с еще одной, канадской, компанией. Первоначально закупили пробную партию: 100 станков Lufkin, которые получили одобрение российских нефтяников, после чего состоялась еще одна поездка, в ходе которой были выбраны подходящие типоразмеры. Так началось сотрудничество нефтяных предприятий бывшего Советского Союза с компанией Lufkin. В нефтяных компаниях даже не знали первое время, откуда поступает оборудование, поскольку оно закупалось централизованно министерством. В то время я работал в Министерстве начальником отдела добычи Главного технического управления, и моя задача, состояла в обеспечении, совместно с другими коллегами, предприятий оборудованием для выполнения плана по добыче нефти. В 1991 году началась поставка оборудования Lufkin для добычи нефти, по 30 установок каждый месяц; отдельно также поставлялись редукторы для российских станковкачалок. По заданию Министерства я и Олег Дмитриев («ВНИИнефть») выполняли обязанности инспекторов по приемке всего оборудования, поставляемого нефтяной отрасли СССР. Одновременно быстрыми темпами началось освоение производства станков-качалок на ряде российских заводов: «Сибмаш» (г. Тюмень), «Уралтрансмаш» (г. Екатеринбург), «Ижнефтемаш» (г. Ижевск). «Мотовилихинские заводы» (г. Пермь). «Сибмаш» начал выпускать станки-качалки, но не смог изготавливать редукторы для них, поэтому отдельно для этих станков компания Lufkin поставляла редукторы и некоторые другие комплектующие детали.

ordered a test batch of 100 Lufkin machine-tools. These got a "thumbs-up" from Russian oilmen and that lead to another trip to the Western Hemisphere to choose appropriate model sizes. This was the beginning of collaboration between Lufkin and oil companies in the former Soviet Union. At first, the oil companies did not even know where the machinery was coming from as it was purchased by the Ministry. At the time, I worked in the Ministry as Head of Production at the Chief Technical Office and my task was to ensure, together with other colleagues, supply of equipment to oil producers so that they can achieve the planned production levels. The first Lufkin oil production equipment started arriving in 1991, some 30 units per month; also the company separately supplied reducers for Russian beam units. Oleg Dmitriev (VNIIneft) and I were appointed by the Ministry as receiving inspectors for all equipment supplied for the Soviet oil industry. At the same time, a number of Russian plants started to master beam unit production: Sibmash (Tyumen), Uraltransmash (Yekaterinburg), Izhneftemash (Izhevsk), and Motovilikhinskie Zavody (Perm). Sibmash launched production of beam units but failed to produce reducers for the units, so Lufkin supplied the reducers and other component parts for these machines. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ARTIFICIAL LIFT OGE: Where were the first beam units installed? Mukhametzyanov: The first beam units were sent to

НГЕ: Куда поступили первые станки-качалки? Мухаметзянов: Первые станки-качалки были постав-

Tatarstan, Bashkortostan, to Surgut, Noyabrsk and the Urai region. I’d like to mention that Lufkin can manufacture beam units with up to 6-meters length of stroke and up to 2- tons capacity, but initially the company was supplying equipment with 3-meters stroke and 8-tons capacity, because Russian companies are used to this type of machinery – there was no other model at the Bakinskiy Rabochiy factory (Baku). When the Soviet Union collapsed, Lufkin had an openended contract. The company had prepared to shipment 30 pumping units and 40 reducers, but the payment wasn’t transferred and the equipment stood gathering dust at Lufkin's warehouses. Then came stagnation; in 1994 and the first half of 1995 there were no sales. By this time the Russian plants, including factories which had converted from defense industry works, started manufacturing beam units, becoming competitors of Lufkin (although the quality of domestic units was, and still are inferior). On the other hand, Russian units were much cheaper than Lufkin equipment, and they started to sell. But Lufkin had other advantages.

лены в Татарию, Башкирию, в район Сургута, Ноябрьска и Урая. Хотел бы напомнить, что компания Lufkin способна выпускать станки-качалки с длиной хода поршня 6 м и грузоподъемностью до 20 тонн, но первое время она поставляла сюда станки с длиной хода поршня до 3 м и грузоподъемностью 8 тонн, потому что в России привыкли работать только с такими станками – другие на заводе «Бакинский рабочий» (г. Баку) не выпускались. На момент распада СССР у Lufkin был бессрочный контракт, компания подготовила для отправки 30 станковкачалок, 40 редукторов, но, не будучи оплаченными, они и так и остались на складе Lufkin. Наступило затишье, в 1994 году и первой половине 1995 года продажи отсутствовали. К этому времени российские заводы, в том числе оборонные, с конверсией начали выпускать станки-качалки и стали конкурентами Lufkin, хотя качество отечественных установок пока оставляло желать лучшего. С другой стороны, российские установки были намного дешевле, чем оборудование Lufkin, и их стали покупать. Но у Lufkin были другие преимущества.

OGE: Such as? Mukhametzyanov: Firstly, the key advantages – high reliability, quality, energy efficiency and a competitive edge in oil production rates. Secondly, the potential to manufacture and supply a range of beam units – six models with a capacity ranging from 2.4 to 20 tons, and stroke length – from 0.8 to 6 meters. Third, in conditions where the main hub of the beam unit is a reducer, the takeoff shaft (the one with the highest load) has a powerful friction bearing system, while the shafts’ ends house a hydroseal which prevents oil leakage from the casing. With regard to CIS supplies, I want to highlight MARKII beam units which use altered geometry to ensure slower movement at the moment of maximum torque. Stem peak load is reduced, allowing in certain conditions the use of a smaller-capacity engine and a reducer with lower maximum torque. Lufkin acquired automation units, Delta X and Nabla, which provide SROD software for equipment selection. In parallel, Lufkin started offering MARK-II units for complicated production environments where oil production using ordinary Russian units was difficult. For such wells, Lufkin started to supply the entire set: beam units, rods, pumps, tubing anchors and wellhead equipment. Complicated environments are the deep wells, gas-rich wells, wells with deviated hole, with paraffin, mechanical impurities, etc. With the traditional Russian setup, a pump could be lowered via existing rods and beam units for about 1,0001,400 meters. With high-strength “Norris” rods and MARKII beam units – for 3,000 meters and more. The range of application for 80-100 tons/day sucker-rod pumps has also been expanded. If earlier, the company was delivering only beam units, now it began using proprietary software to select rods, pumps and controllers for wells in West Siberia and Kazakhstan, according to the geological and engineering parameters of wells and the physicochemical properties of liquids and gases. The Lufkin Well Manager controllers (formerly theSam Well Manager) made by Lufkin are the brain of the

#6 June 2011

НГЕ: Какие? Мухаметзянов: Во-первых, самое главное преимущество – высокая надежность, качество, энергосбережение и конкурентоспособность продукции. Во-вторых, – возможность производства и поставки параметрического ряда шести разновидностей станков-качалок грузоподъемностью от 2,4 до 20 тонн и длиной хода от 0,8 до 6 м. В-третьих, в условиях, когда главным узлом станка-качалки является редуктор, выходной (самый нагруженный) вал имеет мощную систему подшипников скольжения, а на концах валов имеется гидрозатвор, исключающий утечки масла из картера. Применительно к поставкам в страны СНГ, отдельно хочу остановиться на станках-качалках типа МАРК-II, которые благодаря измененной геометрии, позволяют обеспечить замедление хода в момент восприятия максимального крутящего момента. Снижаются пиковые нагрузки на колонну штанг и, в определенных условиях возможно применение двигателя меньшей мощности и редуктора с более низким значением максимального крутящего момента. Компания приобрела подразделения по автоматизации, Delta X и Nabla, обеспечившие компьютерную программу SROD для подбора оборудования. Одновременно начала предлагать установки МАРК-II для скважин с осложненными условиями эксплуатации, где добывать нефть с помощью обычных российских установок было затруднительно. Для таких скважин Lufkin начал поставлять весь комплект: станки-качалки, штанги, насосы, трубные якоря и оборудование устья. Осложненные скважины – это скважины с большой глубиной, большим количеством газа, искривленным стволом и наличием парафина, мехпримесями и.т.д. С традиционными российскими установками насос можно было спустить существующими штангами и станками-качалками примерно на 1 000-1 400 м. А с высокопрочными штангами Norris и станком-качалкой МАРК-II – на 3 000 м и более. Расширилась область применения штанговых насосов по дебиту до 80-100 т/сутки. И если раньше компания поставляла только станкикачалки, то сейчас с помощью компьютерной программы подбирали штанги, насосы и контроллеры для скважин Западной Сибири и Казахстана в соответствии с геологоOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

техническими характеристиками скважин и физикохимическими свойствами жидкостей и газов. Контроллеры Sam Well Manager производства Lufkin являются мозгом всей насосной системы, своевременно извещают о будущих неполадках в работе, регулируют число оборотов двигателя, если наблюдается несоответствие производительностей насосов и скважины. То есть, можно управлять работой оборудования, находясь в офисе нефтяной компании. Так компания Lufkin нашла свою нишу на российском рынке, решая вопросы проблемных скважин. Первые такие комплекты оборудования и передвижные станки-качалки были приобретены компанией «Варьеганнефть» в Западной Сибири. Кроме того, есть такое понятие, как «давление насыщения». Если давление в скважине ниже давления насыщения, растворенный в нефти газ начинает выделяться в пласте, и когда этот свободный газ попадает в насос, последний начинает работать со срывом подачи. Поэтому для таких скважин была предложена схема со спуском насоса на глубину ниже интервала перфорации. При этом выделявшийся свободный газ уже в насос практически не попадал, а поднимался по затрубному пространству.

НГЕ: Это все делалось специально для местных условий?

Мухаметзянов: Да. Более того, установки изготавливались не только для местных условий, но конкретно для каждой скважины. Учитывались и местные условия. Для Западной Сибири наземное оборудование изготавливалась в арктическом исполнении. Для месторождения «Жанажол» скважинное оборудование производилось в коррозионностойком исполнении, так как содержание сероводорода доходило до 6%. НГЕ: Каков ресурс оборудования? Мухаметзянов: Сроки службы станков-качалок – примерно 30-40 лет. Прошло 20 лет с момента поставки первых станков, и такая у них высокая надежность, что, насколько мне известно, только две или три компании заказали запасные части (ремни, подшипники кривошипов). Поставкам Lufkin также поспособствовало то, что компания выпускает продукцию, которая в России не производится, станки-качалки с газовым двигателем. К примеру, «ЛУКОЙЛ» («Арктикнефть») ведет добычу на острове Колгуев на Севере, где нет электроэнергии. А наша установка позволяет брать газ с той же скважины, с которой добывается нефть, и приводить в движение газовый двигатель. Также имеется небольшой генератор для освещения и для работы приборов. Станки-качалки с газовым двигателем в России не выпускаются. Кроме того, Lufkin изготавливает передвижной вариант установки, которая ставится на трейлер, передвигающийся по месторождению, где ведется добыча. Такая установка монтируется 20 мин., и можно запускать ее в эксплуатацию.

НГЕ: Как развивалось направление автоматизации на российском рынке? Мухаметзянов: В 1990-х годах существовала лаборатория Nabla в Мидланде в Западном Техасе. До того, как Lufkin ee купила в 1997 году, другая компания, Delta Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ Объявляем об открытии нашего нового московского представительства, созданного с целью улучшения обслуживания клиентов компании в России и СНГ

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

Оборудование, Сервис и Поддержка: ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Автоматизация для станков-качалок, плунжерного лифта, винтовых насосов Контроллеры нагнетательных скважин Программное обеспечение автоматизации Станки-качалки Гидравлические насосные установки Оборудование плунжерного лифта Газлифт Оборудование для заканчивания скважин

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com WWW.LUFKIN.RU

ARTIFICIAL LIFT

#6 June 2011

● Число скважин, оборудованных контроллерами Lufkin, в «Татнефти» увеличивается с каждым годом. ● Every year the number of Lufkin controllers equipped wells in Tatneft increases.

PHOTO: VLADIMIR BUTENKO FOR OGE / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО ДЛЯ НГЕ

entire pumping system. They inform the operator about future failures in time, and they regulate the engine speed in case of a mismatch in the productivity of pumps and wells. That is, you can control the operation of equipment from the office of the oil company. This is how Lufkin found its niche in the Russian market by addressing the issues of difficult wells. The first such equipment sets and mobile beam units were acquired by Varieganneft in West Siberia. Also, there is such a thing as “saturation pressure”. If the pressure in the well is below the saturation pressure, oil in the reservoir starts to release the dissolved gas, and when this free gas enters the pump, the latter gets into the pump starvation mode. For these wells, we proposed that the pump should be lowered below the perforated interval. In this case the released gas practically bypasses the pump, ascending via the annular space.

OGE: This has all been done specifically for local conditions?

Mukhametzyanov: Yes. Moreover, the units were manufactured not only to local specifications, but individually for every well. Local conditions also were taken into account. For West Siberia, on-ground equipment was manufactured to Arctic parameters. For the Zhanazhol field, downhole equipment was manufactured to be corrosion-resistant as the field has up to 6-percent hydrogen sulfide content. OGE: How long is the life of equipment? Mukhametzyanov: Beam units serve for about 30-40 years. Twenty years have passed since the delivery of the first machinery and they are so reliable that, to the best of my knowledge, only two or three companies have ordered spare parts (belts and bellcrank bearings). Lufkin supplies also benefited from the fact that the company manufactures products that are not produced in Russia, like gas-engine beam units. For example, LUKOIL (Arcticneft) is developing a deposit at Kolguev Island in the North, where there is no electricity. Our unit makes it possible to draw gas from the oil production well and using it, to operate the gas engine. There is also a small generator for lighting and for control-panel instruments. There are

X, уже поставляла оборудование для автоматизации нефтепромыслов в «Татнефть». В 1998 году компания Lufkin приобрела также и Delta Х. Первый контракт Lufkin Automation в СНГ на поставку партии контроллеров (в объеме 50 штук) был заключен с компанией «Белоруснефть» в этом же году. После успеха в Беларуси и усовершенствования существующих моделей контроллеров, Lufkin Automation начала работать с двумя компаниями в Татарстане, сначала с TATEX (СП американской компании Devon и государственной нефтяной компании Татарстана ОАО «Татнефть»), затем с «Татнефтью». В 2008 году комплекты оборудования начали поставлять и в ТНК-ВР.

НГЕ: Какой процент от общего объема продаж компании Lufkin приходится на автоматику и где она производится? Мухаметзянов: Затрудняюсь назвать цифру, могу сказать, что небольшой процент от общего объема. Цена контроллера незначительна по сравнению со станкамикачалками, трансмиссиями, которые выпускает Lufkin для всех отраслей промышленности. Я слышал, что за последние пять-шесть лет произведено 100 тыс. контроллеров. Производятся системы автоматизации в Хьюстоне, а станки-качалки – в городе Lufkin в двух часах езды от Хьюстона. НГЕ: Почему в России лидирует направление автоматизации, и рынок оказался таким открытым для него, а для станков-качалок, напротив, – менее благоприятным? Мухаметзянов: Первое и главное: когда с контроллерами начали выходить на рынок, в России они вообще не выпускались. Второе – цена контроллера Lufkin составляет около $5 000. Если контроллер изготовить в России, цена будет примерно такой же. А вот качалка Lufkin в полторадва раза дороже, чем российская. Плюс стоимость доставки из США. Правда, Lufkin в 2012 году начнет производство станков-качалок в Румынии, и это несколько снизит транспортные расходы. Третье – у контроллера Lufkin много функций, причем таких, которыми в России просто раньше не занимались . НГЕ: В чем можно измерить эффективность применения оборудования Lufkin? Мухаметзянов: В сравнении новых параметров, полученных после внедрения нового оборудования, со старыми параметрами. Прежде всего, это дебит и энергосбереOil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

no manufacturers of gas-engine beam units in Russia. Also, Lufkin manufactures a mobile version of the unit, which is placed on a trailer and can be moved on the production field. It takes 20 minutes to set up the unit and then it is ready for operation.

OGE: How did automation develop on the Russian market?

Mukhametzyanov: In 1990, there was the Nabla laboratory in Midlands, West Texas. Before Lufkin bought the facility in 1997, another company, Delta X, was already was supplying Tatneft the equipment for upstream automation. But then in 1998, Lufkin also acquired Delta X. Lufkin Automation signed its first CIS contract for the supply of controllers (50 pieces) that same year, with Belorusneft. After the success in Belarus and modernization of existing controller models, Lufkin Automation began working with two companies in Tatarstan, initially with TATEX (a JV of US-based Devon and Tatarstan state-owned oil producer Tatneft), then directly with Tatneft. In 2008 the company started to supply equipment sets to TNK-BP, too. OGE: What share of total Lufkin sales does automation account for, and where is it produced? Mukhametzyanov: The share is small, I do not know exactly how big it is. The price of the controller is negligible compared to Lufkin beam units or transmissions for all industry segments. I ve heard that over the past five-six years the company produced 100,000 controllers. Automation systems are manufactured in Houston; beam units in Lufkin, Texas, a two-hour drive from Houston. OGE: Why has automation become the market leader and the market was so open to this, at the same time being much less favorable for beam units? Mukhametzyanov: First and foremost: when the company unrolled controllers to the market, Russia did not produce such equipment at all. Second, the Lufkin controller costs about $5,000. If the controller is manufactured in Russia, the price will be about the same. But the Lufkin beam unit is 1.5-2 times more expensive than a Russian one; plus shipping from the U.S. Though in 2012 Lufkin expects to start manufacturing beam units in Romania which is bound to lower the transport costs. Third, the Lufkin controller has many features, including some that simply have not been mastered in Russia before.

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ Регенеративный VSD Lufkin Регенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является энергосберегающим. Он генерирует электричество, обеспечивая работу насоса и поступление дополнительной энергии в электросеть. Новые компоненты ■ ■ ■

Преимущества ■ ■

■ ■

Использует проверенные технологии

equipment?

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Низкогармонические искажения Исключает необходимость использования резисторов для динамического торможения Снижает потребление электричества Повышает надежность и увеличивает МРП ■

OGE: How can one measure the efficiency of Lufkin Mukhametzyanov: By comparing the new parameters obtained after the introduction of new equipment with the old parameters. Above all, this applies to production rates and energy efficiency. Still, the growing cost of electricity attracts little attention so far. Yet Lufkin selects a mode with minimal power consumption. Selective floatation collar, SFC, is also an important indicator. When the unit fails, downhole equipment must be lifted and changed, which is very expensive. Earlier, one problematic well required two, three or more repairs annually, But with Lufkin equipment, the number of repairs falls to once every two years on average (if the operation manual is followed). Of course, this reduces operating costs. Implementing Lufkin automation systems entails significant economic benefits. By the way,

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертора Новая комплектация

■

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

E-MAIL: MOSCOW@LUFKIN.COM WWW.LUFKIN.RU

PHOTO: VLADIMIR BUTENKO FOR OGE / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО ДЛЯ НГЕ

ARTIFICIAL LIFT

● Lufkin controllers ensure efficient work

of Belorusneft s beam pumping units. ● Контролеры Lufkin обеспечивают

эффективность работы станков-качалок в «Белоруснефти».

together with Leonid Zakharov, CEO of Varieganneft, I once visited an oil field in West Texas. The oil field has 160 wells, including 63 injection wells, a metering station and a pressure maintenance station. All the wells are automated, with only eight operators controlling production. Communication with well automation is installed both on the cars and in homes of the operators. I think that very soon all Russian oil producers will be similarly automated. This will help to reduce dramatically the cost of producing crude oil.

#6 June 2011

жение. Хотя, несмотря на то, что стоимость электроэнергии повышается, пока на это обращают мало внимания. Тем не менее, Lufkin выбирает режим, при котором потребление энергии минимально. Важным показателем также является МРП. Если выходит из строя установка, надо поднимать и менять внутрискважинное оборудование, а это очень дорого. Если раньше в течение года два-три ремонта или более выполнялось на одной проблемной скважине, то с оборудованием Lufkin ремонт делается, в среднем, один раз в два года, если не нарушаются инструкции по эксплуатации. Таким образом, снижаются эксплуатационные расходы. Очень большой экономический эффект от внедрения систем автоматизации Lufkin. Кстати, мне удалось побывать вместе с генеральным директором «Варьеганнефти» Леонидом Захаровым на одном из нефтепромыслов в Западном Техасе. Этот нефтепромысел имеет 160 добывающих скважин, 63 нагнетательные, узел учета и станцию ППД. Все объекты автоматизированы, и обслуживают их всего восемь операторов. Связь с объектами установлена как на автомобилях, так и в домах. Мне кажется, что очень скоро таким же образом будут автоматизированы все российские предприятия, занимающиеся добычей нефти. Это поможет резко снизить себестоимость добываемой нефти.

OGE: What is the extent of geographical spread of Lufkin pumping units throughout CIS? Mukhametzyanov: The northernmost beam unit, a gas-powered machine, installed at Kolguev Island to the east of Murmansk. The most eastern – in the Yamal-Nenets and Khanty-Mansy Autonomous District, most southern – in Kazakhstan, on Mangyshlak peninsula in the Caspian, most western – in Belarus.

НГЕ: Где находится самая северная работающая качалка Lufkin, южная, западная, восточная в СНГ? Мухаметзянов: Самая северная, с газовым приводом – на острове Колгуев к востоку от Мурманска. Самая восточная – в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском округах, южная – в Казахстане, на полуострове Мангышлак на Каспии, на западе – в Беларуси.

OGE: How are operators trained? Mukhametzyanov: There are Houston-based courses

НГЕ: Как осуществляется обучение операторов? Мухаметзянов: В Хьюстоне есть курсы, на которых

for assembly training. Usually, a Houston expert comes to Russia for the installation of the beam unit and educates the local staff at the same time. There is also a Russian operating manual.

обучают монтажу. Обычно в Россию приезжает специалист из Хьюстона, монтирует станки-качалки и одновременно обучает персонал. Также прилагается инструкция на русском языке.

OGE: What are the company's plans for this year? Mukhametzyanov: I know that Lufkin bids in ten-

НГЕ: Каковы планы компании на этот год? Мухаметзянов: Мне известно, что Lufkin участвует в

ders for supplying mobile E&P beam units and hydraulic pumping units. The company will continue supplying its controllers to Russia and Belarus. There are also plans for market research for unfamiliar to Lufkin products, such as piston gas-lift units, hydraulic pumping units, hydraulically activated pumps.

тендерах на поставку передвижных станков-качалок для освоения и исследования скважин, гиравлических качалок. Продолжится поставка контроллеров в Россию и Беларусь. Будут изучать рынок для новых для Lufkin изделий: плунжерный газлифт, гидравлические качалки, насосы с гидравлическим приводом.

Oil&GasEURASIA

ООО «Производственная фирма «Пакер Тулз»

Пакеры для гидравлического разрыва пласта и технологических операций Пакеры для организации раздельной закачки воды и поддержания пластового давления Якори гидравлические Разъединители колонн Контейнеры для глубинных манометров Компоновки скважинного оборудования для ОРЗ, ППД Торцевые фрезы Кольцевые фрезы Контроль качества продукции

115191, г.Москва, Холодильный переулок, д.3, корпус 1, стр.4 тел./факс: +7(499) 502-80-36;(495) 665-69-39 e-mail:contact@packer-tools.ru www.packer-tools.ru

OFFSHORE ARCTIC

Tools for Developing the Russian Arctic Shelf

Технические средства для освоения шельфа российских арктических морей Timofei Krylov

n previous articles we covered the necessity and inevitability of developing the Russian Arctic shelf and the state’s role in implementing such a program. Today the talk will be about the hardware required for implementing upstream projects in the Russian Arctic seas. First, consider the ice-resistant oil platforms. In earlier article (OGE 04/2011) the author has already mentioned the only ice-resistant production platform currently available for difficult ice conditions – Hibernia platform. To date, of all existing platforms, only the Hibernia can withstand the really difficult ice conditions and icebergs. Ice conditions similar to those in the Okhotsk Sea on Sakhalin1, Sakhalin-2 and Sakhalin-3 projects, when the ice thickness is below one or even 1.5 meters, can’t be seen as really difficult. In the case of moving ice mass, such ice can be easily broken by gravity bases (the so-called “legs”) of the platform. The Hibernia, at the same time, can withstand greater impact of ice mass, including even icebergs. The platform

Тимофей Крылов

предыдущих статьях мы говорили о необходимости и неизбежности освоения российского арктического шельфа, а также о роли российского государства в программе такого освоения. В этой статье речь пойдет о технических средствах реализации нефтедобывающих проектов в условиях российских арктических морей. Поговорим сначала о ледостойких нефтедобывающих платформах. Как упоминалось в статье автора в № 4 журнала за текущий год, в мире пока есть опыт строительства лишь одной серьезной ледостойкой нефтедобывающей платформы – «Хиберния». В данном контексте намеренно употребляется слово «серьезная», потому что из имеющихся в мире платформ на сегодняшний день лишь Хиберния способна выдерживать действительно сложные ледовые условия, а также воздействие айсбергов. Ледовые условия, аналогичные тем, что присутствуют, например, в Охотском море на проектах «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Сахалин-3», когда толщина льда не превышает одного или даже полутора метров, нельзя считать действительно серьезными.

About the author: Timofei Krylov, an economist, expert analyst.

