October 2011

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

Who Gets What in ExxonMobil, Rosneft Deal Arctic and Deep Water for Texas Shale p. / стр. 8

p. / стр. 14

Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions П б Передовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

Выигрыш в сделке ExxonMobil с «Роснефтью»

p. / стр. 24

VISIT US AT STAND ПОСЕТИТЕ НАШ СТЕНД

OFFICIAL PUBLICATION SPE AEE 2011 Global Technologies for the Arctic & Extreme Environments Официальное издание выставки и конференции SPE AEE 2011 по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике

K20

Арктика и глубокие моря за техасский сланец

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Refined Product Shipments, ENI Support Bodes Well for Russia’s Return to Libya Поставки нефтепродуктов, поддержка ENI – добрый знак для возвращения в Ливию

«Неф

ть и

» газ Евразия

Печатная версия 9153 рублей – 915 рублей = 8237 руб Электронная версия 12276 рублей- 1227 рублей = 11048 руб и Наш индексы е исны гах подпв катало

34 * * *ос*сии»: 4256832 сса Р и»: 1 « П р е та Росси 8 4 5 5 2 : «Поч п е ч а т ь » «Рос

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

М

не нелегко писать о чем-то позитивном, когда на США вновь надвигается «неизбежная» рецессия, еврозону лихорадит, да еще приближается очередная русская зима. «Негатив» в нашей жизни, конечно, присутствует. Но я привыкла подходить к любому негативному событию так, чтобы постараться обратить его в свою пользу. Это результат моего американского воспитания и идеологии. Так что давайте посмотрим на новости и найдем что-нибудь положительное – ведь, как говорится, нет худа без добра. Оставим экономический спад в США (грозящий скоро перейти в глобальную рецессию) и проблемы еврозоны банкирам и политикам, которые, кстати, их и создали. Я считаю, что мне повезло работать журналистом в России в 1990-е годы, когда простых людей то и дело «кидали». Все помнят аферу МММ? Многое из

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Оформи подписку на 2