Об авторе Крылов Тимофей Алексеевич, экономист, эксперт-аналитик.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

is installed at a depth of 85 meters, its gravity base weighs 450 tons. Four “legs” – four gravity bases of Hibernia – are shackled and protected by the gravitational saw-edged spud can (diameter 106 meters), made of high-tensile prestressed concrete with steel rod reinforcement and prestressed reinforcement elements. External 1.4-meter thick anti-ice wall is star-shaped, with 16 legs used for breaking the coming ice mass. Inner anti-ice wall is 15 meters thick. The platform is designed to withstand the impact of up to 1 million tons iceberg without damage (the probability of meeting such ice mass is estimated as one in 500 years). The platform can withstand up to 6 million tons iceberg, too – but in this case, the platform will sustain repairable damage. The probability of such meeting is estimated as 1 in 10,000 years. Hibernia platform was built in Canada. However, Russian scientists, in particular designers of Rubin design office, also offer ice-resistant offshore platforms, though of somewhat different design. Hibernia is generally cylindrical, with cylinder height 111 meters and diameter 106 meters; the Russian engineers prefer the conical shape. Based on the experience of ancient developers, the pyramid is the most durable form of construction. Russian platforms use wide and heavy gravity base with walls rising at almost 45 degrees to the sea surface; at the top, on the “peak” above the water, there is a lightweight and durable cribrate metal deck that houses the necessary drilling and production equipment. In addition to reinforced concrete Hibernia-type structure of ice-resistant oil rigs there are other models, such as steel-based ice-resistant design used in construc-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ Такое ледяное покрытие способно легко раскалываться о гравитационные основания (так называемые «ноги») платформы, в случае наползания ледяной массы на последнюю. Однако «Хиберния» способна противостоять более сильным воздействиям ледяных масс, и даже айсбергам. Платформа установлена на глубине 85 м, а ее гравитационное основание весит 450 тыс. тонн. Четыре «ноги», четыре гравитационных основания «Хибернии» закованы и защищены гравитационным зубчатым кессоном диаметром 106 м, выполненным из высокопрочного преднапряженного бетона со стальной прутковой арматурой и преднапряженными арматурными элементами. Внешняя противоледовая стена имеет толщину 1,4 м и форму в виде звезды с 16-ю зубьями, для раскалывания надвигающихся ледяных масс. Внутренняя противоледовая стена имеет толщину 15 м. Платформа способна выдерживать вообще без повреждений воздействие айсберга весом до 1 млн тонн, вероятность столкновения с которым оценивается как раз в 500 лет. Также платформа способна выдерживать столкновение с айсбергом весом до 6 млн тонн, однако в этом случае платформа будет иметь устраняемые повреждения. Вероятность последнего события оценивается как раз в 10 тыс. лет. «Хиберния» была построена в Канаде. Однако российские ученые, в частности конструкторы КБ «Рубин», предлагают немного иную модель ледостойких морских платформ. Если «Хиберния» имеет в целом цилиндрическую форму в 111 м в высоту и 106 м в диаметре, то российские разработки больше сводятся к конусообразной форме. Ведь как показывает опыт строительства сооружений древними цивилизациями, пирамида – это самая прочная форма

#6 June 2011

OFFSHORE ARCTIC

tion of Molikpaq platform offshore Sakhalin and similar конструкции. Российские платформы имеют широкое и Prirazlomnaya platform built by Gazprom in the Pechora тяжелое гравитационное основание, стенки которого пракSea. This design is less resistant to the icebergs but is fully тически под углом в 45◦ поднимаются на поверхность моря, capable of withstanding thick old ice. This construction is а сверху, «на макушке», выше уровня воды, располагается based on a steel cube, reinforced and weighted by concrete легкая и прочная, решетчато-фермовая металлическая плоstructures with decreased edges at the top and increased щадка с расположенным на ней всем необходимым буроedges at the bottom, the base of the platform. For example, вым и добычным оборудованием. Помимо железобетонных конструкций ледостойMolikpaq base measures 111 x 111 meters, which trims down to 87 x 87 meters at the upper-deck level. Platform ких морских нефтедобывающих платформ, таких как substructures weigh 37,520 tons. The platform is filled with «Хиберния», существуют и другие модели. Например, стальная конструкция ледостойкой платформы, которая 278,000 cubic meters of sand ballast. At Molikpaq, the produced crude is initially directed использовалась для строительства платформы «Моликпак» into the storage tanker; then the oil is loaded to transport на шельфе о. Сахалин, а также аналогичная ей платфорtankers using a floating buoy. In ice period, company stops ма «Приразломная», построенная концерном «Газпром» в production on the platform, ships out the storage tanker Печорском море. Эта конструкция менее устойчива к воздействию айсбергов, однако вполне способна выдерживать and temporarily sinks the offloading buoy. The Prirazlomnaya platform is even bigger than толстые многолетние льды. В основе данной конструкции Molikpaq. Overall Prirazlomnaya dimensions are 126 x 126 лежит стальной куб, усиленный и утяжеленный бетонными meters at the spud can bottom. The platform weighs 110,000 конструкциями, а также имеющий уменьшенные грани tons without solid ballast (506,000 tons with ballast). The наверху и увеличенные грани внизу, у основания платspud can volume for ballast filling is almost 160,000 cubic формы. Так, платформа «Моликпак» имеет в основании meters. The platform operates 40 bores, with total capacity размеры 111 х 111 м, которые уменьшаются до 87 х 87 м на up to 20,000 cubic meters of production per day. For product уровне верхней палубы. Опорное основание платформы shipment the platform uses two shipping units. Depending весит 37 520 тонн. Платформа заполнена песчаным баллаon the direction of ice drift production can be shipped via стом объемом 278 тыс. м3. the shipping unit located on the opposite to ice side of the Интересным образом на платформе «Моликпак» оргаplatform. In this way the mass of platform substructures низована отгрузка углеводородов. С платформы сырая decreases ice impact on a tanker being loaded at the plat- нефть сначала подается на танкер-накопитель, а затем, form at a given time. через плавучий буй, отгружается на транспортные танкеры. The mass of the Prirazlomnaya platform is greater В ледовый период добыча на платформе останавливается, than Molikpaq’s, mainly due to more difficult ice condi- танкер-накопитель выводится с месторождения, а отгруtions in the Pechora Sea. зочный буй погружается под Gravity platforms built in воду. Производство изделий и компонентов для нефтегазодобывающего the Laptev, Kara and East По сравнению с платоборудования отечественных и зарубежных производителей Siberian seas are likely формой «Моликпак», платto be significantly larger форма «Приразломная имеет and capital intensive. еще более внушительные разDespite the complexмеры. Габаритные размеры • Резинотехнические изделия (РТИ) теплостойкого исполнения. ity and danger of Arctic «Приразломной» на уровне Соответствие требованиям «ТНК-BP», «Роснефть» к оборудованию ice conditions, in paralднища кессона составляют всех категорий. lel to gravity platforms 126 х 126 м. Масса платформы • Производство полимерных изделий и нанесение защитных the companies could use без твердого балласта составполимерных покрытий. Химстойкость при pH 1 – 12, температуростойкость до +300 °С, some types of floating ляет 110 тыс. тонн, с балланизкое солеотложение, износо- и задиростойкость. production platforms, стом – 506 тыс. тонн. Объем • Фильтрующие элементы на основе проволочных проницаемых which is slightly cheaper, кессона для заполнения балматериалов (ППМ) и фильтры. compared to the usage ластом составляет почти 160 Назначение противопесочное, тонкость фильтрации 800 – 80 мкм. • Инжиниринг – проектирование изделий, разработка компонентов, of gravity structures. Still, тыс. м3. Эта платформа имеет технологий, испытания. there are some technical 40 скважин и способна отгруdifficulties. Of all currentжать до 20 тыс. м3 углеводородly globally available floatного сырья в сутки. Для этого ing production rigs, only платформа оснащена двумя SPAR platforms can be отгрузочными устройствами. used in heavy ice condiВ зависимости от направлеtions. These are the floatния дрейфа льда, отгрузка ing platforms designed углеводородной продукции so that the body of the осуществляется с отгрузочноrig has much bigger draft го устройства, расположенноcompared to rig’s width. го на противоположной дрейHeight of the platform фу льда стороне платформы. ООО “РЕАМ-РТИ” body is about 200 meters; Таким образом, опорное осноАдрес: 143900, г. Балашиха, water depth at the platвание своей массой уменьшаул. Советская, д. 36 Тел./факс: +7 (495) 544-66-30 form location must be ет уровень воздействия льда Тел.: +7 (495) 978-48-85 E-mail: info@ream-rti.ru at least several hundred на загружаемый с платформы Сайт: www.ream-rti.ru meters. In stormy weathтанкер.

Инновации

Качество

Время

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Более высокая масса платформы «Приразломная», по сравнению с «Моликпак», обусловлена прежде всего более сложными ледовыми условиями в Печорском, нежели в Охотском морях. Можно предположить, что гравитационные платформы, возводимые в море Лаптевых, а также в Карском и Восточносибирском морях будут по своим размерам еще на порядок более внушительными и капиталоемкими. Несмотря на всю сложность и опасность ледовых условий, в Арктике, помимо гравитационных типов платформ, можно использовать и некоторые плавучие добычные системы, которые несколько дешевле гравитационных конструкций. Однако здесь есть свои технические сложности. Из всех имеющихся на сегодняшний день в мире типов плавучих добычных платформ в тяжелых ледовых условиях можно использовать лишь платформы типа SPAR. Это плавучие платформы, корпус которых имеет значительно большую осадку по сравнению с их шириной. Высота корпуса такой платформы составляет около 200 м, а глубина воды на месте ее установки должна составлять не менее нескольких сот метров. Платформа SPAR во время волнения ведет себя аналогично рыболовному поплавку, вытянутому в вертикальном направлении. Устойчивость такой платформы обеспечивается за счет низкого центра тяжести платформы, который всегда находится ниже центра плавучести, а также за счет максимальной степени натянутости якорных креплений, которые с большой силой притягивают платформу к морскому дну. Высокая степень натяжения якорных креплений и относительно маленький поперечный диаметр платформы обеспечивают ей высокую устойчивость и независимость от влияния волн, льда, и других боковых физических нагрузок. Для еще большей устойчивости подводная часть платформы SPAR снабжена наклонными винтообразными «лопостями», которые отсекают боковые водные потоки и ледяные массивы, и направляют их вниз либо вверх, параллельно корпусу платформы. Однако, несмотря на возможность использования в ледовых условиях, платформа типа SPAR не способна противостоять давлению айсбергов. Чтобы противостоять айсбергам, для этого типа платформ необходимо дополнительно разработать систему экстренного отсоединения райзеров в случае наличия серьезной айсберговой опасности, а также систему активного позиционирования и удержания на месте, которая поможет противостоять арктическим штормам и быстро вернуть платформу в рабочее состояние в случае экстренной остановки процесса добычи углеводородов. В российских арктических морях не только дорого и сложно строить морские нефтедобывающие сооружения, но также довольно проблематично проводить сейсморазведку и геологоразведочные работы. Не секрет, что весь объем геофизических данных, которыми на сегодняшний день располагают российские нефтедобывающие компании касательно перспективных участков и структур в Арктике, относится чуть ли не к сталинской эпохе, когда советские ледоколы бороздили казавшиеся тогда бесконечными просторы арктических морей и проводили геофизические исследования довольно примитивными способами, соответствующими тогдашнему уровню развития науки и техники. На сегодняшний день результаты тех исследований доступны геологам нефтяных компаний в архиНефть и ГазЕВРАЗИЯ

OFFSHORE ARCTIC er SPAR platform behaves just like a vertically-oriented cork float. Its stability is ensured by a low center of gravity of the platform which is always located below the buoyancy center, and also by the maximum tautness of the mooring that almost staple the platform to the seabed. Maximum tautness of the mooring and relatively small diagonal diameter of the platform ensures high rigidity and independence from the waves, ice and other lateral physical impact. For even higher stability, the underwater part of the SPAR platform equipped with a slanted helical “blades” which cut off the side streams and ice arrays, directing them downward or upward, parallel to the platform body. Yet despite the potential for usage in ice conditions, SPAR type platform cannot withstand the icebergs. To counter the icebergs, this type of platform must house a system for emergency riser disconnection (in the event of a major iceberg hazard) and a system of active positioning and holdup (this will help counter the Arctic storms and quickly return the platform online after emergency stop of the production). In parallel to expensive and difficult to build offshore oil facilities, Russian Arctic also means quite challenging seismic surveys and exploration work. It is no secret that the entire volume of geophysical data currently held by Russian oil companies about the potential sites and structures in the Arctic dates back almost to the Stalinist era, when the Soviet icebreakers plowed then seemingly endless Arctic seas, running rather primitive geophysical surveys matching then existing levels of science and technology. To date, the results of those studies are open to geologists of the oil companies in the archives of AARI and other government agencies. However, for development of the Arctic shelf more research is needed. Today, scientists can use such methods as 2D and 3D seismic surveys. It should

#6 June 2011

вах ААНИИ и других государственных ведомств. Однако для освоения арктического шельфа нужны дополнительные исследования. На сегодняшний день ученым доступны такие методы как 2D- и 3D-сейсмика. Однако необходимо понимать, что научно-исследовательское судно в процессе обработки перспективного участка и сбора сейсмических данных в формате 2D протягивает за собой сейсмокосу протяженностью до 12 км. Если же проводится 3D-исследование, то судно протягивает за собой уже одновременно от четырех до 20 таких сейсмокос. Как это можно сделать, если арктические моря практически круглогодично находятся подо льдом? Даже если море в целом очистилось ото льда, все равно крупные и мелкие дрейфующие льдины, а также ледяные торосы физически препятствуют работе сейсморазведовательных судов, а также создают помехи в работе оборудования при регистрации сейсмических сигналов. На сегодняшний день, так называемая сетка сейсморазведовательных работ, например, в Северном море и у берегов Норвегии составляет около 250 м, что дает практически доскональную точность о содержании полезных ископаемых на шельфе. Аналогичный показатель для российских арктических морей составляет, в лучшем случае, несколько десятков километров, а в некоторых случаях о «сейморазведовательной сетке» вообще говорить не приходится. Глубина и степень проработки геофизических исследований в российских арктических морях иногда выглядит следующим образом: по морю единожды прошел научно-исследовательский корабль в одном направлении. Примерно так выглядит степень геофизической изученности, в частности, в Восточносибирском море. И наконец, многих технических и технологических проблем в освоении арктического шельфа можно избежать,

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

be understood that during processing a prospective site and collecting 2D seismic data, the research vessel carries a seismic cable up to 12 kilometers long. For 3D surveys, the vessel would carry between four and 20 such cables at a time. Conducting such studies under the Arctic conditions, when the seas almost year-round covered with ice, is very difficult. Even if the sea is generally clean of ice, large and small drifting ice floes and ice bars physically impede with the work of seismic ships, creating interference for recording equipment. To date, the so-called seismic grid, for example, in the North Sea and near the coast of Norway, is about 250 meters, which gives almost full accuracy about the shelf natural resources. For the Russian Arctic seas this indicator runs for a few dozens of kilometers at best; in some cases there is not even a trace of “seismic grid”. In particular, extremely little exploration work has been done in the East Siberian Sea. Finally, many technical and technological problems of developing the Arctic shelf can be avoided if we use drilling submarines for remote Arctic regions. To date, drilling submarine concept design has been developed by Lazurit engineering design company. Drilling submarine carries a set of drilling equipment and a small supply of consumables required for drilling of one vertical hole up to 4,000 meters deep. Additional consumables can be supplied from the surface by underwater cargo transport shuttle. The submarine is equipped with wellhead blowout equipment set; this ensures sustainable earth-level atmosphere throughout the drilling process in all submarine compartments. Underwater operations are carried out by robots, passenger

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

если использовать для освоения труднодоступных арктических районов буровые подводные лодки. На сегодняшний день концептуальная разработка такой технической новинки выполнена ЦКБ «Лазурит». По задумкам конструкторов, буровая подводная лодка несет на борту комплекс бурового оборудования, а также небольшой запас расходных материалов, необходимых для бурения одной вертикальной скважины глубиной не более 4 тыс. м. Дополнительные расходные материалы могут поставляться при помощи подводного грузового транспортного модуля, совершающего челночные поездки на поверхность. Подводная лодка оснащена комплексом устьевого противовыбросового оборудования, что дает возможность обеспечить в процессе бурения давление, не превышающее одну атмосферу, в отсеках подводной лодки. Технологические операции за бортом выполняются подводными роботами, а пассажирские перевозки и аварийно-спасательные работы выполняются транспортно-спасательными подводными аппаратами, базирующимися на поверхности. Помимо буровой подводной лодки, интересную конструкцию представляет собой буровая установка на воздушной подушке. Преимущество такой конструкции заключается в ее высокой мобильности, а также отсутствии необходимости оказывать физическое сопротивление ледяным массам на точке бурения. Платформа на воздушной подушке, достигнув точки бурения, непосредственно ложится на ледяной покров и осуществляет бурение через толщу льда. По окончании бурения на полученную скважину устанавливается подводное устьевое оборудование, которое также подключается к подводной системе сбора углеводородов, что дает возможность избежать выхода тех-

OFFSHORE ARCTIC

#6 June 2011

● The great mass of Prirazlomnaya platform&s substructures decreases the ice impact on a loaded tanker. ● Опорное основание платформы «Приразломная» большой массой способно уменьшить воздействие льда на загружаемый с платформы танкер.

traffic and rescue work is done by surface-based supply and rescue undersea carriers. Apart from drilling submarine, another interesting concept is a hoverborne drilling rig. The advantages of such design are high mobility and freedom from the need to physically resist the ice masses at the drilling point. On reaching the drilling point, the hoverborne rig lowers itself directly onto the ice layer drills through the ice. Upon completion of drilling a well is linked via underwater wellhead set to an underwater hydrocarbon collection system, preventing technological structures from rising above the sea level and consequently from being hit by the ice masses. At small depths of up to 30 meters drilling and production equipment can be placed at man-made grit islands or at an artificial icy frosting. The later structure is a thick layer of ice, enfreezed on the sea surface using water cannons running on the seawater. As the freezing goes on, the ice layer thickness increases. The freezing continues until lower part of the ice layer reaches the seabed and the upper part rises to a safe height above sea surface; subsequently the “ice island” is equipped with drilling and production equipment. In conclusion, it should be noted that even with the full support of the state and granting oil companies the means for implementing the Arctic shelf development program, shelf development remains extremely complex and knowledge-intensive task from the technical viewpoint. More than one generation of geologists, engineers and technologists will have to work hard to materialize hydrocarbon production at the Russian Arctic shelf.

нологических конструкций на поверхность моря, и, соответственно, их взаимодействия с ледяными массами. На небольших морских глубинах, до 30 м, для размещения бурового и добычного оборудования могут использоваться искусственные насыпные острова из песка и гравия либо создаются ледяные намораживания. Последняя конструкция представляет собой толстый ледяной пласт, который намораживается на поверхности моря при помощи брандспойтов с использованием подручной морской воды. По мере намораживания такой ледяной пласт становится все толще и толще. Пласт намораживается до тех пор, пока его нижняя часть не ляжет на морское дно, а верхняя часть не поднимется на определенную безопасную высоту над уровнем моря, после чего на таком ледяном острове размещается буровое и добычное оборудование. В заключение необходимо отметить, что даже если государство окажет всестороннюю поддержку программе по освоению арктического шельфа, а нефтедобывающие компании выделят все необходимые для ее реализации средства, эта программа, по-прежнему, останется чрезвычайно технически сложной и наукоемкой задачей. И еще не одному поколению геологов, инженеров и технологов нефтедобывающей отрасли придется изрядно потрудиться, чтобы разработать отсутствующие на сегодняшний день технологии и преодолеть многочисленные, не решенные пока технические «препоны» для воплощения в жизнь проектов по добыче углеводородного сырья на российском арктическом шельфе.

Oil&GasEURASIA

SHALE GAS

A New Monsoon – North America’s “Shale Gale” Reaches Asia В Азию пришел новый муссон – «сланцевый ветер» Америки Debasmita Moulick

orth America’s “Shale Gale” is now blowing into China, India and Indonesia as Asian producers turn to unconventional gas resources including tight sand, coal bed methane (CBM) and shale gas. The recent nuclear disaster in Japan, political instability in the Middle East and high oil prices has caused Asian producers to form alliances with Western firms to evaluate unconventional reserves in their own domestic markets that can ease energy shortages as their economies grow.

Дебасмита Моулик

Индонезии, Китае и Индии задул «сланцевый ветер» из Америки: азиатские производители все больше обращают внимание на нетрадиционные источники газа, в том числе плотный песок, угольный метан и сланец. Недавняя ядерная катастрофа в Японии, политическая нестабильность на Ближнем Востоке и высокие цены на нефть заставили азиатских производителей создавать альянсы с западными фирмами с тем, чтобы оценить запасы нетрадиционных энергоресурсов для своих внутренних рынков, надеясь, что они смогут облегчить нехватку энергии по Islamabad / Исламабад мере роста экономик этих стран. Nothern Indus Национальное энергетическое Basin управление Китая создает центр Северо-индийский по исследованию сланцевого газа бассейн New Dehli / Нью Дели в Лангфанге, недалеко от Пекина, Rajasthan Basin Kathmandu / Катманду Thimphu / Тхимпху который в основном финансируSouthern Indus Бассейн Basin Upper Assam Раджастан ется компанией PetroChina. К 2020 Южно-индийский Basin Damovar Basin году Китай намерен утроить потребассейн Бассейн Бассейн Верхний Ассам Vindhyan Basin бление природного газа, подняв Karachi / Карачи Дамовар Виндийский его использование до 10% от общеDhaka / Дакка бассейн Southern Rewa го потребления энергии, а также Basin Calcutta / Калькутта отучить свою экономику от угля Бассейн Южная Рева и нефти. Часть газа будет постуPranhita пать из сланца. В марте этого года, Godavari Basin после 11 месяцев бурения, было Mumbai / Мумбаи Бассейн Пранхита завершено строительство первой Годвари Krishna Godavari Legend в стране горизонтальной скважиBasin Условные обозначения ны на сланцевый газ в бассейне Бассейн Кришна Prospective Basins Годвари Сычуань. Китайская национальная Перспективные бассейны нефтегазовая корпорация (CNPC) Other Basins Madras / Мадрас Другие бассейны Gas Pipeline Газопровод Capital Столица City Город

Cauvery Basin Бассейн Каувери

● Shale gas basins and natural gas pipe-

lines of India/Pakistan. ● Бассейны сланцевого газа и газопроводы Индии/Пакистана. Oil&GasEURASIA

řŎœŔŉŕŉ

18–20 ŷųŻƈŪŹƈ 2011 ŕŷźųūũ, ŋŋş, ŸũūűŴƅŷŶ ɏ 75

řũźųŹŷŲŻŮ űźŻűŶŶƄŲ ŸŷŻŮŶſűũŴ ŉŹųŻűųű Ŷũ œŷŶŽŮŹŮŶſűű ű ŋƄźŻũūųŮ SPE Ÿŷ ŹũŰŹũŪŷŻųŮ ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ ū ŷźŴŷůŶŮŶŶƄž żźŴŷūűƈž ű ŉŹųŻűųŮ

ŌŮŷŴŷŬűƈ ű ŹũŰūŮŭųũ ŊżŹŮŶűŮ ű źŻŹŷűŻŮŴƅźŻūŷ źųūũůűŶ řũŰŹũŪŷŻųũ ŶũŰŮŵŶƄž ű ŵŷŹźųűž ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ śŮžŶŷŴŷŬűƈ ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŭŷŪƄƀũ ŖŷūŮŲƁűŮ ŻŮžŶŷŴŷŬűű ű ŸŹŮŭŮŴƄ űž űźŸŷŴƅŰŷūũŶűƈ

œũŭŹŷūƄŮ ŹŮźżŹźƄ ŘŹŷŵƄƁŴŮŶŶũƈ ŪŮŰŷŸũźŶŷźŻƅ, ŷžŹũŶũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭƄ, źŷſűũŴƅŶũƈ ŷŻūŮŻźŻūŮŶŶŷźŻƅ śŮžŶűƀŮźųűŮ Űũŭũƀű ű ŶŮŹŮƁŮŶŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŚŪŷŹ ŵŮŻŮŷŹŷŴŷŬűƀŮźųűž ű ŵŷŹźųűž ŭũŶŶƄž ű ŶũŪŴƇŭŮŶűƈ Űũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭŷŲ

ŖŷūŷŮ ŻŮžŶűƀŮźųŷŮ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűŮ żŹŷūŶƈ b2b ŭŴƈ źŸŮſűũŴűźŻŷū ŶŮŽŻŮŬũŰŷūŷŲ ŷŻŹũźŴű ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŷźŻżŸũ ų ŶŷūŮŲƁűŵ ŻŮžŶŷŴŷŬűƈŵ, ŹũŪŷŻũŵ ūŮŭżƂűž ŻŮžŶűƀŮźųűž źŸŮſűũŴűźŻŷū, űŶůŮŶŮŹŷū ű ƆųźŸŮŹŻŷū, ŸŴũŻŽŷŹŵũ ŭŴƈ ŸŹŷŽŮźźűŷŶũŴƅŶŷŬŷ ŷŪƂŮŶűƈ ű ŷŪŵŮŶũ ŵŶŮŶűƈŵű œŷŶŽŮŹŮŶſűŷŶŶũƈ ŸŹŷŬŹũŵŵũ, źŷźŻũūŴŮŶŶũƈ SPE, Ÿŷŭ ŷŪƂŮŲ ŻŮŵŷŲ «ŦųźŻŹŮŵũŴƅŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŭŴƈ ŹũŰūŮŭųű ű ŭŷŪƄƀű» ŚŷŸŹŮŭźŮŭũŻŮŴű ŷŹŬųŷŵűŻŮŻũ: Ś.ŋ. ŊŹŮŰűſųűŲ (űźŸŷŴŶűŻŮŴƅŶƄŲ ūűſŮ-ŸŹŮŰűŭŮŶŻ Ÿŷ ŹũŰūŮŭųŮ ű ŭŷŪƄƀŮ ųŷŵŸũŶűű śŖœ-ŋř) ű ŉ.Ŋ. ŐŷŴŷŻżžűŶ (ŸŹŷŹŮųŻŷŹ řŷźźűŲźųŷŬŷ ŬŷźżŭũŹźŻūŮŶŶŷŬŷ żŶűūŮŹźűŻŮŻũ ŶŮŽŻű ű ŬũŰũ űŵ. ő.ŕ. ŌżŪųűŶũ) ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ żƀũźŻűƈ – «őŶųżŪũŻŷŹ ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ» ŋŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŴƈ ŹũŰūűūũƇƂűžźƈ, űŶŶŷūũſűŷŶŶƄž ųŷŵŸũŶűŲ ŸŹŷŭŮŵŷŶźŻŹűŹŷūũŻƅ źūŷű ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŸŹűŵŮŶŮŶűŮ ŶŷūƄž ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ

ŚūƈůűŻŮźƅ ź Ŷũŵű źŮŲƀũź, ƀŻŷŪƄ ŰũŹŮŰŮŹūűŹŷūũŻƅ źŻŮŶŭ Ŷũ ūƄźŻũūųŮ! œŷŶŻũųŻƄ ū ŕŷźųūŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŚűŻŶűųŷūũ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +7 (495) 937 6861, ŭŷŪ. 136. E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru œŷŶŻũųŻƄ ū ŔŷŶŭŷŶŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŨſŮŶųŷ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +44 (0) 20 8910 7194. E-mail: nataliya.yatsenko@reedexpo.co.uk ŘŷŭŹŷŪŶũƈ űŶŽŷŹŵũſűƈ ŷ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűű – Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.ru ŚŸŷŶźŷŹ œŷŶŽŮŹŮŶſűƈ

ŗŹŬũŶűŰũŻŷŹƄ

ŋƄźŻũūųũ ŗŗŗ «řűŭ ŦŴźűūŮŹ»

#6 June 2011

SHALE GAS

Basic Data Основные данные

● Table 1. Shale Gas Reservoir Properties and Resources of India/Pakistan ● Табл. 1. Характеристики коллекторов сланцевого газа и ресурсов Индии/Пакистана Cambay Basin (20,000 mi2) Basin/Gross Area Бассейн /Общая площадь Бассейн Камбей (20 000 миль2) Shale Formation Сланцевый пласт Geologic Age Геологический возраст Prospective Area (mi2) Разведочная область (миль2)

Physical Extent Размеры Reservoir Properties Св-ва продуктивного пласта Resource Ресурсы

Barren Measure Пустые породы

Upper Cretaceous/Tertiary Premian-Triassic Верхний меловой/ Пермо-триассовый третичный

Southern Indus Basin (67,000 mi2) Бассейн Южного Инда (67 000 миль2)

Andimadam Kommugudem Shale Sembar Formation Ranikot Formation Formation Коммугудемский Пласт ембар Пласт раникот Пласт андимадам сланец Permian / Пермский

Cretaceous / Меловой

Early Cretaceous Ранний меловой

Paleocene Палеоцен

1,080

4,340

1,005

4,000

1,600-4,900

0-2,100

3,100-3,500

600-1,200

1,500-2,500

2,000-4,000

1,500

1,050

1,000

800

1,500-2,500

2,000-4,000

Net

500

368

300

400

300

450

Interval интервал

11,500-16,400

3,280—6,560

6,200-13,900

7,000-13,000

13,000-15,000

10,000-13,000

Average Средн.

13,000

4,290

11,500

10,000

14,000

11,500

Normal Нормальное

Organically Rich Thickness (ft) толщина (ft) Содержащий органические вещ-ва

Reservoir Pressure Давление коллектора

Moderatly Moderatly overpressured overpressured Умеренно высокое Умеренно высокое пластовое давление пластовое давление

Average TOC (wt%) Среднее содержание органич. углеводородов (по весу, %)

3.0%

4.5%

6.0%

2.0%

Thermal Maturity (%Ro) Термическая зрелость (%Ro)

1.10%

1.20%

1.60%

1.15%

1.25%

1.15%

Clay Content / Глинистость

Medium / Средняя

High / Высокая

Low / Низкая

GIP Concentration (Bcf/ mi2) Концентрация геологических запасов газа (млрд фут.3/ миль2)

231

123

156

143

100

157

Risked GIP (Tcf) Концентрация геологических запасов газа (с риском) (трлн фут.3)

136

126

Risked Recoverable (Tcf) Извлекаемые запасы (с риском) (трлн фут.3)

Primarily financed by PetroChina, the National Energy Administration of China is establishing a shale gas research centre in Langfang, near Beijing. By 2020, China aims to triple its natural gas use to 10 percent of total energy consumption wean its economy from coal and oil and some of that gas will come from shale. The country’s first horizontal shale gas well was completed after 11 months of drilling at the Sichuan Basin in March of this year. China National Petroleum Corporation (CNPC) is working in Sichuan with Royal Dutch Shell Plc and Chevron Corp.

Cauvery Basin (9,100 mi2) Бассейн Кавери (9100 миль2)

940

Interval интервал

Depth (ft) Глубина (ft)

Cambay Shale Камбейский сланец

Damodar Valley Basin Krisha-Godavari Basin (7,800 mi2) (1,410 mi2) Бассейн КришнаБассейн долины Годавари (7800 Дамодар (1410 миль2) миль2)

работает в провинции Сычуань совместно с Royal Dutch Shell Plc. и Chevron Corporation. В докладе Управления по энергетической информации США за апрель 2011 года говорится, что в Китае объем нетронутых запасов природного газа сланцевых пластов в 12 раз больше, чем запасов обычного природного газа. По оценкам УЭИ, извлекаемые запасы сланцевого газа Китая составляют 36,1 трлн м3, что значительно выше, чем 24,4 трлн трлн м3, найденные в Соединенных Штатах.

Oil&GasEURASIA

#6 June 2011

SHALE GAS In a report in April 2011 the U.S. Energy Information Administration indicated that China’s untapped deposits of natural gas from shale formations are 12 times higher than conventional natural gas reserves. EIA estimates China’s recoverable shale gas reserves at 36.1 trillion cubic meters (tcm), considerably higher than the 24.4 trillion cubic meters found in the United States. India, whose economic growth rate is second only to China, is experiencing increase demand for gas to supply new power stations and fertilizer plants. By using gas instead of naphtha, the country can diminish its fertilizer subsidy, another plus for raising gas production. According to a 2010 estimate by McKinsey consultants, India’s natural gas demand is forecast to nearly double from 166 million cubic meters (mcm) per day to 320 million cubic meters by 2015. India has abundant shale across its Damodar, Cambay, Krishna-Godavari (KG), Cauvery and AssamArakan basins. Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), India’s largest upstream oil company, spudded the country’s first shale well in September 2010 at Durgapur, in the Damodar Valley basin. Further, in January of 2011, ONGC scientists discovered a huge reserve of shale gas at the Sarpi deposit in the Damodar basin. State-owned ONGC hired Schlumberger to carry out a wide-ranging shale-gas pilot project in the basin with an investment of approximately $28, 5 million has given a preliminary estimate of 300-2,100 trillion cubic feet in Indian shale gas basins. Reliance Industries, India’s largest private oil refining and production group struck three deals in rapid succession in shale gas joint ventures with U.S. firms in 2010. By the end of second quarter 2012, India is expected to auction the first of its shale gas blocks. With a number of basins currently under evaluation, Indonesia is also trying to tap its unconventional potential. Coal bed methane production in the country is expected to begin this year with a target of 1.5 billion cubic feet per day by 2025.

Индия, чьи темпы экономического роста уступают только Китаю, переживает повышенный спрос на газ для новых электростанций и заводов по производству удобрений. Еще одним аргументом в пользу повышения добычи газа станет возможность уменьшить субсидии на производство удобрений благодаря использованию газа вместо сырой нефти. Согласно прогнозам консультантов McKinsey, сделанным в 2010 году, спрос на природный газ в Индии должен увеличиться к 2015 году почти в два раза – со 166 до 320 млн м3 в сутки. Индия обладает большими запасами сланца на территории бассейнов Дамодар, Камбей, Кришна-Годавари, Кавери и Ассам-Аракан. Крупнейшая в Индии добывающая нефтегазовая корпорация (ONGC) в сентябре 2010 года начала бурение первой в стране сланцевой скважины в Дургапуре, в бассейне Дамодарской долины. Кроме того, в январе 2011 года научные сотрудники ONGC обнаружили огромные запасы сланцевого газа на месторождении Сарпи в бассейне Дамодара. Государственная корпорация ONGC обратилась к Schlumberger для выполнения обширного поискового проекта по разведке сланцевого газа в этом бассейне с инвестициями в $28,5 млн; по предварительной оценке корпорации, запасы сланцевого газа индийских бассейнов составляют 300-2100 трлн фут.3 (8,5-59,5 трлн м3). Reliance Industries, крупнейшая в Индии частная группа компаний по добыче и переработке нефти, в 2010 году заключила три сделки подряд по созданию совместных предприятий с фирмами из США для разведки и добычи сланцевого газа. Как ожидается, к концу второго квартала 2012 года Индия выставит на аукцион первый блок месторождений сланцевого газа. Индонезия, которая также пытается использовать свои нетрадиционный потенциал, в настоящее время оценивает несколько своих бассейнов. В этом году в стране ожидается начало производства метана из угольных пластов с плановым увеличением до 1,5 млрд фут.3 (0,04 млрд м3) в день к 2025 году.

Перспективы для промышленной разработки

Junggar Basin Джунгарский Бассейн Songlia Basin Бассейн Сонглиа Turpan-Hami (Tuha) Basin Tarim Basin Таримский Бассейн

Legend Условные обозначения Prospective Basins Перспективные бассейны

Бассейн Турпан-Хами (Туха)

Beijing / Пекин Bohai Basin Ordos North China Basin Basin Бассейн Бохаи Бассейн Ордос Северокитайский Бассейн

Sichuan Basin Бассейн Сычуань

Shanghai / Шанхай

Other Basins Другие бассейны Gas Pipeline Газопровод

● Major shale gas basins and pipeline system

Capital Столица City Город

Идея добычи углеводородов из сланца не нова. Но до недавнего времени не было достаточно дешевой технологии получения углеводородов из сланца. Однако достижения в горизонтальном бурении и ГРП (гидроразрыве пласта) все изменили. Горизонтальные скважины позволяют вскрывать большие запасы газа, чем вертикальные. В процессе закачки в сланцевый пласт больших объемов воды под давлением, в результате разрушения этого пласта, выходит сланцевый газ. Увеличивая отток газов из пласта, гидроразрыв значительно повышает газовый дебит скважины.

of China. Hong Kong / Гонконг

● Основные бассейны сланцевого газа

и трубопроводная система Китая. Oil&GasEURASIA

#6 June 2011

SHALE GAS

Prospects for Commercial Development Producing hydrocarbons from shale is not a new thing. But until fairly recently there hasn’t been the technology to produce hydrocarbons from shale cheaply enough. Advances in horizontal drilling and hydraulic fracturing (hydro fracking) have, however, changed things. Horizontal wells enable tapping of larger gas deposits than vertical wells. The fracking process releases the shale gas by pumping large volumes of highly pressurized water into shale formations to fracture and re-fracture them. As fracking results in creating more gas flow, it improves the gas yield per well considerably. Touted as the cheap green fuel, shale gas has a focus of research by governments, National Oil Companies (NOCs) and E&P companies. Controversies exist regarding the fracking process as studies have revealed considerable methane leaks from gas wells during exploitation. There are two main concerns: carbon dioxide is released when the gas is burnt and methane leaks from the wells. Environmentalists are also worried about the amount of water used in the extraction process. China already has a water shortage and that can make shale gas production expensive. And there is a debate over the risks of contamination of aquifers for drinking water during hydraulic fracking. Recycling fracturing water is one solution.

Regulatory Drivers Designing government strategies and incentives to attract foreign participation for exploration and acquisition partnerships is needed to fully exploit Asia’s shale potential. Government regulation for opening up blocks for bidding, for monitoring issue of fracking licenses and environmental impact assessment are required. There are some rules that need altering. For example, in India the government-issued leases for exploration of conventional petroleum exclude unconventional sources like shale gas. By relaxing the boundaries of exploration and allowing exploitation of both shale as well as conventional gas terms might become more attractive for E&P companies. If wells are required to be drilled in inhabited areas, special regulatory policies in land lease regulation taking into consideration socio-political aspects are essential. In India the Damodar basin, a highly prospective area, is well populated. Public support is necessary for shale production to prosper on a substantial scale. Given the rapid shale development trajectory in the US, majority of the technological innovations are concentrated there. Hence technology transfer is key in boosting shale gas development in Asia. Policy frameworks in forming joint venture partnerships to leverage foreign expertise and technical know-how are also essential. When the millennium dawned in 2000, shale gas accounted for only 1 percent of the U.S. natural gas supply. Today, it is about 25 percent and could rise to 50 percent in the next 20 years, some experts say. That doesn’t mean that Asia can mirror the United States, however. Asian geology is quite different and each sub basin needs to be dealt with on its own merit. Moreover geological and geochemical parameters, gas content measurements, logistics, cost and ease of operations are crucial parameters that need to be considered.

Рекламируемый как дешевое и чистое топливо, сланцевый газ стал объектом исследований со стороны правительств, национальных нефтяных компаний, а также геологоразведочных и добывающих компаний. Есть противоречия в отношении гидравлического разрыва, исследования выявили значительные утечки метана из газовых скважин в процессе эксплуатации. Существуют две основные проблемы: во время сжигания такого газа высвобождается углекислый газ, и из скважины выделяется газ метан. Экологов также беспокоит количество воды, используемой в процессе извлечения. Китай уже испытывает дефицит воды, и это может сделать производство сланцевого газа слишком дорогим. Еще идет дискуссия об опасности загрязнения питьевой воды при проведении гидроразрыва. Одним из решений является многократное использование воды для ГРП.

Законодательное стимулирование Чтобы в полной мере использовать сланцевый потенциал Азии, необходимо создание определенной государственной стратегии, стимулов для привлечения иностранного участия в разведку месторождений. Требуется государственное регулирование таких видов деятельности, как проведение конкурса по аренде участков для поисковоразведочных работ, отслеживание процесса выдачи лицензии на ГРП и оценка экологического воздействия. Отдельные правила нуждаются в изменении. В Индии, например, выданное правительством разрешение на аренду участка под разведку на нефть исключает нетрадиционные источники, каким является сланцевый газ. Ослабление контроля границ для разведки и разрешение на разработку как сланцевого, так и традиционного газа, привлекли бы разведывательные и добывающие компании. Если скважины должны быть пробурены в населенных пунктах, большое значение имеет проведение особой политики регулирования аренды с учетом социальнополитических аспектов. Область бассейна Дамодар в Индии, весьма перспективной площади, густо заселена. Для успешного сланцевого производства необходима общественная поддержка. Благодаря ускоренному развитию разработки сланца в США, большинство технологических инноваций сосредоточены именно здесь. Следовательно, ключевым фактором в стимулировании добычи сланцевого газа в Азии является передача таких технологий. Также большое значение имеет выработка политики формирования совместных предприятий, позволяющая с выгодой использовать зарубежный опыт и технические ноу-хау. В начале нового тысячелетия, в 2000 году, доля сланцевого газа составляла лишь 1% американских поставок природного газа. Сегодня это около 25%, и, как говорят некоторые эксперты, эта цифра может вырасти до 50% в ближайшие 20 лет. Однако это не означает, что Азия может повторить ситуацию в Соединенных Штатах. Азиатская геология сильно отличается от американской, и в каждом случае, в каждом отдельно взятом бассейне все необходимо решать по другому. Кроме того, необходимо учитывать такие решающие аспекты, как содержание газов, логистика, стоимость и простота операций, геологические и геохимические параметры.

Oil&GasEURASIA

SHALE GAS

Case Study

TOC Estimation Methodology in Accessing Shale Potential in India’s Cambay Basin Практический анализ

Применение методики оценки ОСОУ для определения сланцевого потенциала индийского бассейна Камбей Ratindra Nath Pandey, General Manager R&D, Gujarat State Petroleum Corporation Ltd. (GSPCL)

Ратиндра Натх Пандей, генеральный менеджер по научным исследованиям и разработкам, Государственная нефтяная корпорация «Гуджарат Лимитед» (GSPCL)

prawling across the western part of India, the Cambay basin is one of the most petroliferous basins in India. After the discovery of oil in the landmark well Lunej-1, the basin has consistently added to the hydrocarbon supply of the country. Approximately 5700 wells have been drilled by various operators in this basin with extremely high success ratio. GSPCL which has a Production Sharing Contract with the Government of India has kept Shale Gas as one of the targets while drilling these wells. After analysis of the systematic increase in the gas content, it was observed that C1 to C5 content became high as entry was made into the zones with higher TOC in Olpad and Cambay formation. This led GSPL to conclude that Cambay Shale has the potential to become an attractive target for tapping hydrocarbons. - Hydrocarbon exploration in the basin began more than fifty ● Geological map of Cambay basin. five years ago with eocene pay ● Геологическая карта бассейна Камбей.

астянувшийся в западной части Индии, бассейн Камбей является одним из наиболее нефтеносных бассейнов в Индии. После открытия нефти на исторической скважине Луней-1, этот бассейн регулярно поставляет стране углеводородное сырье. Здесь различными операторами было успешно пробурено около 5700 скважин. Для «Гуджарат», которая имеет соглашение о разделе продукции с правительством Индии, в процессе бурения этих скважин в качестве одной из целей был сланцевый газ. После анализа систематического увеличения содержания газа было отмечено, что содержание газов от C1 до С5 становилось выше по мере входа в зоны с более высоким общим содержанием органического углерода (ОСОУ) в пластах Олпад и Камбей. Корпорация «Гуджарат» пришла к выводу, что сланцевый пласт Камбей может стать привлекательной целью с точки зрения извлечения углеводородов.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Ratindra Nath Pandey With over 30 years of experience in exploration and a primary competency in seismic data acquisition, processing and interpretation, Pandey has proposed more than 110 locations for exploration of hydrocarbons with almost 100 percent success ratio. Apart from modeling studies connected with basin modeling and prospect evaluation with an objective to position exploratory and development wells, he has carried out independent assessment of blocks. He has been awarded two gold medals, one by the Geological Survey of India for Tectonics of Mahanadi basin and second one by Association of Exploration Geophysicists for conceptualization and execution of poor man’s 3D in upper Assam area. He is the author of the paper “Gas Shale Potential in Cambay Basin.” Ратиндра Натх Пандей Эксперт в области интерпретации сейсмоданных с более чем 30-летним опытом работы, Пандей предложил более 110 районов для разведки углеводородов с почти 100% успехом. Помимо моделирования бассейнов и оценки перспектив строительства разведочных и эксплуатационных скважин, он проводил независимую оценку участков. Был награжден двумя золотыми медалями – от геологической службы Индии за тектонические исследования бассейна Маханади и от Ассоциации геофизиков-разведчиков за концептуализацию и исполнение 3D моделирования верхнего Ассама по стоимости, ниже обычной. Он является автором статьи «Потенциал сланцевого газа в бассейне Камбей».

zones being the target of most operators, Oligocene and – Разведка углеводородов в бассейне началась более 55 Miocene pay zones have been developed. лет назад с продуктивных зон эоцена в качестве основной – Exploration conducted in entire sedimentary col- цели большинства операторов, были разработаны продукumn as well as Basalts. The Ingoli Field has been producing тивные зоны олигоцена и миоцена. oil from fractured basalts since 2004. Ongoing production – Разведка проводилось по всему разрезу отложений, from silt stones embedа также в базальте. На местоded areas. рождении Инголи нефть из Estimation of Total Organic Carbon (TOC) from Density – Geological setбазальта, подверженного Log (Myers/Jenkins Method) ting of Ingoli field indiгидроразрыву, добывается Расчет общего содержания органического углерода cates a source rock in the с 2004 года. Текущая добыча (ОСОУ) по плотностному каротажу western part, Olpad forосуществляется из областей, (метод Майерс/Дженкинса) mation has TOC which окруженных алевролитами. Estimate Shale Porosity in nearby non-source rock generated hydrocarbons – Геология месторожРасчет пористости сланца в прилегающей and could be an attracдения Инголи указывает на нематеринской породе tive target for harnessing наличие нефтематеринской hydrocarbon from shale. породы в западной части, – Tarapur-1 is пласт Олпад имеет достаточthe first well drilled in ный ОСОУ и может быть приTarapur tectonic block. влекательным объектом для The data obtained освоения углеводородов из Estimate Kerogen Porosity in source rock from drilling of wells сланца. Расчет пористости керогена в материнской породе for conventional hydro– Тарапур-1 является carbons is used in carпервой скважиной, пробуренrying out an estimation ной на тектоническом блоке of Total Organic Carbon Тарапур. (TOC) in different parts Данные, полученные при Estimate Total Organic Carbon of Cambay basin. The бурении скважин на обычные Расчет общего содержания органического углерода available logs clearly углеводороды, используются show that TOC in these для проведения оценzones range from 2 to 9.5 ки общего содержания percent which is quite органического углерода good as per internation(ОСОУ) в различных частях al standards. These estiбассейна Камбей. Имеющиеся ρma : Density of matrix (g/cm³) / Плотность материнской mates are byproduct of буровые журналы с описанипороды (г/см³) the conventional wells ем литологического разреза ρnon-source : Density of non-source interval from density drilled for conventional скважин ясно показывают, log (g/cm³ / Плотность нематеринского интервала по traps. Hence it is imperaчто ОСОУ в этих зонах нахоплотностному каротажу (г/см³) tive that once the wells дится диапазоне от 2 до 9,5%, ρsource : Density of source interval from density log (g/cm³) are exclusively drilled for и это, согласно международ/ Плотность материнского интервала по плотностному Shale gas, the chances of ным стандартам, является каротажу (г/см³) TOC percentage going достаточно хорошим показаρfl : Density of water (1.05gm/cm³) / Плотность воды (1,05 up are quite high. телем. Данные оценки являгм/см³) The perforated ются побочным результатом Øfl : Water filled porosity (%) / Водонасыщенная interval demonstrates бурения обычных скважин пористость (%) that even though the для традиционных ловушек. Øker: Porosity of organic matter (%) / Пористость zone was perforated Поэтому при бурении скваорганического материала (%) primarily for oil, it did жин исключительно для слан-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#6 June 2011

SHALE GAS

● Correlation between high Total Gas and TOC estimated from

formula in Tarapur-P (1528-1533). ● Корреляция между верхней точкой «всего газа» и ОСОУ, оцененного по формуле Тарапур-P (1528-1533).

● Корреляция между верхней точкой «всего газа» и ОСОУ,

● Illustration: Correlation between Log Density and Estimated

● Correlation between Log Density and Estimated TOC content

TOC in Well No-Tarapur-P in the interval 1,527 to 1,534 m ● Иллюстрация: корреляция между плотностью согласно журналу (литологии) и оценочного ОСОУ на скважине № – Тарапур-P в интервале 1 527-1 534 м.

from Well No-Tarapur-P in the interval 1,570 to 1,582 m. ● Корреляция между плотностью согласно журналу (литологии) и оценочного ОСОУ на скважине № – Тарапур-P в интервале 1 570-1 582 м.

● Zone selected for DST in well number Tarapur-1. ● Зона, выбранная для испытания пласта на скважине

formula in Tarapur-P (1550-1557). оцененного по формуле Тарапур-P (1550-1557).

● Cambay shale thickness and Two Way Time contour maps close to horizon and near the top of Cambay Shale. ● Толщина сланцевого пласта участка Камбей и диаграммные контурные карты зон, прилегающих к горизонту (пласту) и кровле сланцевого камбейского пласта.

Тарапур-1.

Oil&GasEURASIA

#6 June 2011

SHALE GAS yield gas also during the testing period. This is an indication that Cambay Shale does contain oil and gas which has the potential to become a target for production of gas.

цевого газа, шансы увеличения процента ОСОУ достаточно высоки. Анализ интервала перфорации показывает, что, хотя зона была перфорирована, в первую очередь, для извлечения нефти, во время периода испытаний также наблюдался выход газа. Это признак того, что участок Камбей Шейл действительно содержит нефть и газ и имеет потенциал для добычи газа.

Technology

Технология

Bearing in mind the aspects of environmental limitations of technology, GSPC while conducting stimulation job has been working on the development of eco-friendly methodologies. Bare foot testing of an interval within Cambay / Olpad section in a well, located in Ankleswar area of the basin was executed. The well yielded gas at the rate of 20,000 cubic meters per day (CMPD) with well head pressure of 3,000 psi in a vertical well. The well was drilled to 2,388 meters of depth and the portion below 1,752 meters was left open. The well remained closed for five months and 10 days and upon opening it has produced 15,000 to 20,000 cubic meters per day of rich gas. Since the barefoot section yielded rich gas from Lower Cambay Shale / Olpad section, a systematic test could not be carried out due to influx of sediments from the interval. The source rock analysis of conventional core taken from this zone is presented in Table 1.

Принимая во внимание экологические ограничения технологии, при проведении работ по стимуляции скважин «Гуаджарат» работает над развитием экологически чистых методов. Было проведено тестирование открытого ствола скважины в интервале Камбей / Олпад, расположенной в области Анклесвар. Выход газа по скважине составил 20 тыс. м3/сут при давлении в вертикальном стволе 3 000 psi (фунтов на квадратный дюйм). Скважина была пробурена глубиной на 2 388 м, интервал ниже 1 752 м была оставлен открытым. Скважина была закрыта в течение пяти месяцев и 10 дней, а при открытии выдавала от 15 тыс. до 20 тыс. м3/сут обогащенного газа. Поскольку в открытом интервале скважины добывался обогащенный газ из сланцевого пласта нижнего камбея / олпада, проводить системные испытания не представлялось возможным ввиду притока отложений в данном интервале. Анализ нефтематеринской породы по традиционному керну, взятому из этой зоны, приведен в табл. 1.

Technological Feats

Технологическое оборудование

Sonic imaging microscope creates an image of pore throats along with their connections with each other thereby depicting the permeability measurements in a quantifiable manner. Fourier Transform Infrared Spectroscopy enables accurate measurements of petro-physical parameters.

Акустоскопия создает изображение поровых каналов и их связей, таким образом, отображается проницаемость на количественной основе Инфракрасная спектроскопия с преобразованием Фурье позволяет делать точные измерения петрофизических параметров.

● Table 1. Source Rock Analysis Summary: Well: Ank-41s ● Табл. 1. Заключение по анализу материнской породы: Скв. Ank-41s

Sample Type (m) Тип пробы (м)

Organic Richness (wt.% TOC) Насыщенность органикой (% вес общий органический углерод)

HC Potential (S1+S2 MgHC/gm Rock) Потенциал УВ (S1+S2 мгУВ/гм породы)

Hydrogen Indices (HI) Водородный показатель (ВП)

Thermal Maturity (% Ro, TAS) Термическая зрелость (% Ro, TAS)

Dried cuttings (1,670-1,980) Высушенный шлам (1 670-1 980)

Fair to very good (0.95 to 5.14) От достаточной до очень хорошей (0,95-5,14)

Poor to moderate hydrocarbon potential (1.21 to 9.91) От низкого до умеренного (1,21-9,91)

Mainly gas source character ( 60 to 211) В основном характер источника газа (60-211)

Early mature ( 0.58-0.66% Ro; TAS 3/4-4) Ранняя зрелость ( 0,58-0,66% Ro; TAS 3/4-4)

Core (1,946.9-1,952.9) Керн (1 946,9-1 952,9)

Fair to very good (0.95 to 3.13) От достаточной до очень хорошей (0,95-3,13)

Poor to moderate hydrocarbon potential (0.27 to 5.54) От низкого до умеренного (0,27-5,54)

Early mature to mid mature Gas-prone kerogen (19 to 170) ( 0.68-0.80% Ro; TAS 4-4/5) Больше газ / кероген От ранней до средней зрелости (19-170) ( 0,68-0,80% Ro; TAS 4-4/5)

Oil&GasEURASIA

#6 June 2011

SHALE GAS

Well: Ank-41s Скв. Ank-41s

1690-1695

1710-1715

1730-1735

1770-1775

1790-1795

1830-1835

1850-1855

1870-1875

1900-1905

1920-1925

1941-1942

1946.9

1947.5

1948.9

1950.0

1951.2

1952.9

1975 -1980

dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина dk gy Sh темно-серая глина med dk gy Sh средне-темносерая глина dk gy Sh темно-серая глина med dk gy Sh средне-темносерая глина med dk gy Sh средне-темносерая глина med dk gy Sh средне-темносерая глина med gy Sh средне-серая глина

Tmax 0C

Oxygen Index Кислородный показатель

1670-1675

Lithology Литология

Potential Yield Максимальная возможная добыча (S1 + S2)

Hydrogen Index Водородный показатель

Sample depth (metres) Глубина отбора пробы (м)

Oil Production Index (OPI) Коэффициент нефтедобычи (КНД)

● Rock-Eval Pyrolysis and TOC Content ● Пиролиз породы Eval и общий органический углерод

2.67

437

0.05

2.40

1.50

2.20

439

0.05

1.58

0.16

1.46

3.50

437

0.10

1.62

145

3.01

0.19

4.14

3.28

439

0.04

4.33

138

109

2.62

0.41

4.80

3.60

439

0.08

5.21

183

137

2.73

0.41

5.76

3.08

440

0.07

6.17

211

113

2.53

0.21

3.38

2.39

440

0.06

3.59

134

2.49

0.33

4.14

2.83

440

0.07

4.47

166

114

1.55

0.21

1.56

4.07

440

0.12

1.77

101

263

0.95

0.14

1.07

3.36

437

0.12

1.21

113

354

2.53

0.35

4.96

2.29

443

0.07

5.31

196

5.14

0.74

9.17

2.30

441

0.07

9.91

178

3.13

0.22

5.32

0.25

442

0.04

5.54

170

2.14

0.09

1.96

0.22

446

0.04

2.05

2.38

0.08

2.75

0.22

446

0.03

2.83

116

1.95

0.06

0.67

0.20

440

0.08

0.73

0.95

0.03

0.24

0.21

438

0.11

0.27

1.68

0.04

0.32

0.33

437

0.11

0.36

1.35

0.08

1.20

1.58

442

0.06

1.28

117

TOC (wt. %) Общий органический углерод (%вес)

2.74

0.11

2.29

2.24

0.08

2.42

S1 = Free Hydrocarbons S2 = Pyrolysable Hydrocarbons S3 = Organic CO2 Oil Production Index - Transformation Ratio – S1/S1+S2 Pyrolysis by rock Eval VI: TOC content by Leco Analyzer Tmax – Temperature of maximum S2 Hydrogen Index – S2/TOC x 100 Oxygen Index – S3/TOC x 100

mg/ gm rock мг/гм породы

S1=Свободные углеводороды S2=Углеводороды, поддающиеся пиролизу S3=Органический CO2 Коэффициент нефтедобычи – коэффициент преобразования – S1/S1+S2 Пиролиз породой Eval VI: Общий органический углерод по анализатору Leco Tmax – температура максимума S2 Водородный показатель S2/TOC x 100 Кислородный показатель S3/TOC x 100 Oil&GasEURASIA

Ïåðåäîâûå òåõíîëîãèè îáðàáîòêè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ â Ðîññèè

Çíàíèå ñåéñìîãåîëîãè÷åñêèõ óñëîâèé

íûé îïûò Ìåæäóíàðîäíûé

Ïåðåäîâàÿ òåõíîëîãèÿ

Ðåøåíèå ñàìûõ ñëîæíûõ ñåéñìè÷åñêèõ çàäà÷ – íàøà ñïåöèàëèçàöèÿ Àëüÿíñ LARGEO-ION îáúåäèíÿåò òåõíîëîãè÷åñêóþ ìîùü ãðóïïû ION GXT Imaging Solutions ñî çíàíèåì ðîññèéñêîãî ðûíêà è áîëüøèì îïûòîì îáðàáîòêè ãåîôèçè÷åñêèõ äàííûõ êîìïàíèè ËÀÐÃÅÎ è ïðåäîñòàâëÿåò íåôòåãàçîâûì êîìïàíèÿì â Ðîññèè è ÑÍÃ óíèêàëüíûå âîçìîæíîñòè ïåðåäîâûõ òåõíîëîãèé GXT, âêëþ÷àÿ: ðàñ÷åò ñòàòè÷åñêèõ ïîïðàâîê è îáðàáîòêó äàííûõ - äëÿ ðåãèîíîâ ñî ñëîæíûìè ïðèïîâåðõíîñòíûìè ñêîðîñòíûìè àíîìàëèÿìè îáðàáîòêó äàííûõ øèðîêîàçèìóòàëüíûõ ñúåìîê – äëÿ ìîðñêèõ è íàçåìíûõ ñåéñìè÷åñêèõ èññëåäîâàíèé 3D ñ ïîëíûì íàáîðîì óäàëåíèé ïî êàæäîìó àçèìóòó 3D SRME – äëÿ ýôôåêòèâíîãî ïîäàâëåíèÿ êðàòíûõ îòðàæåíèé îò ñâîáîäíîé ïîâåðõíîñòè ïîñòðîåíèå ñêîðîñòíîé ìîäåëè – ìåòîäîì ãèáðèäíîé ñåòî÷íîé òîìîãðàôèè 3D ñ âûñîêèì ðàçðåøåíèåì ïîëíûé êîìïëåêñ àëãîðèòìîâ ãëóáèííîé ìèãðàöèè äî ñóììèðîâàíèÿ (PreSDM) – ìåòîä Êèðõãîôà, ëó÷åâîé ìåòîä, ìèãðàöèÿ ìåòîäîì âîëíîâîãî óðàâíåíèÿ (WEM) è ìèãðàöèÿ ìåòîäîì îáðàùåííûõ âðåìåí (RTM), âêëþ÷àÿ àíèçîòðîïíóþ ìîäåëü TTI RTM – äëÿ îòîáðàæåíèÿ âåðòèêàëüíûõ áîðòîâ ñîëÿíûõ òåë, à òàêæå ñòðóêòóð, ðàíåå ñêðûòûõ ñîëüþ îáðàáîòêà ìíîãîâîëíîâûõ äàííûõ – îïèñàíèå ñëîæíûõ êîëëåêòîðîâ ñ ïîäàâëåíèåì ïîìåõ è èñïîëüçîâàíèåì âñåõ ïðåèìóùåñòâ ïîëíîãî âîëíîâîãî ïîëÿ, ðåãèñòðèðóåìîãî îäíîòî÷å÷íûìè äàò÷èêàìè òèïà VectorSeis

Äîïîëíèòåëüíàÿ èíôîðìàöèÿ ñîäåðæèòñÿ íà ñàéòàõ largeo.com è iongeo.com/Russia.

1710 - 1715

1730 - 1735

1770 - 1775

1790 - 1795

1830 - 1835

1850 - 1855

1870 - 1875

1900 - 1905

1920 - 1925

1941 - 1942

1946.9

1947.5

1948.9

1950.0

1951.2

1952.9

1975 - 1980

1690 - 1695

F.A. %

NF.A. %

A %

C %

S %

R %

SB %

Exinite (Type I/II) / Экзинит (Тип I/II)

OPK % КНД %

Vitrinite Type III % Витринит Тип III %

Semi Fusinite Type IV %

Preserv. Сохранение M P-M P-M P-M P-M P-M M P-M M M-G P-M P P-M P P P P-M P-M P

Inertinite Type IV % ПолуфузинитTип IV %

1670 - 1675

Sample Depth (metres) Глубина отбора пробы (м)

Аморфинит (Тип I-III/IV) Amorphinite (Type I-III/IV)

Rec. of Organic Matter Определение органического вещества

0.80

0.77

0.75

0.74

0.72

0.70

0.68

0.66

0.67

0.65

0.64

0.65

0.63

0.60

0.62

0.59

0.58

Mean Ro % Сред. Ro %

4/5

3/4

TAS

F.A.

y-yo

Herb

Fluorescence Colour Флуоресценция Цвет

Srt

SA-SR

Ang

SHALE GAS #6 June 2011

● Kerogen Data Summary ● Анализ керогена

NFA : Non Fluorescent Amorphous ORP: Oil Prone Kerogene g: Green G: Good A: Angular F.A. : Fluorescing Amorphous TAS: Thermal Alteration Scale y: Yellow P: Poor SA: Sub-Angular A : Alginite Herb: Herbaceous o: Orange M: Moderate SR: Sub- Rounded C : Cutinite Tr: Trace do: dull orange R: Rounded S : Sporinite Srt: Sorting br: Brown R : Resinite Ang: Angularity drbr: Dark Brown SB: Suberinite L: Liptodetrinite NA: No Analysis NDP: No Determination Possible

NFA : Нефлуоресцентный аморфный ORP: Больше газ / кероген g: зеленый G: Хорошее A. Угловой F.A. : Флуоресцентный аморфный TAS Шкала температурной деформации y: Желтый P: Низкий SA: Суб-угловой A. Фльгинит Herb: Травянистый o: Оранжевый М.: Умеренный SR: Суб-округлый C : Кутинит Tr: Следы do: матовый оранжевый R: Округлый S : Споринит Srt: Сортировка br: Коричневый R : Резинит Ang: Угловатость drbr: Темно-коричневый SB: Суберинит L: Липтодетринит NA: Нет данных NDP: Определение невозможно

Oil&GasEURASIA

SECURITY

Fuel-Energy Sites to Obtain “Security Passports”

Объекты ТЭК получат «паспорта безопасности»

Alexander Braterskiy

s energy facilities in Russia remain the most vital part of the country’s economy, Russia will soon have one single law covering all of the expects of energy security and criminalizing neglect within the industry to take security precautions. According to legislation on the security of the fuel and energy sector which is currently pending in the Russian parliament, the government will be responsible for drafting security measures to be taken by the energy sector. Security measures for those facilities would be divided accordingly to the lowest, medium and highest levels of security, depending on the facility. Each owner of a fuel and energy facility will be required to obtain a “security passport” describing the safety measures taken by his company. Owners of energy facilities with the high levels of security will be required to insure them from potential acts of terrorism. Under separate legislation sent to the Russian parliament in April, the presidential administration also proposed to criminalize activities which violate security at fuel and energy objects with a single article of the criminal code. In case measures fail and this leads to health being harmed, the parties found responsible will pay a fine of up to 80,000 rubles ($2,800) or receive a prison sentence. In the case of death of two or more

Александр Братерский

нергетические объекты в России, по-прежнему, остаются самой важной частью национальной экономики, поэтому в стране скоро появится единый закон, регулирующий все аспекты энергетической безопасности и предусматривающий уголовную ответственность за халатное отношение к мерам безопасности на промышленных объектах. В соответствии с законопроектом по безопасности в топливно-энергетическом комплексе, в настоящее время находящемся на рассмотрении в российском парламенте, правительство будет нести ответственность за составление перечня мер безопасности, которые должны быть введены энергетическим сектором. Меры безопасности для энергетических объектов будут классифицироваться как соответствующие малому, среднему или высокому уровням безопасности, в зависимости от объекта. Каждый владелец топливно-энергетического объекта обязательно должен получить «паспорт безопасности», с описанием мер безопасности, предпринятых компанией владельца. Владельцам энергетических объектов с высоким уровнем безопасности вменяется в обязанность обеспечить меры по защите таких объектов от потенциальных террористических атак. По отдельному законопроекту, направленному на рассмотрение в российский парламент, администрация президента также предложила ввести в УК РФ отдельную статью, предусматривающую уголовную ответственность за действия, нарушающие безопасность на объектах топливноэнергетического комплекса. Если в результате несоблюдения мер безопасности был нанесен ущерб здоровью людей, признанные виновными стороны выплатят штраф в размере до 80 тыс. рублей ($2 800) или будут отбывать тюремное заключение. В случае смерти двух и более человек срок тюремного заключения может составить до семи лет. На сегодняшний день в стране действует ряд законов, регулирующих вопросы безопасности в сфере энергетики. Однако в официальном комментарии к упомянутому выше законопроекту в апреле текущего года председатель комитета Госдумы по энергетике Юрий Липатов отметил, что этим законам «не хватает системности». В соответствии с законопроектом, организацией, ответственной за проведение расследований в отношении преступлений, совершенных на топливно-энергетических объектах, назначается Федеральная служба безопасности РФ. Несколько экспертов в области энергетики и безопасности, говоря о законопроекте, отметили в беседе с

ILLUSTRATION: MARIA BUSARINA / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: МАРИЯ БУСАРИНА

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

people, those accountable may receive a prison sentence of up to seven years. The country currently has several legislative acts covering energy security, “but they lack a systemic nature,” the head of the Duma energy committee Yuri Lipatov told the press in April in official comments on the legislation. The legislation names the Federal Security Service as the agency responsible for conducting investigations regarding crimes at the fuel and energy facilities. Several security and energy experts who spoke with Oil&Gas Eurasia about the legislation said that the question regarding the security of energy facilities became the critical soon after the terrorist act at the Boksanskaya hydro-energy plant in the Republic of Kabardino-Balkaria last July. The terrorists were able to destroy three of the station power generators with TNT. The station was guarded by only two police officers and badly maintained in terms of security. Deputy Prime Minister for the Fuel and Energy Complex Igor Sechin said earlier that the legislation was drafted in response to the terrorist attack on Boksanskaya plant. So far, Russian pipelines have not suffered from terrorism or attempts of terrorism. In the mid-1990s illegal attempts to siphon off pipelines were the biggest problem, but this type of damage has largely declined in most parts of the country except the Northern Caucasus, experts say. Overall, the accident risk level on Russian pipelines is lower than in Europe, according to estimates by the Scientific and Technical Center of Industry Security Problems. Over the past five years, Russian gas pipelines have suffered 0.13 accidents for every 1000 kilometers, compared to the European average of 0.14 accidents for every 1000 kilometers. Transneft spokesman Igor Demin said his company supports the legislation, but added that it would require his company to raise pumping tariffs up to 9 percent from the planned 6 percent to pay for the necessary security measures required by the new bill. “The security measures and the increase in tariffs are connected to each over. It is not a question of increasing the number of security guards on pipelines, but buying new equipment,” Demin told OGE. But Duma security committee member Sergei Levchenko told OGE that the legislation is intended to bring only “minor changes” to the situation within the sector. “Many of the Russian energy objects remain in critical condition, both in terms of security and in terms of wear and tear,” Levchenko said. According to Alexei Chernoplekov, General Director of Gazprom Environmental and Analytical Center, while enhancing anti-terrorism measures, Fuel and Energy Complex companies should pay more attention to the general security issues. He has stressed that currently some enterprises still apply obsolete technical regulations dating back to Soviet era – as far as 1930s or 1940s. “Apart from talking about adhering to security requirements, we should do everything possible to achieve the required security level. At the same time, unnecessary excessive security requirements should not be imposed on the facilities”, Chernoplekov stressed.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

БЕЗОПАСНОСТЬ корреспондентами журнала «Нефть и газ Евразия», что тема безопасности энергетических объектов приобрела особую актуальность после теракта на гидроэлектростанции «Баксанская» в Кабардино-Балкарии в июле прошлого года. При помощи тринитротолуоловой взрывчатки террористам удалось разрушить три генератора электростанции. Меры безопасности на электростанции были явно недостаточными, охраняли объект только два милиционера. Как заявил ранее Игорь Сечин, вице-премьер, курирующий ТЭК, законопроект стал ответной реакцией на события на «Баксанской». А ведь еще совсем недавно российским трубопроводам угрожали отнюдь не террористы. Самой большой проблемой середины 1990-х стала незаконная откачка содержимого трубопроводов. Однако в последнее время, как считают эксперты, противозаконная деятельность подобного рода стала редкостью в большинстве регионов страны, и ущерб от нее существенно сократился. Исключение составляют только республики Северного Кавказа. В целом, согласно оценке специалистов Научнотехнического центра исследований проблем промышленной безопасности, степень риска возникновения аварий на российских трубопроводах оказывается ниже, чем в Европе. Согласно статистическим отчетам, за последние пять лет в российской газотранспортной системе на каждую тысячу километров приходилось 0,13 аварий. Данный показатель по Европе чуть выше: 0,14 аварий на 1 000 км трубопроводов. Представитель «Транснефти» Игорь Демин заявил о поддержке законопроекта компанией, но добавил, что «Транснефть» будет вынуждена увеличить тарифы на прокачку нефти до 9%, по отношению к запланированным 6%, для оплаты необходимых мер безопасности, предусмотренных новым законом. «Меры безопасности и повышение тарифов связаны между собой. Вопрос заключается не в том, чтобы увеличить количество охранников на трубопроводах, а в том, чтобы закупать новое оборудование», – подчеркнул Демин. Однако член комитета Госдумы по энергетике Сергей Левченко в беседе с корреспондентом НГЕ отметил, что законопроект предназначен для введения лишь «незначительных изменений» в сфере топливно-энергетического комплекса. «Большинство российских энергетических объектов находятся в критическом состоянии не только с точки зрения безопасности, но и с точки зрения износа оборудования и амортизации», – добавил Сергей Левченко. По мнению гендиректора Эколого-аналитического центра ОАО «Газпром» Алексея Черноплекова, предпринимая дополнительные меры по борьбе с террористической угрозой, предприятия ТЭК должны уделять больше внимания и вопросам общей безопасности. В связи с этим он заметил, что на сегодняшний день в отрасли до сих пор действуют устаревшие технические требования, принятые еще в советский период – в 1930-1940-е годы. «Необходимо не просто говорить о следовании правилам безопасности, а делать так, чтобы надлежащий уровень безопасности действительно достигался. При этом надо избегать любых требований, излишних для безопасности предприятия», – подчеркнул Алексей Черноплеков

GAS PRODUCTION

А.Г. Коржубаев, И.А. Соколова, Л.В. Эдер

he gas industry is one of the largest elements of the Russian economy and the global energy supply network. Russia ranks first in the world in natural gas production, reserves and resources, providing over 21 percent of global production levels (Table 1, Fig. 1) and about 25 percent of all international shipments. In 2010, gross production of natural and associated gas in Russia increased to 665.5 billion cubic meters, including about 650 billion cubic meters of the effective volume, together with commercial gas, gas for technological needs and for injection and almost 16 billion cubic meters of gas flares. In 2010–2011, the global economic recovery resulted in rising global demand for energy carriers, including natural gas. Rising oil prices led to a general increase in the cost of energy resources, including gas. The existing trend of natural gas production and consumption growth outran that of oil continued, with the cost of gas energy unit still being significantly underrated (Fig. 2). The demand for natural gas, coal and oil gained extra impetus from the major accident at Fukushima nuclear power plant in Japan in March 2011, which resulted in retirement of this nuclear generating asset and reduction of nuclear energy production. Combined with traditionally large reserve

азовая промышленность – крупнейший элемент российской экономики и мировой системы энергообеспечения. Россия занимает первое место в мире по добыче, запасам и ресурсам газа, обеспечивает свыше 21% его мирового производства (табл. 1, рис. 1) и около 25% всех международных поставок. В 2010 году валовая добыча природного и попутного нефтяного газа в России возросла до 665,5 млрд м3, из них эффективный объем, включая товарный газ, технологические нужды и закачку в пласт, составил около 650 млрд м3, сожжено в факелах – почти 16 млрд м3. В 2010–2011 годах, вследствие оживления мировой экономики, спрос на энергоносители в мире, в том числе на газ стал возрастать. В условиях повышения нефтяных цен происходило общее увеличение стоимости энергетических ресурсов, включая газ. Продолжилась тенденция опережающего роста добычи и потребления газа по сравнению с нефтью, при этом стоимость энергетической единицы газа пока остается существенно заниженной (рис. 2). Дополнительным фактором увеличения спроса на газ, уголь и мазут стала крупная авария на АЭС Фукусима в Японии в марте 2011 года, в результате которой произошло выбытие мощностей ядерной генерации и сокращение

About the Authors Korzhubaev Andrei Gennadievich – Doctor of Economic Sciences, professor, department head at Institute of Economics and Industrial Management (Siberian Branch of RAS), department head at Novosibirsk State University. Sokolova Irina Anatolievna, PhD Economics, Commercial Director of VNIPIneft. Eder Leontiy Victorovich – Candidate of Economic Sciences, assistant professor, department head at the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, (Siberian Branch of RAS), head of “Energy Sector Economics and Management” discipline at Novosibirsk State University.

Сведения об авторах Коржубаев Андрей Геннадьевич, доктор экономических наук, профессор, заведующий отделом Института экономики и организации промышленного производства СО РАН, заведующий кафедрой Новосибирского государственного университета. Соколова Ирина Анатольевна, кандидат экономических наук, коммерческий директор ОАО «ВНИПИнефть». Эдер Леонтий Викторович, кандидат экономических наук, доцент, заведующий сектором Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, руководитель специализации «Экономики и управление в энергетическом секторе» Новосибирского государственного университета.

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

ДОБЫЧА ГАЗА

● Table 1. Commercial gas production, Russia and the world, 1970–2010 ● Табл. 1. Добыча товарного газа в России и мире в 1970–2010 годах

USSR, CIS СССР, СНГ Year Год

Russia / Россия

World total, Western Siberia billion cubic Западная Сибирь share of the total, billion share of the meters billion cubic global, % cubic meters global, % share in Мир в целом, meters billion cubic доля в мире, всего, млрд доля в мире, 3 Russia, % млрд м млрд м3 meters % м3 % доля в млрд м3 России, %

Gas prices on the European market, $ / ’000 cu. m Цены на газ на европейском рынке, $/тыс. м3

1970

1021

198

19,4

8,1

3,2

6,2

1980

1456

435

29,9

254

17,4

140

55,3

56,1

1985

1676

643

38,4

462

27,6

389

84,2

151,9

1990

2000

815

40,8

641

32,1

574

89,6

99,1

1995

2141

707

595

27,8

545

91,5

85,4

2000

2436

710

29,1

584

533

91,3

103,2

2001

2493

712

28,6

581

23,3

532

91,6

130,7

2002

2531

728

28,8

595

23,5

545

91,5

115,3

2003

2617

761

29,1

620

23,7

574

92,6

145

2004

2694

784

29,1

634

23,5

590

93,1

154,1

2005

2778

799

28,8

641

23,1

594

92,7

209,8

2006

2876

820

28,5

656

22,8

604

92,1

280,3

2007

2945

833

28,3

653

22,2

611

93,6

286,5

2008

3066

857

665

21,7

610

91,7

412,7

2009

3045

789

25,9

582

19,1

517

88,7

304,3

2010

3060

861

28,1

650

21,2

575

88,5

308,5

выработки атомной энергии. В условиях традиционного значительного резерва мощностей по всем видам электрогенерации при снижении производства атомной энергии Япония значительно увеличила закупки СПГ и нефтепродуктов для ТЭС. На фоне роста спроса на энергоносители в 2010 году произошло увеличение добычи газа в ● Fig. 1. Russia’s natural gas production and global gas prices, 1897–2011. странах СНГ, в результате чего доля ● Рис. 1. Добыча газа в России и мировые цены Содружества в мировом предложена газ в 1897–2011 годах. нии превысила 28%. Добыча газа в Казахстане увеличилась с 32 до 37 млрд м3, в Азербайджане – с 14,8 до 16 млрд м3, на Украине – с 19 до 21 млрд м3, в Туркменистане – с 64,4 до 75,1 млрд м3. В результате исчерпания сырьевой базы продолжилось снижение добычи газа в Узбекистане. В целом, добыча газа в СНГ составила в 2010 году 861 млрд м3, что является рекордным показателем за всю историю развития газовой промышленности на этой территории. В начале 1990-х годов добыча газа в СССР превышала 800 млрд м3. Тогда это составляло более 40% всей мировой добычи, при этом в Российской Федерации добывалось 641-643 млрд м3 газа в год (более margin in all types of power generation, Japan’s reduction of nuclear energy production forced the country to buy significantly larger volumes of LNG and petroleum products for its thermal power plants. On the backdrop of rising energy demand in 2010, natural gas production in the CIS countries has also risen.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GAS PRODUCTION

#6 June 2011

As a result, CIS share of the global gas ● Fig. 2. Global oil and gas consumption and prices, TOE, 1980–2010. supply topped 28 percent. Gas produc- ● Рис. 2. Потребление и цены на нефть и газ в пересчете на tion in Kazakhstan increased from 32 нефтяной эквивалент в мире в 1980–2010 годы. to 37 billion cubic meters, in Azerbaijan – from 14.8 to 16 billion cubic meters, in Ukraine – from 19 to 21 billion cubic meters, in Turkmenistan – from 64.4 to 75.1 billion cubic meters. As a result of deposit depletion, gas production in Uzbekistan continued to decline. In 2010, the CIS region produced 861 billion cubic meters of natural gas, a record level in the history of gas industry in the area. In the early 1990s, the USSR was producing over 800 bcm of natural gas. At the time this amounted to over 40 percent of the world production. Out of this, the Russian Federation produced 641-643 billion cubic meters a year (more than 32 percent of global production), including over 580 billion cubic meters in West Siberia. Over the past two decades, there has been a sustained reduction of 32 % от мира), в том числе в Западной Сибири более Russia’s share in global gas production, indicating slower 580 млрд м3. development of the Russian gas industry compared to other На протяжении двух последних десятилетий происgas-producing countries (Fig. 3). ходит устойчивое сокращение доли России в мировой After the global financial crisis trimmed demand and добыче газа, что указывает на более медленное развитие prices for energy carriers in 2008–2009, Russia’s 2010–2011 российской газовой отрасли, чем в других газодобываюgrowth of gas production was conditioned mainly on the щих странах (рис. 3). recovery of the domestic market; such market environment После глобального финансово-экономического криwas more beneficial for independent producers who are зиса, вызвавшего снижение спроса и цен на энергоноfocused on direct sales to the domestic customers. сители в 2008–2009 годах, рост добычи газа в России в 2010–2011 году был обеспечен, в основном, за счет восстановления внутреннего рынка, что было более выгодно Regional Structure of Russia’s Gas Production Almost 90 percent of Russia’s natural gas production is независимым производителям, ориентированным на пряfocused in the West Siberian oil and gas province (Table 2), мые поставки клиентам в стране. primarily in the Yamal-Nenets Autonomous District (over 80 percent). The largest gas producing regions of European Региональная структура добычи газа в России Russia accounts for some 7 percent of national producПочти на 90% общероссийской добычи газа сосредотоtion. The largest producing regions are Orenburg Region чено в Западной Сибири (Западносибирская НГП) (табл. 2), (the Volga-Ural oil and gas province), Astrakhan Region (Caspian OGP) and the Komi Republic (Timano-Pechora OGP). In recent years, the development of Okhotsk province has been started.

The Organizational Structure of Gas Production in Russia. In organizational terms, the gas production in Russia involves four major groups of producers (Fig. 4): Companies of the Gazprom Group is the ● world’s largest gas concern, owner of Russia’s unified gas supply system (UGSS) and the monopoly gas exporter; Independent gas producers (NOVATEK, ● Sibneftegaz, etc.); Vertically integrated and independent oil ● companies (Rosneft, LUKOIL, Surgutneftegaz, TNK-BP, etc.) PSA operators. ● ● Fig. 3. Natural gas production, Russia and the world, 1897–2011. Gazprom, the largest gas producer in Russia ● Рис. 3. Добыча газа в России и в мире в 1897–2011 годах. and worldwide, produced 513.9 billion cubic

Oil&GasEURASIA

№6 Июнь 2011

ДОБЫЧА ГАЗА

● Table 2. Natural gas production in Russia, 2009–2010, regionalized (including associated gas flares) ● Табл. 2. Добыча газа в России в 2009–2010 годах по регионам (с учетом сжигания ПНГ в факелах)

Production Сenter, Region / Year Центр добычи, субъект РФ / Год

2009

2010

billion cubic meters млрд м3

European Russia / Европейская часть

45,0

7,5

45,0

6,8

Western Siberia / Западная Сибирь

526,4

88,2

587,0

88,2

Eastern Siberia / Восточная Сибирь

6,4

1,1

9,6

1,4

Far East / Дальний Восток

18,8

3,1

23,9

3,6

Total / Всего

596,6

99,9

665,5

100,0

● Fig. 4. Russia’s natural gas production, by producer, 1999–

2000. ● Рис. 4. Добыча газа в России в 1999–2000 годах по

группам производителей. meters in 2010 (Fig. 5). Out of oil companies, the largest “gas producers” are LUKOIL, Rosneft, Surgutneftegaz, and TNK-BP. Key independent gas producers are NOVATEK and Sibneftegaz. Over the past 10 years, the share of the Gazprom Group in Russia’s gas production in Russia fell from 91.5 to 77.2 percent (Fig. 6), which is due to implementation of gas-producing projects by independent gas producers and oil companies, the increase in associated gas production on the background of oil production growth, gas production growth in PSA projects, and the declining position on international gas markets. For the better development of the gas industry, the following is required: a proactive investment policy for major regional projects; modernization of facilities;

ADV

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

GAS PRODUCTION

#6 June 2011

в первую очередь в ЯНАО – свыше 80%. Наиболее крупные газодобывающие регионы Европейской части страны, на которую приходится около 7% общенациональной добычи – Оренбургская область (Волго-Уральская НГП), Астраханская область (Прикаспийская НГП), Республика Коми (Тимано-Печорская НГП). В последние годы начато освоение Охотоморской провинций.

Организационная структура добычи газа в России В организационном плане добычи газа в России ведется четырьмя основными группами производителей (рис. 4): ● компаниями, входящими в Группу «Газпром» – крупнейшего в мире газового концерна, владельца ЕСГ и монопольного экспортера газа; ● независимыми производителями газа («НОВАТЭК», «Сибнефтегаз» и др.); ● Fig. 5. Gas production by producer and concentration of production in Russia’s gas вертикально-интегрированными и ● industry, 2010. независимыми нефтяными компаниями ● Рис. 5. Добыча газа по компаниям и концентрация производства («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», в газодобывающей промышленности в России в 2010 году. ТНК-ВР и др.); infrastructure development; formation of procedures for ● операторами СРП. non-discriminatory access of all gas producers to the UGSS; Крупнейший производитель газа в России и в мире – liberalization of export strategy. концерн «Газпром», добыча которого, составила в 2010 году As the LNG market develops, it will increasingly 513,9 млрд м3 (рис. 5). Из нефтяных компаний наибольший resemble the oil market, while the price of the gas energy объем добычи газа приходится на «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», unit, which in recent years lingered at 40-60 percent of the «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР. Основные независимые проoil energy unit, will be closing in on the price of petroleum изводители газа – «НОВАТЭК» и «Сибнефтегаз». На протяproducts. жении последних 10 лет доля Группы «Газпром» в объеме Russia, with its largest in the world gas resources and добычи газа в России снизилась с 91,5 до 77,2% (рис. 6), что reserves, is interested in coordinating marketing policies связано с такими факторами, как: реализация газодобыwith major producers and consumers of natural gas. вающих проектов независимыми газовыми и нефтяными компаниями, увеличение добычи попутного нефтяного газа в условиях роста добычи нефти, рост добычи газа в рамках СРП проектов, ухудшение позиций на международных рынках газа. Для повышения эффективности развития газовой отрасли необходима активизация инвестиционной политики в части реализации крупных региональных проектов, модернизация технологических систем, развитие инфраструктуры, формирование процедур недискиминационного доступа всех производителей газа к ЕСГ, либерализация экспортной политики. По мере развития поставок СПГ газовый рынок все в большей степени будет приобретать характер нефтяного, а цена энергетической единицы газа, в последние годы находящаяся в диапазоне 40-60% от энергетической единицы нефти, будет сближаться с ценой нефтепродуктов. Россия, располагающая самыми крупными ресурсами и запасами газа в мире, заинтересована в координации сбытовой политики с крупнейшими производителями и потребителями газа. ● Fig. 6. The role of Gazprom Group in Russia’s gas production in 2010. ● Рис. 6. Роль Группы «Газпром» в добыче газа в России в 2010 году.

Oil&GasEURASIA

CORROSION PROTECTION

ADVERTORIAL SECTION

PromHim-Sfera Proposes Effective Corrosion Monitoring Solutions ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» предлагает эффективные решения для борьбы с коррозией This article was supplied courtesy of JSC Promhim-Sfera

Статья предоставлена компанией ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера»

orrosion is a prime cause for breakdowns and failures of various process equipment and pipelines and is an extremely dangerous condition resulting in heavy spending. Annually companies have to spend huge amounts and bear billion losses due to downtimes. Considering this fact, Rohrback Cosasco Systems (RCS) developed corrosion monitoring systems designed for safe installation and removal in high pressure systems, shutdown of which is inexpedient and expensive. Rohrback Cosasco Systems is a world leader in manufacturing corrosion ● monitoring equipment. Since 1950, RCS has been producing high-tech equipment applied in various industries such as oil and gas, petrochemical, water treatment, chemical, pulp and paper, and public utilities industries. Supplying corrosion monitoring systems that enable measuring an exact ● rate of corrosion and thus extending service life of equipment, RCS contributes to reduction of costs and prevention of leaks and failures of equipment. PKF PromHim-Sfera represents RCS in Russia and has been ensuring con● tinuous delivery of equipment and after-sale support to customers already for more than three years. Evgeniya Semykina, General Director of JSC “Promhim-Sfera” has spoken about the company’s achievements in the Russian market.

оррозия, представляет собой главную причину поломок и выхода из строя различного технологического оборудования и трубопроводов, является чрезвычайно опасным явлением, сопряженным с большими затратами. Компании вынуждены ежегодно тратить огромные суммы и нести миллиардные убытки из-за простоев. Учитывая это, компания Rohrback Cosasco Systems (RCS) разработала системы мониторинга коррозии безопасной установки и извлечения в системах высокого давления, остановка которых является нецелесообразной и дорогостоящей.

Has the range of your company’s products in the Russian market expanded as compared with the previous years? Evgeniya Semykina: Of course, the range has expanded and the priorities have changed. For five years our clients mainly purchased the witness specimens and standard LPR and ER probes, whereas over the last two years everybody has been eager to install the Microcor system. The system provides for real-time data acquisition on corrosion rate which is its key advantage compared with other witness specimens. The system is as precise as a gravimetric one exceeding the latter in speed several times. It should be also noted that it is a standalone system capable to store 32,000 records that is especially convenient for remote places. Where is Microcor applicable? Microcor system is designed for use in pipelines with pressure up to 400 Atm at oil gathering lines and high pressure water lines. It was mainly used in oil gathering pipelines. Last year Microcor was tested in high pressure water lines and it is now successfully used at the facilities. The tests have verified that the system is sensitive to any flow change including modification of hydrodynamic parameters, fluid conditions and corrosivity (inhibitors injection, etc.). What are Microcor’s key advantages to compare with other technologies?

● Компания Rohrback Cosasco Systems является мировым лидером в области производства техники для контроля коррозии. С 1950 года RCS выпускает передовое оборудование, применяемое в различных отраслях, таких как нефтегазовая и нефтехимическая промышленность, водоочистка, химическая, целлюлозно-бумажная и сфера коммунальных услуг. ● Поставляя системы контроля коррозии, позволяющие точно измерять скорость коррозии и тем самым продлевать сроки службы оборудования, RCS помогает уменьшить затраты и предотвратить утечки и выход оборудования из строя. Компания ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» является российским представительством ● RCS и уже более трех лет обеспечивает бесперебойную службу доставки оборудования и послепродажную поддержку клиентов.

Об успехах в работе компании на российском рынке рассказывает генеральный директор ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» Евгения Семыкина. Евгения Викторовна, скажите, пожалуйста, расширился ли список продукции, поставляемой на российский рынок, по сравнению с предыдущими годами? Евгения Семыкина: Номенклатура, конечно же, расширилась, и поменялись приоритеты. Если пять лет назад заказчик, главным образом, приобретал образцысвидетели и стандартные зонды LPR и ER, то за последние два года все хотят устанавливать систему Microcor. Эта система позволяет получить информацию о скорости коррозии в режиме реального времени – в этом ее основное преимущество по сравнению с образцами-свидетелями. По точности система дает те же показания, что и гравиметрический метод , а по скорости – превосходит в разы. Также хочется отметить, что система автономна и может хранить 32 тыс. показаний. Это особенно удобно в случае, когда точки мониторинга коррозии достаточно удалены . В каких областях, в основном, применяется система Microcor ? Система Microcor предназначена для работы в трубопроводах с давлением до 400 атм, на нефтесборных трубопроводах и высоконапорных водоводах. До 2010 года система, главным образом, применялась на нефтесборах. В прошлом году система Microcor прошла испытания на высоконапорных водоводах и успешно применяется на предприятиях. Испытания подтвердили, что система реагирует на все изменения в Oil&GasEURASIA

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ There is a number of advantages among which the data acquisition speed and convenience are the most important. The system enables pilot/ industrial testing of corrosion inhibitors under a tight schedule as well as programming of recording on the client’s request, for example, once per every 10 minutes or once per hour. Realtime corrosion rate monitoring enables updating of corrosion injection contributing to pipeline service life and costs reduction. The equipment meets oil companies’ safety requirements. How do clients’ key requirements to the supplied equipment and services change year to year? Key requirements are still the same: measuring of corrosion rate in sections affected by corrosion in order to prevent emergencies and to optimize corrosion inhibitor consumption. Just an example of a quick response to the client’s request. Last year in the course of corrosion monitoring unit installation one of our permanent clients asked, if it was possible to combine a data logger and a data transmitter from a probe to a data logger. This year our company exhibits the innovation at the 5th Workshop on Corrosion Monitoring Equipment to be held within the framework of the Oil and Gas Exhibition. Lately the growing number of clients have expressed interest in wireless data transmission which gives the opportunity to save costs and time through elimination of inspections of remote points and to receive real-time data for analysis. Pilot projects will be commissioned in the fall of 2011. I suppose the number of projects with wireless data transmission technology will grow from year to year steadily. Which solution (product) is the most soughtafter in the market? For oilmen the most sought-after products related to corrosion rate measuring are: Microcor and Ultracorr (non-intrusive supersonic tool for wall thickness measuring). Plenty of requests are received for solids trapping: the so called erosion probes. For gas producing and gas transportation companies such as Gazprom, hydrogen absorption probes are in the largest demand. What are the most prominent achievements of the company during the last ten years in the market? Our reference list is the most indicative of our achievements in the market as well as our cooperation with all large companies such as OJSC NK Rosneft, OJSC TNK-BP, OJSC LUKOIL, OJSC RussNeft, and OJSC Gazpom. The company is involved in various projects from spare parts supply to large engineering contracts. Excellent marketing is our key advantage. In other words, when selecting equipment, we also put forward the best and high quality systems to meet the demands of the most fastidious clients. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

потоке, включая изменения параметров гидродинамики, изменения условий среды и коррозионной активности (ввод ингибиторов и т.д.). Каковы основные преимущества системы Microcor по сравнению с другими технологиями? Основных преимуществ несколько, но прежде всего – это скорость получения данных и удобство использования. Система позволяет в сжатые сроки проводить ОПИ ингибиторов коррозии, а также программировать снятие показаний по желанию заказчика, например, один раз в 10 мин. или один раз в час. Отслеживание в режиме реального времени изменения скорости коррозии позволяет проводить корректировку подачи ингибитора, что способствует увеличению срока службы трубопровода и сокращению расходов. Оборудование отвечает требованиям охраны труда нефтяных компаний. Меняются ли ежегодно основные требования, предъявляемые заказчиком к поставляемому оборудованию и услугам компании? Основные требования остаются неизменными: определение скорости коррозии на участках, наиболее ей подверженных, с целью предотвращения аварийных ситуаций, а также оптимизация расхода ингибиторов коррозии. В качестве быстрого реагирования на просьбы заказчика приведу следующий пример. В прошлом году в ходе установки узла контроля коррозии один из наших постоянных заказчиков спросил, возможно ли совместить data logger (узел сбора данных) и transmitter (узел передачи данных от зонда к узлу сбора данных). В этом году эту новинку наша компания представляет на 5-м семинаре по оборудованию мониторинга коррозии, который мы проводим в рамках выставки «Нефтегаз». В последнее время все больше заказчиков проявляет интерес к беспроводной передаче данных, которая позволяет экономить на объезде удаленных точек и получать информацию для анализа в реальном времени. Пилотные проекты запускаются осенью 2011 года. Я думаю, количество проектов с беспроводным методом передачи данных от года к году будет только увеличиваться. Какое решение (продукт) является наиболее востребованным на рынке? Для нефтяников самыми востребованными решениями по определению уровня коррозии остается система Microcor и Ultracorr (ультразвуковой прибор для измерения толщины стенки). Для газодобывающих и газотранспортных компаний , в частности, для «Газпрома» – использование зондов наводораживания является самым востребованным. Подводя итоги 10-летней работы на рынке, какие достижения компании хотели бы отметить? Об успехах деятельности компании на рынке за прошедшие 10 лет говорит наш референц-лист, и работа со всеми крупными компаниями, такими как ОАО НК «Роснефть», ОАО «ТНК-BP», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «РуссНефть», ОАО «Газпром». Компания занимается различными проектами – от поставок ЗИП до крупных инжиниринговых подрядов. Основным преимуществом хочу назвать отличный маркетинг. Говоря иначе, подбирая оборудование, мы всегда предлагаем самое лучшее и качественное, чтобы удовлетворить запросы самых требовательных заказчиков.

DOWNHOLE TOOLS

ADVERTORIAL SECTION

Funing Hongda Petrochemical Machinery Co. Presents Innovative Technical Equipment for Russian Oil&Gas Sector

Компания Funing Hongda Petrochemical Machinery Co предлагает инновационное технологическое оборудование для нефтегазовой отрасли России This article was supplied courtesy of the Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd

uning Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd, was founded in1979, with 30 years experience in researching, developping and producing downhole tools. We are committed to providing customers with the best downhole operation services using economic and efficient means. We strictly implement the requirements of ISO9001 and API quality management system to ensure that our products and services meet customers’ requirements. At the same time, we can manufacture downhole operation tool according to customers’ requirements. Today, our customers work all over the oil fields in China. Now, we are sincerely willing to cooperate with you and provide you with more choices.

омпания Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd, была основана в 1979 году и имеет 30-летний опыт исследований, разработок и производства скважинного оборудования и инструментов. Мы предоставляем клиентам лучшие услуги по эксплуатации скважин, используя экономичные и эффективные средства. В компании строго соблюдаются требования систем менеджмента качества ISO9001 и API с целью гарантий того, что наши изделия и услуги способны удовлетворить требования заказчиков. В то же время, компания изготавливает скважинные инструменты в соответствии с требованиями заказчика. На сегодняшний день наши клиенты работают на нефтяных месторождениях по всей территории Китая. Мы искренне желаем сотрудничать с вами и хотим предоставить вам больше возможностей для выбора.

Извлекаемая пробка-мост ● Gu Zheng da,

General director ● Гу Джен да, генеральный

Retrievable Bridge Plug

директор

Retrievable bridge plug is a downhole plugging tool used in oilfields, which consists of setting mechanism, anchoring mechanism and sealing mechanism etc. With unique self-locking structure and reliable twoway pressure bearing capacity, it can ensure reliable sealing without the need to use an overlying mortar surface. The retrievable bridge plug is set by cable setting tools or

Статья предоставлена компанией Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd

Извлекаемая пробка-мост – это инструмент для затрамбовывания скважины, который применяется на месторождениях и состоит из установочного механизма, закрепляющего механизма, уплотняющего механизма и т.д. Благодаря уникальной самоблокирующейся конструкции и способности выдерживать давление с двух сторон, этот инструмент может обеспечить надежное уплотнение без использования укладываемой сверху цементной поверхности. Пробка-мост устанавливается при помощи инструмента по установке кабеля или инструментов гидравлической установки. При необходимости пробку-мост можно снять и восстановить. После замены изношенных деталей ее можно повторно использовать в скважине. Извлекаемая пробка-мост может использоваться вместе со скважинными инструментами для временного или выборочного закупоривания и т.д. Ее можно широко использовать при производственных испытаниях, капитальном ремонте, испытании и усовершенствоHydraulic setting pressure casing I.D., mm differential, MPa Releasing load, kN Applicable внутренний Градиент Нагрузка при Применимый диаметр обсадной гидравлического высвобождении, колонны, установочного давления, кН мм MPa

Type / Тип

O.D., mm Наружный диаметр, мм

Length, mm Длина, мм

Operating pressure differential, MPa Градиент рабочего давления, МПа

Operating temperature, C Рабочая температура, °C

HDQSA-70-35

625

120/150

14~16

20~40

76~78

HDQSA-73-35

635

120/150

14~16

20~40

80~82

HDQSA-76-35

695

120/150

14~16

20~40

82~86

HDQSA-80-35

810

120/150

14~16

20~40

86~90

HDQSA-92-70

930

120/150

16~18

30~50

98~102

HDQSA-96-70

930

120/150

16~18

30~50

102~106

HDQSA-100-70

100

930

120/150

16~18

30~50

106~110

HDQSA-110-50

110

640

120/150

16~18

30~50

118.6~121.4

HDQSA-114-50

114

640

120/150

16~18

30~50

121.4~124.3

HDQSA-114-70

114

815

120/150

16~18

30~50

121.4~124.3

HDQSA-148-50

148

680

120/150

18~20

40~60

154.8~159.4

HDQSA-150-50

150

680

120/150

18~20

40~60

157.1~161.7

HDQSA-210-35

210

1160

120/150

12~15

50~80

222.4~224.4 Oil&GasEURASIA

ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ИНСТРУМЕНТ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Type / Тип

O.D., mm Наружный диаметр, мм

Length, mm Длина, мм

Operating pressure differential, MPa Градиент рабочего давления, МПа

Operating temperature, C Рабочая температура, °C

HDQSC-110-50

110

990

120/150

60-80

118.6-121.4

HDQSC-114-50

114

990

120/150

60-80

121.4-124.3

HDQSC-148-50

148

1130

120/150

80-100

154.8-161.7

HDQSC-210-35

210

1450

120/150

100-120

222.4-224.4

hydraulic setting tools. When necessary, it can be released and recovered. After wearing parts are changed, it can be still re-utilized downhole. The retrievable bridge plug can be used in cooperation with downhole tools for temporary plugging and selective plugging etc. It can be extensively used in production test, workover, testing and hydrocarbon reservoir improvement etc., and is a safe, reliable and cost effective full-function downhole plugging tool.

Advantage Reliable anti-sticking design: the slips use a built-in slip structure, so that the bridge plug is not easily blocked and stuck when pulled and lowered in the well bore and can be used safely in the well of any obliquity. Flexible setting mode: the bridge plug can be sent in well and set by the cable setting tool or the hydraulic setting tool, and it is only required to select corresponding setting tool based on specific well conditions. Unique anchoring mechanism: by flexibly combining the slips, slip cone and the outer barrel of the slips, the bridge plug has good two-way pressure bearing capacity and is applicable to the casing of various grades.

Applicable casing I.D., Releasing load, kN mm Нагрузка при Применимый внутренний высвобождении, диаметр обсадной колонны, кН мм

вании месторождения углеводорода и т.п., кроме того, это безопасный в использовании, надежный и экономичный полнофункциональный инструмент для закупоривания скважины.

Преимущества Надежная и анти-прихватывающая конструкция: конструкция имеет встроенные направляющие, что позволяет избегать блокировки или застревания пробки-моста при поднятии или опускании в ствол скважины и обеспечивает возможность безопасно использовать пробку-мост в скважинах с любым наклоном. Гибкость режима установки: пробка-мост может быть опущена в скважину и установлена при помощи инструмента по установке кабеля или инструмента гидравлической установки. Требуется только выбрать инструмент, соответствующий специфическим условиям скважины. Уникальный механизм крепления: при гибком расположении направляющих, скользящего якоря и наружной трубы, пробка-мост имеет хорошую нагрузочную способность, позволяющую выдерживать давление с двух сторон, и может использоваться в обсадных колоннах различного типа.

Notice:

Примечание:

● Casing of setting section should be without serious corrosion, breakage or serious deformation. Drift and scrape the well bore, and wash out the dirt and dead oil before RIH. ● ● Control the RIH velocity in 30 tubings/hour. ● Control the blockage force within 30 KN during RIH. ● Run the releasing tool to 3-5 meters from the bridge plug surface, then clean the well completely. ● To prevent falling into the well during POOH, avoid revolving of the pipe string.

● Обсадная колонна установочной секции должна быть без сильной коррозии, разрывов или серьезной деформации. Перед спуском инструмента в скважину ствол скважины должен быть пробит и ● очищен, грязь и остаточные продукты нефти устранены. ● Скорость спуска инструмента в скважину должна составлять 30 труб в час. ● Блокирующее усилие при спуске инструмента должно быть в пределах 30 кН. ● Прогоните освобождающий инструмент на 3-5 м от поверхности пробки-моста, а затем полностью прочистите скважину. ● Во избежание падения в скважину, избегайте вращения колонны труб при извлечении инструмента из ствола скважины.

Retrievable Bridge Plug for Cement Squeezing Retrievable bridge plug for cement squeezing is a downhole cement squeezing and plugging tool used in oilfields. It consists mostly of setting mechanism, anchoring mechanism, sealing mechanism, and sliding sleeve switching mechanism, etc. The retrievable bridge plug for cement squeezing is set by cable setting tools or hydraulic setting tools. After cement squeezing, it can be released and recovered. After wearing parts are changed, it can be still reutilized downhole.

Notice: ● The cautions of RIH, Setting and POOH: please refer to the retrievable bridge plug. ● After completing cement squeezing operation, lift the pipe string by 2-3 meters and reverse well cleanout for over a cycle till fresh water passes in and out with large displacement. ● During transport and handling, avoid colliding and getting wet. ● Store away from heat, not allow to contact acid, alkali and salt, etc.

Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd. Add: NO.66 Chenghe East Road, Funing, Jiangsu, P.R.China 224400 Tel: 0086-515-87212179 Fax: 0086-515-87266187 Web: http://www.cnhdm.com E-mail: MYQ907107345@yahoo.com.au

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Извлекаемая пробка-мост для закачки цемента под давлением Это инструмент для закачки цемента и закупоривания, который применяется на нефтяных месторождениях и состоит, главным образом, из установочного механизма, закрепляющего механизма, уплотняющего механизма, механизма переключения скользящей муфты и т.д. Пробка-мост для закачки цемента устанавливается при помощи инструмента по установке кабеля или инструментов гидравлической установки. После закачки цемента, пробку-мост можно снять и восстановить. После замены изношенных деталей, ее можно повторно использовать в скважине.

Примечание: ● Относительно мер предосторожности, касающихся спуска инструмента в скважину, его установки и извлечения из ствола скважины, ознакомьтесь с мерами предосторожности для операций с извлекаемой пробкой-мостом. ● После завершения операции по закачке цемента поднимите колонну труб на 22-3 м и повторяйте чистку скважины в течение нескольких циклов, пока вода не будет ссвободно проходить внутрь и наружу в большом объеме. При транспортировке и перемещении инструмента избегайте ударов и попадания ● влаги. Храните подальше от источников тепла, не допускайте контакта с кислотами, ● щелочами, солями и т.д.

DRILLING EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

The new campus for SF Diamond Co., Ltd. will include (A) an eight-story building to house the general offices and quality control department; (B) two large manufacturing buildings just completed, and (C) a six-story dormitory and canteen for the employees

Новый кампус SF Diamond Co., Ltd: А) восьмиэтажное здание головного офиса и департамента контроля В) два только что завершенных промышленных блока С) шестиэтажное общежитие и столовая для сотрудников

F Diamond Co., Ltd. recently celebrated the opening of the first two buildings of their new manufacturing facility with a dedication and ribbon cutting ceremony. This is an important part of their strategy to better serve the oil and gas industry by providing premium-quality high performance PDC cutters to the PDC drill bit industry. Construction of these first two buildings in SF Diamond’s new campus began in early 2010. Construction of the next phase in their expansion plans, including component inventory and processing / preparation buildings, is underway. When completed, the SF Diamond campus will include a total of ten new buildings. To better support the PDC drill bit industry, the new facility includes one production line of brand-new HP/HT presses to be dedicated to producing PDC cutters for oil and gas drill bits. These presses are the largest in SFD’s fleet of presses. They will be particularly wellsuited for making the high-performance PDC cutters required by the drilling industry. Mr. Fang Haijiang, President and Chairman of SF Diamond, stated “SF Diamond is a big believer in the long-term prospects of the oil and gas industry. We have been serving the industry for many years. We decided several years ago to increase our participation in this area. These facilities are important parts of our preparations to do so.” Along with the new manufacturing plant and equipment, SF Diamond is completing the construction of a state-of-the-art test lab, with testing equipment specifically designed for PDC drill bit cutter development. This test lab is located in their R&D center housed at their existing facility. “SF Diamond is setting up a world-class test facility,” said Earl T. Koskie Jr., a consultant for the company and long-term player in the PDC drill bit industry.

Статья предоставлена компанией SF Diamond CO., Ltd

омпания SF Diamond Co., Ltd. недавно отметила открытие первых двух зданий своего нового производственного предприятия с церемонией передачи в работу и перерезанием ленточки. Это была важная часть стратегии компании по улучшению уровня обслуживания нефтегазовой промышленности путем изготовления высокопроизводительных поликристаллических алмазных резцов (PDC) высокого качества для промышленности производства буровых головок. Строительство этих первых двух зданий нового производственного комплекса компании SF Diamond началось вначале 2010 года. Строительство следующего этапа по плану расширения компании, включая строительство инвентарного склада компонентов и цеха по обработке/подготовке изделий, уже на подходе. По завершении проекта строительства, производственный комплекс компании SF Diamond будет иметь в общей сложности 10 новых зданий. Для улучшения уровня обслуживания нефтегазовой промышленности, на новом предприятии применена производственная линия с новейшими прессами высокого давления и температуры для изготовления PDC-резцов для буровых головок нефтегазовой промышленности. Это самые большие по размерам прессы из числа используемых в компании SF Diamond. Они особенно хорошо подходят для изготовления высокопроизводительных PDCрезцов, необходимых для буровой промышленности. Г-н Фанг Хейджанг (Fang Haijiang), президент и глава компании SF Diamond, сказал:«Наша компания убеждена в долгосрочных перспективах нефтегазовой промышленности. Мы служим на пользу этой промышленности уже много лет. Несколько лет назад мы решили увеличить наше участие в данной области. Эти предприятия являются важной частью нашей подготовительной работы в этом направлении». Oil&GasEURASIA

БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Mr. Fang Haijiang, president and CEO of SF Diamond Co., Ltd., address-

es employees and guests at the dedication of the company’s new manufacturing facilities March 18, 2011. ● Г-н Фанг Хайджан, президент и владелец SF Diamond Co., Ltd., поздравляет сотрудников и гостей на торжественном открытии новых производственных мощностей компании 18 марта 2011 года.

“In order to develop PDC cutters for the drilling industry, you have to have the right test equipment in place,” he continued. “This gives you the effective feedback needed to guide new product efforts. Realistic, well-designed lab tests are a key part of making sure our new products will meet the needs of our customers in the drill bit industry.” “With new applications for PDC bits such as horizontal drilling for shale gas, and the ever-expanding share of drilling done using PDC drill bits instead of roller-cone bits, the future for PDC drilling is the best it has ever been,” said Koskie. “SF Diamond is focused on serving this industry. I am pleased to be associated with them in this effort.” Besides PDC cutters for the oil and gas drilling industry, SF Diamond Co., Ltd. also manufactures polycrystalline diamond (PCD) machining and wire-die blanks, PDC shear cutters and inserts for mining bits and picks, and PCBN tooling. SF Diamond Co., Ltd. was listed on the Shenzhen (China) stock exchange in February 2011 (company code 300179).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Наряду с новым производственным предприятием и оборудованием, компания SF Diamond ведет строительство новейшей испытательной лаборатории с оборудованием, предназначенным специально для усовершенствования PDC-резцов для буровых головок. Эта лаборатория расположена в центре по исследованиям и развитию, который находится на уже работающем предприятии компании. «Компания SF Diamond строит испытательный объект мирового класса», – сказал Эрл Т. Коски, консультант компании и профессионал с большим опытом в промышленности по изготовлению буровых головок с PDC-резцами. «Чтобы разрабатывать PDC-резцы для буровой промышленности, необходимо иметь надлежащее испытательное оборудование, – продолжал он. – Это дает эффективную обратную связь, которая необходима для направления новых идей по изделиям. Реальные, хорошо продуманные лабораторные испытания – это ключевой этап для обеспечения того, чтобы наши новые изделия удовлетворяли потребности наших клиентов в промышленности по изготовлению буровых головок». «Благодаря новым типам применения PDC-резцов, например, горизонтальное бурение для добычи сланцевых газов, и постоянно расширяющейся области бурильных работ за счет применения бурильных головок с PDC-резцами вместо шарошечного конического долота, будущая перспектива для PDC-резцов сейчас очевидна как никогда раньше, – сказал Коски. – Компания SF Diamond сосредотачивает свои усилия на обслуживании этой промышленности. Мне приятно помогать им в этом». Кроме PDC-резцов для нефтегазовой буровой промышленности, компания SF Diamond производит заготовки фильер для волочения проволоки, заготовки для механической обработки поликристаллических алмазов, ножницы с PDC-резцами, режущие пластины для горных бурильных головок и ударных отбойных молотков, а также инструменты из поликристаллического КНБ. Компания SF Diamond Cо., Ltd. была внесена в список Шэньчжэньской фондовой биржи (Китай) в феврале 2011 года (код компании 300179).

GYROSCOPES

ADVERTORIAL SECTION

Straight to the Point

Прямо в точку

Precision matters, that’s why more and more drilling contractors are interested in dispelling the myths between North seeking Gyroscopes and MEMS survey instruments

Важна точность, поэтому все больше буровых подрядчиков заинтересованы в том, чтобы развеять мифы об инклинометрах с применением динамически настраиваемого гироскопа (ДНГ) или микроэлектромеханического (МЭМС) гироскопа.

Orlando Ramirez

Орландо Рамирез

ith millions of dollars on the line, even the smallest mistake can cost precious time and money. In the drilling industry mistakes cost more than money; they can result in significant damage to a company’s reputation or the environment. Most drilling contractors rely on a downhole survey instrument to make sure their drilling is as accurate as possible, but the million dollar question for drilling contractors is which downhole measurement tool is the most accurate for all round drill hole surveying applications? The two most common measurement tools currently used by drilling contractors are North-seeking gyroscopes and Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS), and there’s a debate going on as to which one is more precise.

миллионами долларов в обороте даже маленькая ошибка может стоить драгоценного времени и денег. Цена ошибки при бурении скважин бывает выше, чем стоимость самих денег: ошибки могут нанести значительный ущерб репутации компании или окружающей среде. Чтобы процесс бурения был как можно более точным, большинство буровых подрядчиков полагаются на показания скважинного прибора, но самый трудный вопрос для буровых подрядчиков в том, какой из приборов является наиболее точным и надёжным в процессе бурения? Два наиболее распространенных средства измерения, которые используются в настоящее время буровыми подрядчиками, – это инклинометры с применением ДНГ или МЭМС-гироскопа, и не утихает спор, какой из них является более точным.

Hitting the Target

Попадая в цель

Survey navigation systems Technically, a gyroscope is a device that can measure angular velocity. While North Seeking Gyro systems measure angular velocity, companies manufacturing MEMS devices are marketing that same ability, when in fact the two systems rely on different measurement tools. The MEMS gyroscope is not a rotating structure but a vibrating one. Miniaturized devices built on this principle can be used as a relatively inexpensive type of attitude indicator but is less accurate in determining the positioning in a borehole. The physical principle is very simple: a vibrating object tends to keep vibrating in the same plane as its support is rotated. It is therefore much simpler and cheaper than a conventional rotating mass gyroscope but 100 times less accurate. This type of device is also known as a Coriolis vibratory gyro because as the plane of oscillation is rotated, the response detected by the transducer results from the coriolis term in its equations of motion (“Coriolis force”). Using the MEMS system, every new borehole will have a starting azimuth along with X, Y and Z coordinates which are entered into the software and the system follows the well path using these coordinates as a reference point. The MEMS detects change in direction from the start position, but due to low sensitivity of the sensor, the accuracy required for borehole industry standards is difficult to obtain in most borehole profiles. A MEMS gyroscope is common in air bags and places where high angular velocities are involved, but in places where small angular velocities are required MEMS do not perform as well. With a North Seeking Gyro, the system does not need to know a starting azimuth or reference point because it is designed to find true north, not magnetic north which can shift its geographical position over time. All the tool requires is the latitude of the drill location. Each and every individual survey point measured by a North Seeking Gyro is independent and directly seeks true north with gyro compassing technology.

Accuracy How do the differences of the two systems affect their accuracy? Theoretically, a MEMS system should not be able to accurately predict the path of the drill using its reference points due to the poor bias stability, and the deeper a hole is drilled, the greater the risk of error increases. Currently, measuring angles using a typical MEMS over a period of time is not possible by integrating the angular rate, due

Системы инклинометрии Технически, гироскоп – это устройство, которое может измерять угловую скорость. Системы с ДНГ измеряют угловую скорость, но и компании-производители МЭМС устройств предлагают те же возможности, тогда как на самом деле две системы опираются на различные инструменты измерения. МЭМС-гироскоп представляет собой не вращающуюся структуру, а вибрирующую. Миниатюрные устройства, построенные по этому принципу, можно использовать в качестве относительно недорогого индикатора положения, но они менее точны при определении положения в скважине. Физический принцип очень прост: вибрирующий объект стремится вибрировать в той же плоскости, в какой вращается его держатель. Поэтому такой прибор гораздо проще и дешевле, чем обычный гироскоп с вращающейся массой, но и в 100 раз менее точный. Этот тип устройства также известен как «Кориолисов вибрирующий гироскоп», так как по мере вращения плоскости колебаний, ответная реакция, определяемая датчиком, происходит от кориолисовой составляющей в ее уравнении движения ("сила Кориолиса"). При использовании МЭМС-гироскопа, каждая новая скважина получает начальный азимут вместе с координатами X, Y и Z, которые вводятся в программное обеспечение, и прибор следует за траекторией скважины, используя эти координаты в качестве точки отсчета. МЭМС-гироскоп определяет изменение в направлении относительно стартовой позиции, но в большинстве профилей ствола скважины трудно получить необходимую по отраслевым стандартам точность ввиду низкой чувствительности датчика. МЭМС-гироскопы распространены в надувных подушках безопасности и там, где применяются высокие угловые скорости, но в тех случаях, когда требуются малые угловые скорости, эти гироскопы не справляются. В случае применения ДНГ системе не требуется знать начальный азимут или точку отсчета, поскольку она предназначена для поиска географического полюса Земли, а не Северного магнитного полюса, который может менять свое положение с течением времени. Все, что требуется прибору – это географическая широта места бурения. Каждая отдельная точка исследования, измеряемая ДНГ, является независимой и непосредственно стремится к истинному северу благодаря компасной технологии гироскопа. Oil&GasEURASIA

ГИРОСКОПЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

to the bias errors which would cause drift. In addition, a MEMS survey instrument contains a magnetometer, which means the system could be influenced by magnetic interference when trying to locate true north or the starting azimuth reference. The reality is most of the tools advertised in today’s market contain a magnetic sensor because they rely on finding magnetic north, and all data is only related to their starting position. A North Seeking Gyro measures the angular velocity of the Еarth’s rotation with a two-axis spinning mass sensor that feels the earth spin axis. This provides a more accurate and direct method of measurement that is typically one hundred times more sensitive than a MEMS system. This accuracy is not affected by the depth of the hole and there is no drift in accuracy over time. Because a North Seeking Gyro is not affected by magnetic interference, it can be run inside casing, drill pipe and magnetically distributed ground. As a result the generated survey data is considered more reliable and accurate

Drift in Accuracy Over Time Many MEMS manufacturers claim to use a gyro in their instrument; however a quick look at the specifications of a MEMS sensor and one can see that the gyro does not have any function during operations. MEMS relies solely on their magnetometers and accelerometers. Over time, the accuracy of these instruments drifts causing further deviation from their intended target. With north seeking gyro’s, the initial measurements will remain accurate despite of the depth, and there will be no drift in accuracy over time. In an economy where companies are increasingly measured by the return on investment, the equipment they use must be the most reliable, rugged and accurate on the market. Increasingly as time goes on, MEMS is showing its weaknesses in providing accurate drilling results, while north-seeking gyros continue to outshine the competition. At present, based on the proven technology, track record and results, North Seeking Gyros outshine MEMS for accuracy. The superior accuracy of North Seeking Gyros is also backed up by field comparison data and field operator’s experiences. The small cost saved on a less expensive product is by far outweighed by long term losses created because of a decrease in productivity when a mine, gas field or oil reservoir does not extract its maximum potential. As more companies are discovering, MEMS technologies are drifting far behind North Seeking Gyro systems. North Seeking Gyros are, and will continue to grow stronger, as the number one choice with a majority of end users. The risks of a MEMS gyro has already been established in the oilfields with some petroleum companies only allowing North Seeking Gyros onsite for surveying contracts and that’s likely to become more common in the near future.

North Seeking Gyro Динамически настраиваемый гироскоп

MEMS Survey Instrument МЭМС гироскоп

Direct method of measurement Прямой метод измерения

Indirect method of measurement Косвенный метод измерения

Accurately surveys in deep holes and highly deviated holes Точность измерений в глубоких и наклонных скважинах

Due to low sensitivity does not accurately measure deviated holes Неточные измерения в наклонных скважинах из-за низкой чувствительности

Random Drift 0.01°/hr to 0.05°/hr Случайное смещение от 0,01°/ч до 0,05°/ч

N/A (Non available) Нет данных

Does not need a starting point Не требует начального ориентирования в устье

Requires a starting point Требует начального ориентирования в устье

Free of magnetic interference Не подвержен магнитным помехам

Has magnetic interference as a result of a magnetometer built into the system Подвержен магнитным помехам из-за встроенного магнитометра

High sensitivity 0.1°/h Высокая чувствительность 0,1°/ч

Low sensitivity Низкая чувствительность

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Точность Как различия двух систем влияют на их точность? Теоретически, МЭМС- гироскоп не в состоянии точно предсказать траекторию бурового долота, используя свои ориентиры, в связи с низкой стабильностью смещения, и чем глубже бурится скважина, тем выше становится вероятность ошибки. В настоящее время измерение углов с помощью МЭМС-гироскопа за счет интеграции угловой скорости в течение определенного периода времени не представляется возможным из-за ошибок смещения, которые приводят к отклонению. Кроме того, инклинометр с МЭМС-гироскопом содержит магнитометр, а это означает, что система может оказаться под влиянием магнитных помех при попытке найти истинный север или начальный азимут. В действительности большинство приборов, представленных сегодня на рынке, содержат магнитный датчик, так как они полагаются на определение магнитного полюса, и все данные соотносятся исключительно с исходным местоположением. Прибор с ДНГ измеряет угловую скорость вращения Земли при помощи двухосного датчика вращающейся массы, определяющего земную ось вращения. Это обеспечивает более точный и прямой метод измерения, и он, как правило, в сто раз более чувствительный, чем у МЭМС-гироскопа. Точность в этом случае не зависит от глубины скважины и не меняется со временем. Поскольку магнитные помехи не оказывают влияния на ДНГ, его можно поместить внутри обсадной колонны, бурильной трубы и в месте, где наблюдается искажение магнитного поля Земли. В результате такие данные считаются более надежными и точными.

Сдвиг в точности с течением времени Многие производители микроэлектромеханических систем утверждают, что используют гироскоп в своем измерительном инструменте, однако беглый взгляд на характеристики датчиков МЭМС позволяет увидеть, что гироскоп не выполняет никакой функции во время работ. Микроэлектромеханическая система полагается исключительно на свои магнитометры и акселерометры. Со временем, точность этих инструментов изменяется, вызывая дальнейшее отклонение от намеченной цели. А у инклинометров с ДНГ начальные измерения остаются точными, несмотря на глубину, и с течением времени не происходит изменений в точности показаний. В сегодняшней экономике, когда успех компании все чаще измеряется объемом возвращенных инвестиций, оборудование, которое они используют, должно быть самым надежным, прочным и точным. С течением времени инклинометры с МЭМС-гироскопами всё чаще показывают свою слабость в предоставлении точных результатов при бурении, в то время как инклинометры с ДНГ продолжают затмевать конкурентов. В настоящее время приборы с ДНГ превосходят аналогичные с МЭМСгироскопами в плане точности, проверенной технологии и послужного списка достижений. Более высокая точность инклинометров с ДНГ также подтверждается сравнением данных на месторождении и опытом операторов. Долгосрочные потери при снижении добычи, когда шахта, газовое месторождение или нефтеносный пласт не позволяют максимально извлечь свой ресурсный потенциал, явно превосходят небольшую экономию при покупке менее дорогого прибора. Технологии МЭМС остались далеко позади систем с ДНГ, все больше и больше компаний открывают для себя этот факт. Инклинометры с ДНГ уверенно занимают позицию номер один при выборе и будут и дальше укрепляться в этой роли для большинства потребителей. Риски, связанные с использованием инклинометров с МЭМС-гироскопами на месторождении, уже установлены некоторыми нефтяными компаниями, что только помогло производителям приборов с ДНГ получить контракты по выполнению инклинометрии, и эта тенденция в ближайшем будущем, скорее всего, продолжится.

RESERVOIR MODELING

ADVERTORIAL SECTION

Rock Flow Dynamics – a Technological Breakthrough in Reservoir Modeling Компания Rock Flow Dynamics – технологический прорыв в моделировании пласта This article was supplied courtesy of RFD company

ock Flow Dynamics (RFD), developers of advanced software solutions for reservoir simulation, has been on the market for a bit over five years. Over this period the company managed to create a product that caught attention of many oil&gas companies both in Russia and abroad. For RFD, 2010 was a breakthrough year. The company inked a number of large corporate contracts with leading Russian oil companies. Also, RFD significantly expanded its market coverage by opening a US office in Houston at the end of 2010. To date, developed by RFD tNavigator package is used in a number of major Russian and foreign companies to build simulation models. The biggest of the projects is the large-scale introduction of hydrodynamic simulation for TNK-BP production models. Modern-day upstream is unthinkable without the simulation – the best instrument for scientific and engineering justification of production technologies, for problem solving and for process management. There were isolated cases of oil companies applying simulation trying to solve certain problems, but the fullyfledged simulation modeling as a real tool for solving production-related challenges has not been implemented.

Статья предоставлена компанией RFD

омпания Rock Flow Dynamics (RFD), занимающаяся разработкой современных программных решений для гидродинамического моделирования пласта, присутствует на рынке немногим более пяти лет. За это время она успела создать продукт, который привлек внимание многих нефтегазодобывающих компаний как в России, так и за рубежом. 2010 год можно считать годом прорыва для компании. В первую очередь, стоит отметить ряд крупных корпоративных контрактов RFD с ведущими нефтяными компаниями России. Кроме того, в конце года было открыто представительство RFD в г. Хьюстоне (США), за счет чего география деятельности компании была существенно расширена. На сегодняшний день пакет tNavigator, разработанный специалистами RFD, применяется для построения моделей в ряде крупнейших российских и зарубежных компаний. Самым масштабным из реализованных проектов является массовое внедрение гидродинамического моделирования для решения промысловых задач компании ТНК-BP. Современная разработка месторождений немыслима без моделирования – лучшего средства научного и инженерного обоснования технологий нефтедобычи, решения проблемных вопросов, управления процессом. Единичные случаи применения моделей для решения отдельных задач в нефтяных компаниях имели место, однако в полном объеме моделирование как реальный инструмент решения производственных задач в компаниях не реализован. Добывающие предприятия затрачивают значительные средства на построение геологических и гидродинамических моделей месторождений. После утверждения проекта модели часто

● In close cooperation with TNK-BP experts, the company has developed the user interface for runtime model operations. ● В тесном сотрудничестве со специалистами ТНК-ВР был разработан графический интерфейс для интерактивного управления моделью.

Oil&GasEURASIA

Dr. Vladislav Dzyuba, Director, Modelling Department, Field Development Division BN RiD, TNK-BP – Vladislav, what are the results of simulation modelling in the field? We are still in the beginning of the road, honing up the technology. Really, this has never been done before. Let’s change this question a bit: “What may be the practical result from the quality engineering justification of oil production methods?” There is an answer to this question. The company takes seriously the development of the modeling process, including assessment of the success of this instrument. So, give us time – I think a complete answer to your question would take many pages. Here is a summary: “There is an understanding of the practical benefits in places where the instrument has been used actively and for a while.” – Has tNavigator had any impact on the quality of simulation for TNK-BP fields? It’s beginning to take off. If a model is widely accessible (model of a particular deposit, for a wide range of professionals with relevant knowledge), there is identification of erroneous information, localization of “calculated – factual” conflicts and, most importantly, their subsequent resolution. And, basically, quality is just that – minimum conflict with the fact. That is, if earlier the model was created and used by one person, today it is used by dozens of engineers: modeling got a feedback option. – Work with the simulation package requires special training. How difficult was it to orchestrate large-scale introduction? Do not confuse work with simulation packages and work with a built by someone development model. The first does require special training. The second – work with built models has been simplified by tNavigator to the regular computer user level.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Владислав Дзюба, к.т.н., директор отдела моделирования Департамента по разработке месторождений БН РиД ТНК-ВР – Владислав Ильич, каковы результаты применения гидродинамического моделирования на местах? Мы все-таки в начале пути – отрабатываем технологию. Действительно, такого еще никто не делал. Попробуем поставить вопрос немного по-другому: «Каков может быть практический результат от качественного инженерного обоснования мероприятий по добыче нефти?». Тогда ответ очевиден. В компании серьезно относятся к становлению процесса моделирования, в том числе и к оценке успешности этого инструмента. Поэтому дайте нам время – думаю, полный ответ на ваш вопрос займет не одну страницу текста. А краткий ответ таков: «Там, где этот инструмент применяется давно и активно, понимание практической пользы имеется». – Сказалось ли применение tNavigator на качестве моделей месторождений ТНК-ВР? Начинает сказываться. В ситуации доступности модели (конкретного месторождения для широкого круга специалистов, обладающих знанием о нем) происходит выявление ошибочной информации, локализация противоречий «расчет – факт» и, самое главное, последующее их разрешение. А минимум противоречий с фактом – это и есть качество. То есть, если раньше модель и создавалась, и использовалась одним человеком, то сегодня ей пользуются десятки инженеров: моделирование получило обратную связь. – Работа с пакетами моделирования требует специальной подготовки. Насколько трудно было осуществить массовое внедрение? Не надо путать работу с пакетами моделирования и работу с построенной кемто моделью разработки. Первое действительно требует специальной подготовки. А второе – работу с уже построенной моделью – tNavigator упростил до уровня обычного пользователя компьютера.

– Which development trends of the project appear most promising? Providing engineering access to models and equipping designers, modeling experts, with software and equipment that equal the means of modern engineering and mathematics, as well as field-based technologies for reservoir engineering. One of RFD’s strategic objectives is to create the technology for building hydrodynamic models of large and giant oil fields, under the motto “one field – one model”.

– Какие направления развития проекта представляются наиболее перспективными? Обеспечение инженерного доступа к моделям и оснащение модельеров, специалистов по моделированию, программным обеспечением и техникой, адекватным современным возможностям техники и математики и применяемым на месторождениях технологиям разработки залежей. Перед RFD поставлена одна из стратегических задач – создание технологии построения гидродинамических моделей крупных и гигантских месторождений с философией «одно месторождение – одна модель».

The producers spend sizeable amounts on developing geological and hydrodynamic models of deposits. Often, following the approval of the project, the models are shelved For real-time decision field geologists usually use deposit maps, based on personal experience and knowledge of the well stock specifics. In order to plan the production in the mining enterprise in real time, the professional oilmen must have instrument that require no qualification of modeling expert; they also must have reasonable time for doing their calculus. tNavigator developers proposed a new approach to working with the hydrodynamic models. The basic idea is to organize the “engineering access” to the model. In close cooperation with TNK-BP experts, the company has developed the user interface with embedded standardized-scenario solutions of typical production problems: waterflood optimization, sidetracking, fracturing and BHT, tracer and nanopolymer injection. The software has an option of real-time control of the model, i.e. a technician can change anything in the scheme design and instantly see the effect of the changes on the production indicators. Interactivity and instant calculations ensure good application of tNavigator in the daily production planning at the TNK-BP fields.

«кладутся на полку». При этом для принятия оперативных решений промысловые геологи, как правило, используют карты распределения запасов, основываясь на накопленном опыте и знании специфики имеющегося фонда скважин. Для того, чтобы планировать разработку в добывающем предприятии в режиме реального времени необходимо оснастить специалистов инструментами, не требующими квалификации профессионального модельера, а также обеспечить возможность проведение расчетов в разумные сроки. Разработчики tNavigator предложили новый подход к работе с гидродинамическими моделями. Основная идея заключается в организации «инженерного доступа» к моделям. В тесном сотрудничестве со специалистами ТНК-ВР был разработан интерактивный графический интерфейс, включающий стандартизированные сценарии решения типовых задач разработки – оптимизации заводнения, бурения ЗБС, проведения ГРП и ОПЗ, закачки трассеров, нанополимеров. Предусмотрена возможность управления моделью в режиме реального времени, т.е. специалист может вносить любые изменения в схему разработки и мгновенно видеть эффект от сделанных изменений на графиках добычи. Интерактивность на фоне высокой производительности расчетов позволяет использовать tNavigator в повседневной работе для планирования мероприятий на промыслах ТНК-ВР.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

COMMENTARY | КОММЕНТАРИЙ

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЛАСТА

FIELD CAMPS

ADVERTORIAL SECTION

7 Advantages of TECHMASH Field Camps 7 преимуществ вахтовых поселков от Группы «ТЕХМАШ» Leonid Rapoport, Development Director of Techmash Group

Директор по развитию Группы «Техмаш» Леонид Рапопорт

modern-day field camp is a complex piece of engineering and the best choice for organizing work in remote locations, particularly where harsh climate impedes construction work, or even makes it impossible. Production of camps is a core competence of the Techmash Group which has been working in the market of modular building for 10 years.

овременный вахтовый поселок – сложный инженерно-технический объект и оптимальный вариант организации работы в удаленных регионах, особенно в тяжелых климатических условиях, когда капитальное строительство затруднено или невозможно. Производство вахтовых поселков является ключевой компетенцией Группы «Техмаш», работающей на рынке быстровозводимого строительства уже 10 лет.

High production quality. While developing our products from the outset we focused on the best world models; today the Ermak is justly seen as one of the most popular brands on the Russian market of mobile buildings. Our clients appreciate the high quality of Ermak modular housing – and customers’ gratitude inspires our continuous search for innovative solutions and improvements of our products. Today we offer over 300 designs for modular housing sets. Techmash takes particular pride in specialized caravan-type modules (showers, saunas, canteens, workshops, laundries, restrooms, etc.) of Ermak brand – our clients choose them for their time-proven quality and reliability. After all, this means not only the successful work of the customer, but the well-being of the customer’s personnel.

Высокое качество продукции. При разработке нашей продукции мы изначально ориентировались на лучшие мировые образцы, и сегодня марка «Ермак» заслуженно является одной из самых популярных на российском рынке мобильных зданий. Наши клиенты по достоинству оценили высокое качество вагон-домов «Ермак», и благодарность потребителей вдохновляет нас на поиск инновационных решений и постоянное совершенствование нашей продукции. Сегодня мы предлагаем более 300 готовых планировочных решений мобильных зданий. Особенную гордость Группы «Техмаш» составляют специализированные вагон-дома (душевые, сауны, столовые, мастерские, прачечные, санузлы и т.д.) марки «Ермак» – наши клиенты выбирают их за проверенное временем качество и надежность. Ведь от этого зависит не только успешная работа заказчика, но и здоровье персонала.

2. Convenience, comfort and ergonomics. To a large extent, the quality of life is determined by comfort and convenience of living and working quarters, which is especially important for worksites “isolated from civilization” and for regions with severe climatic conditions. That is why the Techmash Group pays as much attention to comfort of Ermak modules as to the quality and reliability of constructions. Intellectual design and ergonomics of our buildings ensure the most comfortable conditions for work and recreation of our customers’ personnel. High quality design and engineering result in absence of thermal bridges and stable indoor temperature despite of weather conditions.

3. Ease of transportation. Mobile buildings are designed not just for exploitation in harsh climate, but also for often relocation by various modes of transport, including on cross-country terrain. Ermak modular buildings are perfectly adapted for such transportation due to optimal dimensions, special transportation sockets and robust design based on hot-rolled profiles. Ermak modular buildings are convenient for transportation by any transport and have been designed to sustain high levels of load during such transportation.

● Ermak Modular Buildings. ● Мобильные здания «Ермак».

2. Удобство, комфорт, эргономичность. Качество жизни людей в немалой степени определяется удобством и комфортом жилых и рабочих помещений, что особенно актуально для работы в условиях «оторванности от цивилизации» и в тяжелых климатических условиях. Именно поэтому Группа «Техмаш» уделяет комфортности мобильных зданий «Ермак» не меньшее внимание, чем качеству и надежности конструкций. Продуманность и эргономика планировок наших зданий гарантируют наиболее комфортные условия труда и отдыха персонала наших заказчиков. Качественная инженерная проработка и исполнение конструкций обеспечивают отсутствие мостиков холода и стабильность температуры в помещениях вне зависимости от погодных условий «за бортом».

3. Удобство транспортировки. Мобильные здания предназначены не просто для эксплуатации в сложных климатических условиях, но и в условиях частых перемещений различными видами транспорта, в том числе и по бездорожью. Мобильные здания «Ермак» отлично приспособлены для такой транспортировки благодаря оптимальным габарит-

● “Turnkey” construction of field camps. ● Строительство вахтовых поселков «под ключ».

Oil&GasEURASIA

ВАХТОВЫЕ ПОСЕЛКИ 4. All types of modular structures. Techmash Group has experience in construction of “turnkey” caravan-based field camps, modular buildings and metal framework-based constructions. This enables implementation of various camp projects: short-, mediumand long-term. We provide comfort not only in individual buildings but in the field camp as a whole: the warm inter-building passages, convenient layout of buildings and units, optimal layout of the camp. Field camps usually include the following elements: the building for staff accommodation, sanitary facilities, canteens, restrooms, laundries, recreation and sports facilities, offices, workshops, labs, garages as well as manufacturing, processing and storage buildings.

5. Field camp configuration includes all the necessary infrastructure elements. To ensure an independent prime and standby power supply, Techmash Group includes with field camp diesel or gas fuel Ermak-Energia gensets, based on equipment from leading global manufacturers. Potable and process water as well as wastewater treatment are provided by the water and wastewater treatment plants Ermak – Clean Water, specifically designed for independent water supply, and delivered in “stand-by” readiness. Reliable communications and systems integration are also an essential element of contemporary field camp. Our settlements are equipped with modern communication systems and computer networks on demand. The transport infrastructure of the settlement includes external and internal roads, checkpoints, security zones.

6. A wide range of designs and the option of customized designs and technical solutions. Over the years on the market we have accumulated a large amount of ready-made solutions for both the modular buildings and camps in general. However, our customers can either choose from a range of ready-made solutions or order an individual design. High qualification and experience of our designers and engineers guarantee rapid completion of any complex designs according to forthcoming exploitation terms and taking into account any requirements of the customer. If necessary, the entire project documentation is approved by authorities.

7. Warranty and service. We provide detailed documentation for setting up the camp and training of designated customers’ professionals. Modular blocks and equipment are under guarantee, service is available. Our own customer service and spare parts warehouse, as well as network of service partners, provide fast-track maintenance and solution for any faults in the supplied equipment. For smooth operation, camps are equipped with mini-warehouse of spare parts. In an effort to meet the growing market requirements, we continually develop our manufacturing and service, offer our customers new products and services, and work on improvements. Techmash and Techmash-Energo quality management systems are certified in accordance with ISO 9001:2008. We are working for creation of the best environment for our customers.

● Caravan-based

field camp. ● Вахтовый посе-

лок на основе вагон-домов.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ным размерам, специальным транспортным петлям и надежной конструкции на базе горячекатаного профиля. Мобильные здания «Ермак» не только удобны в транспортировке любым видом транспорта, они спроектированы так, чтобы без ущерба выдерживать серьезные нагрузки при перевозке, в том числе по бездорожью.

4. Любые виды быстровозводимых конструкций. Группа «Техмаш» имеет опыт строительства вахтовых поселков «под ключ» на основе вагон-домов, модульных зданий или быстровозводимых зданий на базе металлического каркаса, что позволяет реализовывать проекты вахтовых поселков различных типов: краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных. Мы обеспечиваем комфорт не только отдельно взятого здания, но и поселка в целом: теплые переходы между зданиями, удобную компоновку зданий и модулей, оптимальную планировку поселка. Вахтовые поселки обычно включают следующие элементы: здания для проживания персонала, сантехнические помещения, столовые, комнаты отдыха и спортивные комплексы, прачечные, офисные помещения, мастерские, лаборатории, гаражи, производственные, технологические и складские здания.

5. Комплектация поселка всеми необходимыми элементами инфраструктуры. Для обеспечения автономного постоянного и резервного энергоснабжения Группа «ТЕХМАШ» комплектует вахтовые поселки дизельными и газопоршневыми электростанциями «Ермак-Энергия» собственного производства на основе оборудования ведущих мировых производителей. Питьевая и технологическая вода, а также очистка стоков обеспечиваются станциями водоподготовки и очистки сточных вод «Ермак – Чистая вода», разработанных специально для организации автономного водоснабжения и поставляемых в полной заводской готовности. Необходимым элементом современного вахтового поселка является также обеспечение надежной связи и системной интеграции – поселки комплектуются современными системами связи и компьютерными сетями. Транспортная инфраструктура поселков включает внешние и внутренние дороги, КПП, охранные зоны.

6. Большая библиотека готовых планировочных решений и возможность создания индивидуальных планировок и технических решений. За время работы на рынке нами накоплен большой объем готовых решений как самих мобильных зданий, так и вахтовых поселков в целом. Однако наши потребители имеют возможность не только выбирать из множества готовых решений, но и заказать индивидуальные решения и планировки. Высокая квалификация и опыт наших конструкторов и инженеров позволяют оперативно подготавливать проектные решения любой сложности в соответствии с условиями будущей эксплуатации, с учетом любых требований заказчика. При необходимости вся проектная документация согласовывается с надзорными органами.

Гарантийное и сервисное обслуживание. Для эксплуатации вахтового поселка заказчику передается подробная документация, проводится обучение ответственных специалистов. На мобильные здания и оборудование предоставляется гарантия, заключаются договоры на сер● Construction of modular blocks. висное обслуживание. Собственная сервисная служба и ● Строительство блочно-модульных зданий. склад запасных частей, а также сеть сервисных компанийпартнеров обеспечивают техническое обслуживание и устранение любых неполадок поставляемого оборудования в короткие сроки. Для бесперебойности работы вахтовые поселки комплектуются собственным минимальным складом запасных частей. Стремясь соответствовать растущим требованиям рынка, мы постоянно развиваем наше производство и сервис, предлагаем нашим заказчикам новые продукты и услуги, работаем над улучшениями. Системы менеджмента качества ООО «Техмаш» и ООО «Техмаш-Энерго» сертифицированы на соответствие требованиям международного стандарта ISO 9001:2008. Мы работаем и развиваемся, чтобы создавать наилучшие условия для работы наших заказчиков.

INDUSTRIAL AUTOMATION

ADVERTORIAL SECTION

Honeywell: Advanced Solutions Territory Honeywell: территория передовых решений Elena Zhuk

Елена Жук

GE readers will sure remember a case two years ago when a U.S. Airways airliner collided with a flock of geese while taking off in a New York airport. The pilot did manage to land the aircraft on the Hudson River. But not many know that the successful landing was largely based on the innovative solutions of Honeywell, which operates on the Russian market for over 30 years. Below OGE discusses the secrets of company’s success with Professor Leonid Sorkin, D.Sc., CEO Honeywell (Russia).

аверняка, читатели НГЕ помнят случай, когда два года назад пассажирский самолет авиакомпании U.S. Airways при взлете в НьюЙорке столкнулся со стаей гусей. Пилоту тогда удалось благополучно посадить лайнер на реку Гудзон. Но не каждому известно, что успешная посадка стала возможна во многом благодаря инновационным решениям корпорации Honeywell, которая работает на российском рынке более 30 лет. Сегодня корреспонденту НГЕ о секрете успеха компании рассказывает Генеральный директор «Хоневелл» (Россия) д.т.н., проф. Леонид Соркин.

Oil&Gas Eurasia: Leonid Rafailovich, I recently learned that the Moscow office of Honeywell was opened in the height of the Cold War. How this was possible? Leonid Sorkin: First of all, thanks to Honeywell products, tailor-made for equipping the basic industries of the Soviet Union with modern (at the time) high-tech machinery for technological processes, as well as for recognized quality of these products. Soviet leaders and experts were aware that the country’s industrial segment needed contacts with leading high-tech companies despite ideological and political differences with the West. Sure, now the possibilities for collaboration between Honeywell and Russia are immensely higher as time has erased many limits to joint operation, placed earlier by either the corporation or the state. OGE: What aspects of the global oil and gas industry does the company relate to? Sorkin: The company offers automation solutions and equipment management solutions for a wide range of the industrial processes. The following areas can be identified as currently central, in accordance with the adopted Strategy of Russian industry modernization: energy efficiency in oil and gas production and processing; unmanned technologies, including automation of offshore platforms, boosting the depth of hydrocarbons processing and usage. OGE: What technologies and solutions does the company focus on in Russia? Sorkin: These include new technology for oil and gas processing and treatment (UOP), tools for mathematic simulation of production facilities, solutions for process optimization, wireless technology, the latest-generation DCS, etc. OGE: How do company’s technologies benefit this market? Sorkin: In classical terms: cost reduction, which means higher production efficiency in economic terms, better product quality and sustainable and reliable operation of equipment. OGE: What new developments are up your sleeve for 2011? Sorkin: It is easier to single out whole directions where we plan to offer new or improved solutions. These include advanced management (APC) – distributed control systems based on computer simulation with behavior predic-

«Нефть и газ Евразия»: Леонид Рафаилович, недавно я узнала, что московское представительство Honeywell было открыто в разгар «холодной войны». Интересно, благодаря чему это стало возможно? Леонид Соркин: В первую очередь, благодаря целевому назначению продукции Honeywell – оснащению базовых отраслей промышленностей Советского Союза современными на тот момент высокотехнологичными средствами автоматизации технологических процессов, а также общепризнанному качеству продукции компании. Советское руководство и специалисты сознавали, что, несмотря на идеологические и политические разногласия с Западом, контакты с ведущими высокотехнологичными компаниями необходимы для промышленности страны. Конечно, в настоящее время возможности сотрудничества между Honeywell и Россией неизмеримо выше, так как сняты многие ограничения на сотрудничество, как со стороны корпорации, так и со стороны государства. НГЕ: С какими аспектами развития мировой нефтегазовой отрасли связана деятельность компании? Соркин: Компания предлагает решения по автоматизации и управлению объектами для очень широкого круга процессов в нефтегазовой отрасли. На данный момент, в соответствии с принятой стратегией модернизации российской промышленности, можно выделить, как наиболее актуальные, следующие направления: энергоэффективность в добыче и переработке нефти и газа; безлюдные технологии, в том числе автоматизация морских платформ; повышение глубины переработки и использования углеводородов. НГЕ: На какие технологии и решения делает компания акцент в России? Соркин: Это новые технологии переработки и подготовки нефти и газа (UOP), инструменты математического моделирования технологических объектов, решения по оптимизации технологических процессов, беспроводные технологии, РСУ последнего поколения и др. НГЕ: В чем выражается эффективность применения технологий компании на этом рынке? Oil&GasEURASIA

ПРОМЫШЛЕННАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ

● Sorkin Leonid Rafailovich,

General Director

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Professor Leonid Rafailovich Sorkin is the General Director of Honeywell (Russia) since 2010. Prior to career at Honeywell Corporation, Leonid Sorkin created and in 1991 headed Petrocom, a joint venture with high-tech company Bonner & Moore Associates Inc. (U.S.), specializing in the application of high technologies in the oil and gas industry. Over the next 14 years this company has been the leader of such downstream industries as advanced planning, production management, computer simulators and investment planning. In 2005 Petrocom was acquired by Honeywell, the global high-tech leader, and Leonid Sorkin joined the team as director of strategy and development in Russia and CIS. In 1998 Leonid Sorkin was awarded a professorship. The findings of his scientific work have been widely introduced into practice. Professor is the author of over 90 scientific papers and three monographs. Since 2001 Sorkin is a part-time head of the Industrial Cybernetics department at the Moscow Physics and Technology Institute (MPTI). Sorkin is a member of thesis councils of the RAS Institute of Management Sciences and St. Petersburg State Technological University.

● Соркин Леонид Рафаилович,

Профессор Леонид Рафаилович Соркин с 2010 года является генеральным директором ЗАО Honeywell. До начала своей карьеры в корпорации Honeywell Л.Р. Соркин создал и возглавил в 1991 году совместное с высокотехнологичной компанией Bonner & Moore Associates Inc. (США) предприятие СП «Петроком», специализировавшееся в области применения высоких технологий в нефтяной и газовой промышленности. В течение последующих 14 лет данное предприятие занимало лидирующие позиции в России в таких областях нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей, как перспективное планирование, управление производством, компьютерные тренажеры и инвестиционное проектирование. В 2005 году СП «Петроком» было приобретено мировым лидером в сфере высоких технологий корпорацией Honeywell, а Л.Р. Соркин занял в корпорации позицию директора по стратегии и развитию в России и СНГ. В 1998 году Л.Р. Соркину было присвоено ученое звание профессора. Результаты его научных работ были широко внедрены в практику. Профессор Л.Р. Соркин – автор более чем 90 научных статей и трех монографий. С 2001 года Л.Р. Соркин по совместительству возглавляет базовую кафедру «Техническая кибернетика» в Московском физико-техническом институте (МФТИ). Л.Р. Соркин является членом диссертационных советов Института проблем управления РАН и Санкт-Петербургского Государственного технологического университета.

Генеральный директор

tion of managed units, computer simulators, MES (Manufacturing Executive Systems) – modern systems for managing a production company, the wireless technology. OGE: More than six months have passed since the company opened in Russia its Automation College. Could you evaluate the success rate of the project? Sorkin: Absolutely. The College serves as a base ground for training and retraining of our customers’ employees, as well as students and postgrads (within the framework of cooperation between Honeywell and a number of Russia’s leading higher education bodies). OGE: How many people are now enrolled in college, who are the teaching staff? Sorkin: We provide training in parallel, in two classes designed for nine students each. After the opening of the Automation College in Moscow in September last year, we trained over 200 people from various companies, both Russian and CIS-wide. The Automation College trains on various products and technologies of Honeywell. This includes courses on advanced management, computer simulators, computer modeling and process optimization; courses on distributed control system Experion PKS and on safety systems. In 2011 we plan to double the number of Automation College students. All teachers are specially trained and certified for each course they teach. OGE: Are there any decisions on Honeywell possible participation in the Skolkovo project? Sorkin: Honeywell Corporation intends to fully participate in the Skolkovo project. Currently we are in negotiations with the Corporate Department aiming to reach the stage of signing of the Letter of Intent, which must cover the research areas of mutual interest. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Соркин: В классических показателях – снижении затрат, и, соответственно, повышении экономической эффективности производства, повышении качества продукции, а также надежности и безопасности работы оборудования. НГЕ: Какие новые разработки предлагаются в 2011 году? Соркин: Удобнее выделить некоторые направления, в которых будут предлагаться новые или улучшенные решения. Здесь можно отметить усовершенствованное управление (APC ) – многосвязное управление на основе компьютерного моделирования процессов с предсказанием поведения объектов управления, компьютерные тренажеры, MES – современные системы управления производственным предприятием, беспроводные технологии. НГЕ: Более полугода прошло с момента открытия компанией Колледжа автоматизации в России. Можно ли оценить успешность проекта?

Соркин: Безусловно. На базе колледжа проходит подготовка и переподготовка сотрудников наших заказчиков, а также студентов и магистрантов университетов в рамках программы сотрудничества Honeywell с рядом ведущих российских высших учебных заведений. НГЕ: Сколько человек сегодня обучается в колледже, каков преподавательский состав? Соркин: Сегодня мы проводим обучение параллельно в двух классах, рассчитанных на девять студентов каждый. После открытия Колледжа автоматизации в Москве в сентябре прошлого года мы обучили более 200 человек из различных промышленных компаний, как российских, так и стран ближнего зарубежья. В Колледже автоматизации проводится обучение по различным продуктам и технологиям Honeywell. Это курсы по усовершенствованному управлению, компьютерным тренажерам, компьютерному моделированию и оптимизации технологических процессов; курсы по РСУ Experion PKS и системам безопасности. В 2011 году в наши планы входит удвоение количества обучающихся в Колледже автоматизации. Все преподаватели проходят специальное обучение и сертифицированы по каждому курсу, который они преподают. НГЕ: Приняты ли какие-либо решения относительно участия компании Honeywell в проекте «Сколково»? Соркин: Корпорация Honeywell намерена активно участвовать в проекте «Сколково». В настоящее время проходят переговоры с Департаментом корпоративных партнеров с целью выхода на подписание соглашения о намерениях, в котором должны быть оговорены направления исследований, представляющие взаимный интерес.

BOOSTER TECHNOLOGY

ADVERTORIAL SECTION

Испытания инновационной установки бустерной насосно-компрессорной прошли успешно

● Гриценко Евгения

Михайловна, генеральный директор, ООО «РГМ-Нефть-ГазСервис» (г. Воронеж) Статья предоставлена ООО «РГМ-Нефть-Газ-Сервис»

ОО «РГМ-Нефть-Газ-Сервис» (г. Воронеж) разработало и изготовило инновационную бустерную насосно-компрессорную установку УБНК12 и, совместно с ОАО «СММ» (г. Москва), провело промысловые испытания и внедрение установки бустерной насосно-компрессорной УБНК-12 на месторождении «Узень» в ПФ «Озенмунайгаз» (Республика Казахстан, регион Жанаозен) в январе – марте 2011 года. В начале промысловых испытаний УБНК-12 была поставлена задача решить определенную проблему для ПФ «Озенмунайгаз». Данная проблема заключается в снижении добычи фонтанного фонда скважин из-за асфальто-смолистых, парафиновых отложений в кольцевом пространстве подвески НКТ и эксплуатационной колонны. Ранее проводимые обработки горячей водой давали непродолжительный эффект. Также изза отсутствия подготовки закачиваемой воды в пласт, в нагнетательных скважинах часто образуются солевые и песчаные пробки. Поставленная задача решалась посредством применения колтюбинго-бустерной технологии с использованием установки бустерной насосно-компрессорной УБНК-12, колтюбинговой установки и другого технологического оборудования. В ходе промысловых испытаний были успешно проведены операции на 15 скважинах, в том числе: ● освоение скважины после капитального ремонта; ● освоение скважины после ГРП; ● понижение уровня жидкости для проведения геофизических исследований скважины; ● совместная операция с колтюбинговой установкой по промывке парафиновой пробки в условиях больших поглощений;

● УБНК-12 на месторождении «Узень».

● освоение после бурения. Промысловые испытания и внедрение УБНК-12 совместно с колтюбинговой установкой на нефтяных скважинах проводились без глушения и остановки самих скважин. Результаты проведенных операций на скважинах месторождения «Узень» в ПФ «Озенмунайгаз» приведены в табл. 1. Таким образом, применение колтюбинго-бустерных технологий в добывающих и нагнетательных скважинах месторождения «Узень», показало эффективность и целесообразность дальнейшего применения указанных технологий с использованием УБНК-12. При выполнении всех операций использовался газ безопасного состава по условиям воспламенения углеводородной среды, создаваемый газогенератором установки. Особенностью установки УБНК-12 является возможность регулирования в широком диапазоне процентного содержания жидкости в газожидкостной смеси

● УБНК-12 в Воронеже.

в процессе выполнения операции. Таким образом, использование установки УБНК-12 позволяет отказаться от использования дополнительного оборудования, так как одна установка заменяет одновременно азотный компрессор и насосный агрегат. Следует отметить, что газобустерный насос, входящий в состав установки полностью сохраняет возможность нагнетания жидкостей. Наличие в составе установки собственного газогенератора позволяет дополнительно регулировать температуру газожидкостной смеси на выходе установки, что эффективно сказывается, к примеру, при промывке скважин. Так, при выполнении совместной операции с колтюбинговой установкой по промывке парафиновой пробки в условиях больших поглощений на скважине № 4591 Д использовался пенный состав на основе нефтенола с температурой состава на выходе установки до 80 °С. Операция проводилась без глушения скважины. Дебит скважины после промывки возрос до 115 м3/сут. В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности РД 08-624-03», запрещено использование сжатого воздуха для освоения скважин. Установка бустерная насосно-компрессорная УБНК-12 обеспечивает пожаро- и взрывобезопасные условия внутри скважин и трубопроводов при контакте нагнетаемого газожидкостного состава с углеводородной средой. 1. Использование газожидкостных смесей с регулируемым процентным содержанием жидкости позволяет сократить продолжительность технологической операции на 15-20% по сравнению с азотными компрессорами равной производительности.

● Использование УБНК-12 в работе колтюбинго-бустерной технологии на скважинах

месторождения «Узень» в ПФ «Озенмунайгаз».

Oil&GasEURASIA

БУСТЕРНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Таблица 1. Дебит скважины, м3/сут № п/п

№ скважины

Вид операции

5652 ГУ-109 НГДУ-2

Прим.

До работы УБНК-12

После работы УБНК-12

Промывка от АСПО, пропантной пробки параллельно с освоением

130

Совместно с колтюбингом

4043 ГУ-65 НГДУ-3

Промывка от АСПО

Совместно с колтюбингом

6589 ГУ-41 НГДУ-2

Промывка от АСПО

Совместно с колтюбингом

4591 Д

Промывка парафиновой пробки

115

Совместно с колтюбингом

7821 КНС-1 НГДУ-3

Промывка и соляно-кислотная обработка

45*

198*

Совместно с колтюбингом

1360 Д

Освоение после бурения

Полный цикл освоения скважины после бурения

Месторождение «Жетыбай»

* приемистость скважины Освоение скважин с УБНК-12 и последующим проведением геофизических исследований, выполнены на нефтяных скважинах: 2767Д, 4877Д, 246Д, 148Н, 2581Д, 7287Д, 1249Д, 3270Д и 27Д (газовая).

2. При выполнении ряда операций азотными компрессорами, требуется дополнительное оборудование (насосный агрегат и т.д.). Использование УБНК-12 позволяет отказаться от использования дополнительного оборудования. 3. Использование пенных систем позволяет осуществлять ремонт скважин в условиях пониженного пластового давления, когда существующие технологии не обеспечивают восстановление циркуляции. 4. Установка УБНК-12 обеспечивает эффективное удаление песка, незакрепленного пропанта после гидроразрыва. В ряде случаев, существующие технологии не позволяют произвести эффективную очистку ствола и призабойной зоны. 5. Использование попутного или природного газа из внешнего источника (шлейф, действующий трубопровод) позволяет значительно сократить продол-

жительность технологических операций и затраты на их проведение. Одним из перспективных направлений является совместное применение установок данного типа с колтюбингом для удаления незакрепленного пропанта и продуктов распада геля после ГРП, особенно

при аномально низких пластовых давлениях, а также при значительных поглощениях в режиме равновесия или депрессии. УБНК-12 является полностью сертифицированной продукцией, что подтверждается сертификатом соответствия и разрешением на применение. Признание инновационной разработки УБНК-12 получило на Воронежском промышленном форуме в феврале 2011 года. Правительство Воронежской области отметило медалью Форума ООО «РГМ-Нефть-Газ-Сервис» за создание бустерной насосно-компрессорной установки УБНК-12. ООО «РГМ-Нефть-Газ-Сервис» проводит патентную защиту своей продукции в Роспатенте, в виде объектов интеллектуальной промышленной собственности на изобретения, полезные модели и промышленные образцы, включая бустерную насосно-компрессорную установку УБНК-12.

Преимущества УБНК-12 Шасси КрАЗ-63221-02 (6 х 6)

Более жесткая несущая рама, запас по грузоподъемности, небольшой задний свес, что обеспечивает лучшую геометрическую проходимость в условиях бездорожья. Запас по грузоподъемности позволяет отказаться от применения аутригеров.

Двигатель шасси ЯМЗ-238, соответствующий требованиям Евро 3

Отбор мощности 243 кВт, Более высокая энерговооруженность, более высокий ресурс двигателя.

Насос газобустерный на базе насоса НПЦ-32

Сменные втулки и поршни Ø127 и съемная обвязка с БРС 2” обеспечивают максимальный расход по жидкости и газу. Регулировка ходов насоса гидроприводом в широком диапазоне с пульта управления.

Компрессор КВ 12/15

Изготовлен в компоновке для УБНК-12 на базе винтовой пары CF-128G (Германия) с автоматической системой регулировки производительности, в зависимости от производительности газобустерного насоса.

Палубный двигатель компрессора

ЯМЗ- 236 – проверенный, хорошо известный двигатель российского производства. Запас по мощности для обеспечения более щадящего режима работы.

Газогенератор

Усовершенствованная конструкция на основе расчета, сделанного специализированной организацией. Камера сгорания из жаростойкой стали с импортной форсункой.

Подпорный насос 1.3ПТ-55Д1-Р

Изготовлен в компоновке для УБНК-12, с учетом эксплуатации в условиях низких температур. Более мощный привод, обеспечивающий дополнительные режимы работы установки.

Привод всех механизмов, в т.ч. газобустерного насоса

Гидравлический, обеспечивает защиту механизмов от перегрузки и более высокую надежность. Вся гидроаппаратура, трубопроводы и фитинги импортного производства.

Система автоматики и управления

Система контроля и управления всеми агрегатами установки с единого пульта, со степенью защиты не ниже IP65. Обеспечивает индикацию необходимых параметров, аварийно-предупредительную сигнализацию по основным параметрам. В системе управления имеются необходимые блокировки, обеспечивающие оптимальный алгоритм работы установки. Комплектующие в основном импортного производства для условий эксплуатации до –40 °С.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TRANSPORT

ADVERTORIAL SECTION

FAS для начальника транспортного цеха Статья предоставлена компанией Omnicomm

«Х

отелось бы все-таки выслушать начальника транспортного цеха…» Известная шутка вместо смеха может вызвать раздражение, если ее произнести на собрании руководства предприятия, не отличающегося особо эффективной работой парка авто- и спецтехники. «Воруют, сливают, филонят…» – опять заведет свою шарманку «герой» шутки. Вопрос снижения расходов на содержание транспортного парка актуален для любого предприятия, независимо от его размера и сферы деятельности. Недавно на рынке была представлена система контроля расхода топлива и мониторинга транспорта FAS GPS/ГЛОНАСС – новейшая разработка российской компании Omnicomm, признанного лидера на отечественном рынке (благодаря широкому внедрению предшественницы FAS – системы контроля расхода топлива FMS, которая стоит уже более чем на 60 тыс. единиц техники). Непрозрачность информации о работе автопарка любого предприятия не позволяет принимать верные управленческие решения. Каждый руководитель и владелец бизнеса понимает, что планирование работы во многом зависит от того, сколько и какие ресурсы необходимы для работы каждого отдела, в том числе и транспортного. Сюда относятся не только четкие нормы расхода топлива, но и понимание того, как используется техника и какова производительность труда водителей. Система FAS GPS/ГЛОНАСС способна предоставить такую информацию в исчерпывающем объеме, так как

она собирает данные о расходе топлива, местоположениях и режимах работы каждого транспортного средства. Подчеркиваем, каждого. Именно универсальность – одно из главных достоинств этой системы. Судите сами – на данный момент системами FAS и FMS оснащены: ● транспортные компании; ● добывающие компании; ● строительные компании; ● дорожные компании; ● сельскохозяйственные компании; ● лесозаготовительные компании; ● предприятия железнодорожного и речного транспорта; ● парки маршрутных такси; ● парки специальной техники, техники ЖКХ и служебных автомобилей. Каким же образом достигается эта универсальность? Посмотрим на то, как работает система FAS и какие результаты она приносит. В арсенале каждого «начальника транспортного цеха» имеется определенный набор средств контроля за работой его отдела – контроля за расходом топлива и махинаций с ним, простоем и нерациональным использованием техники, «левыми» рейсами и т.д. Но ни один способ не совершенен, и иногда так хочется оказаться одновременно в кабине каждого самосвала, тягача, асфальтоукладчика, лесовоза

● Порой технике приходится работать в непростых природно-климатических условиях,

что приводит к перерасходу горючего

(нужное – подчеркнуть или добавить) и посмотреть, как работает водитель, соблюдает ли он все предписанные нормы или ловко обходит контроль? Конечно, физически это осуществить невозможно, но «виртуальное» присутствие и наблюдение с лихвой обеспечивает система FAS. Она состоит из датчика уровня топлива LLS, регистратора FAS Standard и программного обеспечения Autocheck SE. Датчик уровня топлива LLS устанавливается на бак, измеряет уровень топлива с заданной периодичностью и преобразует эти данные в цифровой код выдачи внешнему устройству. Датчики не имеют ограничений, связанных с видом топлива (бензин, дизельное топливо и другие жидкие нефтепродукты), температурой (от -40 до +85 °С), конструкцией бака (обрезаются под любую глубину топливного бака), требованиями по взрывозащите оборудования и т.д. Регистратор FAS собирает значения уровня топлива в баках, географические координаты, скорость движения, включение/выключение зажигания, направление движения, частоту оборотов двигателя и значение напряжения бортовой сети. Также возможен учет рабочего времени водителей. Как видно, специалисты компании Omnicomm учли все возможные варианты махинаций или нерационального использования техники. Программное обеспечение Autocheck собирает всю информацию с транспортных средств и выдает отчеты (как по каждому объекту, так и по группе) в удобной форме. В стандартной комплектации Autocheck обеспечивает целый набор разных отчетов (по топливу, оборотам двигателя, журнал, маршрут, местоположение и т.д.), но под нужды конкретного пользователя можно дополнить функционал новыми видами отчетов. В качестве основного канала передачи данных с ТС используется сеть GSM. Но даже если техника работает за пределами зоны покрытия GSM, данные фиксируются и сохраняются в памяти устройства в течение долгого периода – до двух месяцев. Как только ТС попадает в зону покрытия GSM, данные автоматически передаются на компьютер. Они также могут быть считаны в любой момент вручную или автоматически переданы по радиоканалу прямо на объекте, если там отсутствует покрытие GSM. В итоге получается действительно тотальный и всеобъемлющий контроль, позволяющий решить любые проблемы. Главная из них, конечно, контроль за расходом топлива. Излишне еще раз говорить о том, какую важную статью расходов составляют расходы на ГСМ, а также потери от сливов топлива и других махинаций со стороны водителей. Главное, что использование FAS позволяет тут же выявить все факты хищения топлива или его нерационального использования. Существенная Oil&GasEURASIA

ТРАНСПОРТ экономия топлива наблюдается уже в первые два месяца работы системы – на 15-40%, а в некоторых случаях и до 60-80%. Такой результат достигается благодаря полной картине использования каждого транспортного средства, которую дают системы FAS и FMS. То есть любую цифру расхода топлива можно привязать к конкретным условиям работы. А таких условий могут быть тысячи вариантов, начиная от попутного или встречного ветра и заканчивая углом наклона работы экскаватора. Именно поэтому столько нареканий вызывают официальные общие и индивидуальные нормы расхода топлива, которые почти никогда не дают реальной картины расхода. Любая норма – это расчет ситуации, близкой к идеальной, то есть без пробок, простоя на границе, работы кондиционера и других вспомогательных устройств, в конце концов, климата, дорожного покрытия и многого другого. Кроме того, в официальных «Нормах расхода топлива» указаны далеко не все модели техники. FAS позволяет скорректировать нормы расходы топлива для каждого вида техники и даже индивидуально с учетом износа, условий работы и опыта водителя. Например, отечественные седельные тягачи при неконтролируемом расходе имеют норму списываемого топлива на 100 км пробега примерно 55-60 литров. После установки системы мониторинга получается результат 40-45 литров на 100 км, то есть примерно на 15 литров меньше. При среднем годовом пробеге в 100 тыс. км выходит, что можно сэкономить 15 тыс. литров топлива в год для одного тягача! Важной функцией системы FAS является возможность выявления «левых» рейсов за счет контроля местоположения и маршрутов следования техники (тут опять же очень полезной является связь с GPS и ГЛОНАСС). Итогом работы FAS уже через несколько месяцев станет повышение производительности работы автопарка и устранение фактов нецелевого использования техники и расхода топлива. Резонный вопрос – «что делать, если вся эта хитроумная техника выйдет из строя сама или с помощью недовольных водителей, потерявших свой „левый“ доход?» Отвечая на последнюю часть вопроса, можно сказать, что за 13 лет (с тех пор, как появилась первая система контроля расхода топлива Omnicomm – прибор FMS) предпринимались неоднократные попытки сломать или обмануть данную систему. Почти все они оканчивались неудачно, а данный опыт позволил специалистам Omnicomm создать надежную защиту от вандализма. Кроме того, у компании отлично налажена сеть партнеров и дилеров в любой точке России и за рубежом, осуществляющих качественную техническую поддержку (гарантия на оборудование составляет три года). Кстати, Omnicomm предлагает выгодные условия для партнерства компаниям или бизнесменам, заинНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

тересованным в реализации новейшей современной системы FAS GPS/ГЛОНАСС, как то: скидки и предоставление оборудования на реализацию, бесплатное обучение менеджеров и специалистов, организация рекламных кампаний и компенсация затрат на рекламу и т.д. Среди клиентов компании такие лидеры в своих отраслях, как «Газпром», Coca-Cola, «Алроса», DHL, «Транснефть», UPS, «Полюс Золото», Tatra a.s., ЛИАЗ, ЧТЗ, «Мострансавто», EFES, «Сургутнефтегаз», «Мострансавто» и проч. Рассмотрим наиболее интересные примеры работы FAS в разных отраслях. ● Регистратор FAS

Строительство В ООО «Автостройподъем» система FMS используется около трех лет, и сначала, по словам генерального директора, Яблокова Игоря Борисовича, водители жаловались и отказывались работать, вплоть до увольнений. Сейчас же все привыкли, а потребление топлива снизилось как минимум на 20%. С похожими проблемами столкнулись и в ООО «Промстройинвест» – вандалы постоянно выводили оборудование из строя либо специально завышали расход дизтоплива на бульдозерах, чтобы помешать правильно определить новые нормы. Только система жестких штрафов смогла изменить ситуацию и взять под контроль все расходы топлива.

Железнодорожный транспорт На железнодорожном транспорте существуют системы мониторинга, однако по сравнению с FAS, они намного сложнее и дороже. FAS же позволяет не менее эффективно отслеживать как расход топлива, так и манеру работы машиниста, время работы и время простоя.

Золотодобыча

Нефтедобыча Широкое распространение системы FAS и FMS получили в нефтедобыче. В ООО «КОМИКУЭСТ ИНТЕРНЕШНЛ» системы FMS были установлены на подъемники для труб, кислотники, вакуум-бочки, нефтевозы и топливные заправочные цистерны. Планируется также оснащение установок для подогрева нефти, передвижных парогенераторов и дизельных электростанций. По словам представителей компании, результат превзошел все ожидания – экономия топлива была почти двукратной! Системы FMS также были установлены в ООО «Спецнефтетранс» – на фронтальные погрузчики К-700, бульдозеры Т-170, автогрейдеры ДЗ-98, седельные тягачи МАЗ, грузовики КАМАЗ. Работа еще только в самом начале, но удельные нормы расхода топлива уже снижены на 10%. FMS позволяет следить за работой двигателя на холостом ходу и под нагрузкой, видеть время простоя, километраж и даже нарушение водителями скоростного режима. В Надымском УТТиСТ (дочернее предприятие «Газпрома») после внедрения FMS экономия топлива в среднем достигла 20% по всему парку транспорта и спецтехники. Нормативы по списанию топлива и ГМС, установленные в головном предприятии «Газпром», оказались сильно завышенными по большинству типов техники и транспорта, особенно на дорожно-строительной технике, унифицированных моторных подогревателях, паровых установках и т.д.

В ЗАО «Полюс» (одна из крупнейших в мире золотодобывающих компаний) после внедрения FMS был проведен сбор данных расхода топлива по каждому виду техники. Выяснилось, что нормативы сильно завышены – до 30-40%. Кроме того, разные единицы одного и того же вида транспорта потребляют разное количество топлива (разница в износе техники, состоянии топливной системы и манере работы водителей). Как видно, системы контроля топлива и мониторинга транспорта FMS и FAS служат незаменимыми помощниками в процессе повышения эффективности работы любого предприятия, имеющего собственный автопарк. Установка системы даже на две-три единицы транспорта или техники приносит ощутимую экономию на расходе горючего и позволяет скорректировать нормы расхода топлива, что уж говорить о компаниях с огромными парками автомобилей и спецтехники – здесь экономия может достигать миллионов рублей. И, конечно, установка этих современных систем позволяет существенно повысить прозрачность бизнеса, ведь руководство получает исчерпывающую информацию о работе и состоянии транспортной составляющей предприятия в любой момент времени.

Подробная информация для клиентов и потенциальных дилеров: Россия, 101000, г.Москва, ул. Покровка, д.18/18 стр.1 тел. 8-800-100-2442, 8-495-623 25 53 E - mail: info@omnicomm.ru www.omnicomm.ru

PERFORATION

ADVERTORIAL SECTION

Прибор привязки и контроля перфорации «ПРИЦЕЛ» Статья предоставлена компанией «Интерлог»

ппаратура «Прицел» представляет собой высокотехнологичный импортозамещающий продукт, созданный для решения ряда задач, стоящих перед нефтегазодобывающими компаниями. Распространение данного прибора на рынке призвано вывести процесс прострелочно-взрывных работ (ПBP) на качественно иной уровень с точки зрения безопасности, достоверности данных, набора параметров, получаемых в процессе ПВР, скорости проведения и контроля эффективности работ. Прибор используется в сборке со скважинными перфораторами для геофизического сопровождения прострелочно-взрывных работ в нефтегазовых скважинах и предназначен для осуществления в реальном времени процесса привязки прострелочновзрывной аппаратуры, спускаемой на каротажном кабеле, и контроля интервалов перфорации. В приборе реализована возможность измерения и передачи на поверхность следующих параметров: локации муфт, температуры, давления, мощности экспозиционной дозы гамма-излучения (ГК).

Какие преимущества дает применение прибора нефтегазодобывающим компаниям? Во время спуска перфораторов прибор находится непосредственно над связкой и позволяет: ● Сократить время проведения ПВР на скважине на несколько часов. В случае использования прибора «Прицел» не требуются отдельные спуско-подъемные операции (СПО) для привязки к геологическому разрезу (канал ГК прибора) и конструкции скважины (канал локатора муфт прибора). Эти операции осуществляются оператором станции ГИС с любого каротажного регистратора в режиме реального времени. Повысить безопасность выполне● ния работ. Электроника прибора дает дополнительную защиту детонатора от произвольного срабатывания. Прибор анализирует проходящий импульс на предмет соответствия параметрам взрывных машинок и блокирует передачу сигнала на детонатор в случае отклонений. Кроме того, применение «Прицела» исключает нахождение пред-

позволяет оператору ГИС «видеть» движение связки перфораторов на дисплее каротажного регистратора и контролировать положение прибора по геологическому разрезу (ГК) и конструкции скважины (локатор муфт). Прибор находится в жесткой сцепке с верхним корпусом перфоратора. Расстояние от датчиков до любой точки связки известно оператору. Точность установки перфораторов в интервале отстрела более не зависит от вытяжки кабеля и других факторов.

ставителей каротажного отряда в опасной зоне (у устья скважины) во время спуска заряженной связки перфораторов, поскольку нет необходимости контролировать длину кабеля вручную (разметка интервалов на геофизическом кабеле видимыми метками). ● Повысить качество проведения ПВР (точность установки перфоратора). В процессе установки сборки скважинных перфораторов в интервале отстрела «Прицел» позволяет свести к минимуму ошибку по глубине. «Недоход» в результате посадки перфораторов или по другим причинам («человеческий фактор») становится «видимым» в режиме реального времени.

Установка перфораторов ниже запланированного интервала перфорации, как правило, приводит к вскрытию водонасыщенной части интервала и увеличивает обводненность добываемых углеводородов. Возникает необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР). Стоимость РИР может составлять от 400 тыс. рублей с учетом затрат на глушение скважины, временных затрат на подход бригады ремонта скважин, и т.д.), не считая упущенной выгоды от сдвига сроков ввода скважины в эксплуатацию. Опрос представителей сервисных геофизических компаний показывает, что перфорация с выходом за пределы проектного интервала может иметь место в среднем один раз на каждые 1 000-2 000 отстрелов и случается в каждой сервисной геофизической компании. Применение прибора «Прицел»

● Достоверно проверить качество прострелочновзрывных работ непосредственно после отстрела. Документальное подтверждение как факта отстрела, так и размера интервала перфорации становится возможным сразу после ПВР по показаниям датчиков давления и температуры, работы локатора муфт. Данные можно распечатать в виде каротажной диаграммы прямо на месте проведения работ либо передать в офис заказчика (или сервисной компании) в виде файла формата LAS. ● Контролировать работу продуктивного пласта в интервале перфорации непосредственно после отстрела при помощи показаний датчиков давления и температуры. За счет значительного сокращения времени между боевым залпом и контрольной записью возрастает информативность записей термометрии при контроле перфорации. Геологическая служба нефтедобывающей компании получает данные по восстановлению давления непосредственно после отстрела, в то время как для более точной оценки коллекторских свойств пласта такого короткого отрезка времени недостаточно, поскольку минимальный период восстановления давления должен составлять от 20 до 500 часов для того, чтобы данные были достаточно репрезентативными. Тем не менее, для быстрой оценки скин-фактора можно использовать тренд начала кривой восстановления давления. Математическое обоснование и допущения при такой оценке приведены в статье “Perforation Inflow Test Analysis (PITA)”, Paper 2005-031 («Оценка эффективности работы скважин после перфорации») Н.М.А. Рахман, Fekete Associates Inc., М. Пулади-Дарвиш, Университет Калгари, Л. Маттар, Fekete Associates Inc. Статья была написана в 2005 году для VI Канадской международной нефтегазовой конференции, проводимой в г. Калгари, Альберта, Канада 7-9 июня 2005 года. Oil&GasEURASIA

ПЕРФОРАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Что дает применение прибора сервисным геофизическим компаниям? «Прицел» является отечественной импортозамещающей технологией, которая выводит процесс ПВР на более высокую технологическую ступень. Кроме сокращения продолжительности и снижения аварийности ПВР геофизикам необходимо учитывать следующее:

Универсальность применения ● Специальный усиленный кабельный наконечник НКБ-42 в комплекте с переводниками позволяет монтировать на кабель любые типы прострелочно-взрывных аппаратов. ● Прибор может быть подключен к любой каротажной станции (регистратору); имеются драйвера для работы со станцией КЕДР, КАРАТ и др.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Снижение затрат Сокращение количества спуско-подъемных операций влечет за собой снижение износа геофизического кабеля, экономию рабочего времени персонала и оборудования (партии ПВР).

Надежность ● Ударопрочное исполнение прибора гарантирует не менее 100 «отстрелов» перфораторов до

планового технического обслуживания. После осмотра и профилактики прибор готов к дальнейшей эксплуатации. ● Прибор рекомендован к применению рядом геофизических компаний и доказал свою надежность в процессе эксплуатации на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» Т П П « Ко г а л ы м н е ф т е г а з » , ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Роснефть – Юганскнефтегаз», и др. ● Скважинный прибор «Прицел» из продуктовой линейки ЗАО «Интерлог» является российской разработкой, которая защищена патентом в РФ и зарубежных странах. Надежность работы прибора проверена в полевых условиях и подтверждена разрешением на применение, выданным Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ. Отказов прибора не зарегистрировано.

Применение аппаратуры «Прицел» является уверенным шагом на пути автоматизации процесса привязки и контроля интервалов перфорации.

SEPARATION

ADVERTORIAL SECTION

Решения корпорации «Палл» для повышения надежности компрессоров, работающих на водородсодержащем газе Статья предоставлена компанией Pall

ногие НПЗ сталкиваются с проблемой загрязнения и частого обслуживания клапанов поршневых компрессоров из-за повышенного содержания хлоридов аммония в водородсодержащем газе (ВСГ) и заинтересованы в повышении надежности как компрессорного оборудования, так и установок гидроочистки в целом. Можно ли с помощью фильтров и улучшенной технологии сепарации повысить надежность компрессора? В журнале Hydrocarbon Processing была опубликована статья о повышении надежности поршневых компрессоров водорода. Анализ данных, полученных от 62 НПЗ из США, Канады, Великобритании, Франции, Бельгии, Норвегии, Кувейта, Сингапура, Китая и ОАЭ, позволил установить основные причины незапланированных остановов компрессоров:

● жидкие углеводороды, унесенные из процесса, либо сконденсировавшиеся позже; ● водная фаза, часто содержащая хлориды; ● амины (после очистки газа от сероводорода); ● окалина; ● сульфиды железа; ● соли в виде механических примесей и раствора.

● ● ● ●

В результате поступления загрязнений возникает ряд проблем:

клапаны уплотнения поршневые кольца технологические проблемы в процессе

36 %; 7,8 %; 7,1 %; 8,8 %.

НПЗ также сообщили о выполненных мероприятиях, направленных на повышение надежности компрессоров, например: монтаж системы по удалению жидкости и монтаж коалесцеров «жидкость – газ» для предотвращения попадания жидкости в цилиндры компрессора; добавление системы фильтрации перед компрессором для предотвращения попадания механических примесей в цилиндры компрессоров вместе с газом. Являясь экспертом в области фильтрации и сепарации фаз, корпорация «Палл» предлагает высокоэффективные фильтры-сепараторы (коалесцеры) для удаления жидкой фазы и механических при-

месей из ВСГ и ряд мероприятий и продуктов для обслуживания смазочного масла и уплотнительной жидкости, которые позволят существенно увеличить надежность работы компрессорного оборудования.

Очистка ВСГ Типичные загрязнения, присутствующие в ВСГ:

● попадание жидкости приводит к повреждению клапанов и потере эффективности, смыванию смазки со стенок цилиндра, снижению вязкости смазочного масла и уплотнительной жидкости, к износу цилиндров; ● попадание механических примесей приводит к повреждению цилиндров и поршневых колец.

Для предотвращения попадания загрязнений обычно устанавливают сепарационные устройства: отбойник, сепаратор с насадкой, каплеуловители различной конструкции и фильтры. Однако традиционные сепарационные устройства неэффективны для удаления мелких аэрозолей и могут значительно

снижать показатели работы компрессора при отклонениях в процессе (см. таблицу). Фильтры, используемые только для удаления примесей, насыщаются жидкостью в процессе работы, что уменьшает их эффективность и значительно повышает перепад давлений в аппарате. По этой причине многие НПЗ отказались от использования фильтров, заложенных в проекты установок, поскольку их приходится часто менять, а для замены требуется полностью остановить установку. Коалесцеры Сепрасол Палл – высокоэффективные сепараторы и удаляют жидкость практически до уровня, находящегося на пределе возможностей определения аналитическими методами. Одновременно они являются эффективным фильтром для механических примесей. Рекомендуется устанавливать их в отдельном корпусе с байпасом после сепаратора, как можно ближе к компрессору, для исключения конденсации жидкости в трубопроводе. Возможна установка комбинированных сепараторов, включающих в себя ступень предварительной сепарации и коалесционные фильтроэлементы.

Данные, полученные на НПЗ, где установлены коалесцеры корпорации «Палл» для защиты компрессоров, работающих на установках гидроочистки и гидрокрекинга: ● установка коалесцеров Сепрасол Палл существенно снижает либо полностью устраняет загрязнения клапанов хлоридами аммония;

Показатель

Коалесцер Сепрасол Палл

Демистер

Шевронная насадка

Циклон

Каплеотбойник

Наименьший эффективный размер удаляемых капель, мкм

<0,1

>10

>300

Относительный рабочий перепад давлений

Средний

Низкий

Средний

Низкий

Чувствительность к увеличению нагрузки по жидкости

Не чувствителен до максимальной расчетной нагрузки

Очень чувствителен

Средний

Средняя

Чувствительность к повышению расхода

Не чувствителен до максимальной расчетной нагрузки

Очень чувствителен

Средний

Средняя

Чувствительность к прерыванию потока

Не чувствителен

Чувствителен

Средняя

Oil&GasEURASIA

CЕПАРАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● после установки коалесцеров Сепрасол Палл внеплановые остановы и частота обслуживания компрессора значительно сократились; ● количество дренируемой жидкости с элементов – от нескольких литров до сотен литров за смену; ● пробег компрессоров без остановок и обслуживания может быть увеличен до трех лет; ● срок службы коалесцирующих элементов составляет от восьми до 36 месяцев; ● срок окупаемости – менее одного года.

гидрофобная обработка пакета материала ускоряет дренирование коалесцировавшей жидкости из патрона. Все это обеспечивает более высокую плотность потока в компактном оборудовании, способном продолжительно и надежно работать.

Рассмотрим коалесцеры Сепрасол Палл, которые имеют ряд преимуществ перед проектными фильтрами-сепараторами и основаны на самых лучших и современных технологиях и материалах.

Корпорация «Палл» имеет огромный опыт по обслуживанию масел, применяемых в системах централизованной смазки, в маслозаполненных трансформаторах, в системах гидроприводов во многих отраслях промышленности. Корпорация «Палл» рассматривает масло или рабочую жидкость как деталь компрессора или другого механизма и рекомендует свое оборудование и метод обслуживания. Основной подход – очистка масла в процессе работы, предотвращение загрязнений системы, контроль чистоты масла и использование фильтров высокого качества с гарантированными показателями фильтрации.

Повышение надежности компрессора при правильном уходе за маслом ● Отложения на поршневых кольцах.

Коалесцеры Сепрасол Палл для отделения жидких аэрозолей из газа Корпорация «Палл» решает общую проблему – улучшает отделение жидкости. Жидкие аэрозоли, распределенные в газах, снижают эффективность работы компрессоров и турбооборудования, аминовых и гликолевых колонн, форсунок горелок, загрязняют слои осушителей и абсорбентов. Компрессорное оборудование не обеспечивает достаточной сепарации, если клапаны компрессора требуется заменять чаще, чем один раз в два года, а турбооборудование необходимо обслуживать чаще, чем один раз в год. Известны три механизма образования жидких аэрозолей: конденсация, атомизация и вторичный унос из оборудования, расположенного до сепарационных аппаратов. Конденсация и атомизация почти всегда формируют очень стабильный мелкий аэрозоль (обычно диаметр капли менее 1 мкм). Большая часть таких аэрозолей не может быть уловлена каплеотбойниками, демистерами, насадками шевронного типа или обычными коалесцерами. В таблице представлены характеристики различного оборудования, применяемого для удаления аэрозолей жидкости. Можно видеть, что только коалесцеры Сепрасол Палл эффективно отделяют аэрозоли размером менее 1 мкм. Запатентованные коалесцеры Сепрасол Палл обеспечивают степень удаления твердых частиц (размером 0,3 мкм и более) до 99,99% и снижение концентрации жидких аэрозолей в газе до 0,003 млн-1. Подобный уровень очистки не достигается никакой другой технологией. Ряд лицензиаров специфицирует коалесцеры Палл для установок гидроочистки, водородных установок, аминовых блоков, установок осушки и т.д.

Принцип работы – коалесцирование капель жидкости Высокоэффективные коалесцеры корпорации «Палл» работают по принципу слияния мелких капель в более крупные по мере прохождения Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Корпорация «Палл» располагает полной гаммой оборудования собственного производства для обслуживания систем смазки и гидроприводов: ● экспресс-лаборатория для определения класса чистоты масла по ИСО 4406 и содержания влаги; ● приборы контроля чистоты масла; ● фильтрующие элементы из различных материалов для масел, воздушные фильтры для маслобаков; ● серийно выпускаемые корпуса фильтров и фильтры с автоматическим переключением; ● стационарные или мобильные установки комплексной очистки масла (дегазация, удаление свободной и растворенной воды, механическая фильтрация); ● Коалесцер Сепрасол Палл.

потока через несколько слоев материала фильтра с последовательно увеличивающимися порами. Капли, попадая в открытые поры, укрупняются и их значительно легче отделить от потока газа. Размеры коалесцера и его тип определяют различные факторы: физические свойства потока, скорость потока, рабочие условия и химическая совместимость с фильтруемым веществом и присадками. При проектировании важно учесть скорости газа при прохождении через элементы и в свободном сечении аппарата для предотвращения вторичного уноса жидкости. Уникальные фильтрующий материал и конструкция патрона «Сепрасол» позволяют работать с более высокой нагрузкой по жидкости, чем обычные коалесцеры, и, как следствие, использовать меньшее число патронов. Запатентованная олеофобная/

При уходе за маслом по системе корпорации «Палл» можно: ● снизить расход масла за счет увеличения его срока службы; ● уменьшить износ деталей; ● сократить затраты на замену деталей, на обслуживание и ремонт; ● повысить надежность компрессора.

Таким образом, корпорация «Палл» предлагает эффективную очистку ВСГ и правильное обслуживание масел для повышения надежности компрессоров и снижения затрат.

За дополнительной информацией можно обращаться в ООО «Палл Евразия»: Москва, Вятская ул., 27, стр. 13 Тел: (495) 787 7614, факс:(495) 787 7615 Отдел Energy Group www.pall.com

ENHANCED RECOVERY / ПНП

ADVERTORIAL SECTION

Computerized System for Heat Treatment of Viscous Oil Deposits Автоматизированная система термического воздействия на вязкие нефтяные пласты This article was supplied courtesy of APPEK

team injection or heat treatment is the effective technology for enhanced oil recovery at the deposits with heavy hydrocarbons. Pressure recovery, viscosity reduction and better flow parameters ensure oil production rate at up to 50-80 percent. The key performance booster is the speed of the heat treatment; it provides for seamless regulation of the optimal ratio between water cut and oil production rate. System DreamSteam PRO-V features a high rate of response in steam generation control unit, continuous monitoring of supplied steam mass, and online measurement of the produced oil and the water content level.

DreamSteam PRO-V is based on the following cutting-edge products: a) High-response compact Steam Production System by Clayton Industries. The device automatically changes the options for saturated dry steam generation (steam output and pressure) following the control signals from a remote workstation, also providing automatic, fast “cold start” and scheduled shutdown. b) Multiparameter universal steam meter by VorTek Instruments with built-in sensors for velocity, pressure, temperature, and an integrated flow corrector for much higher precision in steam consumption rate under varying operating parameters. The Vortek smart field-type meter can measure temperatures in the range between -200 C and +400 C, has a built-in corrector of the compressible medium density, performs correction of the calibration curve of the vortex velocity sensor by the measured velocity, temperature and pressure parameters, is reconfigurable for liquids and gases, and houses an external analog interface for correcting the base density of the medium. c) Well production measurement system based on the primary cone transducer V-cone by ΜcCrometer, which serves three important functions: flow conditioning, alignment of the velocity profiles, the formation of the pressure difference depending on flow rate and homogenization, and WMS online water content measurement system by Liebherr. V-cone is high durability device with low pressure loses. It cuts the cost of straightforward piping for metering stations,eliminates the use of static mixture for water-in-oil measurements. For data transfer to a remote workstation operator all system components use unified Modbus communication protocol. The container-type Clayton steam generation system with steam consumption meter and a transceiver is in factory test stage. Oil flow and moisture content measure subsystem is supplied in compliance with the operating conditions. All the elements and the DreamSteam PRO-V system as a whole are manufactured compliant to customers’ requirement specifications and meet the most severe requirements and conditions.

Статья предоставлена компанией АППЭК

ффективной технологией повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях тяжелых битумов является технология нагнетания пара или термического воздействия на пласт. Восстановление давления, снижение вязкости и улучшение параметров потока позволяют поднять нефтеотдачу до 50-80%. Важнейшим фактором повышения эффективности является быстродействие процесса термического воздействия, позволяющее регулировать оптимальное соотношение обводненности и нефтеотдачи. Систему DreamSteam PRO-V отличает высокое быстродействие в контуре управления генерацией пара, непрерывный контроль подачи массы пара, поточное измерение объемов извлекаемой нефти и уровня обводненности потока.

Система DreamSteam PRO-V построена на базе следующих инновационных продуктов: а) Быстродействующей компактной системы генерации пара производства Clayton Industries, автоматически изменяющей параметры генерации насыщенного сухого пара (производительность и давление) по управляющим сигналам с удаленного рабочего места, в том числе обеспечивая автоматический быстрый старт из холодного состояния и рабочий останов. б) Многопараметрического универсального расходомера пара производства VorTek Instruments с встроенными датчиками скорости, давления, температуры и встроенным корректором, что существенно повышает точность измерения расходов пара при изменяющихся рабочих параметрах. Полевой интеллектуальный расходомер Vortek работает в диапазоне температур измеряемой среды от -200 до + 400 ˚С, имеет встроенную коррекцию плотности сжимаемых сред, выполняет коррекцию калибровочной кривой вихревого датчика скорости по измеряемым параметрам скорости, температуры и давления, переконфигурируется на жидкие и газовые среды, имеет внешний аналоговый вход для коррекции базовой плотности измеряемой среды. в) Системы измерения дебита скважины на базе первичного конусного преобразователя V-cone производства компании ΜcCrometer, выполняющего три важных функции: выравнивания профиля скоростей, формирования перепада давлений в зависимости от скорости потока и гомогенизации потока, и поточного измерителя содержания воды в нефти WMS производства Liebherr. V-cone отличается высокой износоустойчивостью и низкими потерями давления, позволяет снизить затраты на организацию прямолинейных измерительных участков и исключить применение смесительных устройств для повышения точности измерения влагосодержания потока. Все элементы системы имеют унифицированный протокол обмена данными Modbus для передачи данных на удаленное автоматизированное рабочее место оператора. Система генерации пара Clayton в контейнерном исполнении проходит полные заводские огневые испытания, включает расходомер пара и систему приема/передачи данных. Подсистема измерения расходов нефти и влагосодержания поставляется в соответствии с рабочими условиями эксплуатации. Все элементы и система DreamSteam PRO-V в целом изготавливаются в соответствии с техническим заданием заказчика, удовлетворяя самые жесткие требования и условия. Oil&GasEURASIA

f½¾Å b¹Ê Æ¹ »ÔÊË¹»Ã¾ .*0(& ÊË¾Æ½ È¹»ÁÄÕÇÆ lÇÊÃ»¹ vbj }ÃÊÈÇÏ¾ÆËÉ® Á×Æ¸

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

OIL&GAS EURASIA · #6 · JUNE 2011

50 лет и все продолжается…

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

ВЗБТ НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ

БУРОВЫХ СТАНКОВ

На протяжении более 50 лет, SBM Offshore лидирует в поставах инновационных и новаторских систем для Морских проектов на переднем крае технологий.

Malaysia – Monaco – The Netherlands – USA Приходите к нам на MIOGE-2011, 21 – 24 Июня 2011 Павильон 1, Стенд 1407

НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ · №6 · ИЮНЬ 2011

www.sbmoffshore.com

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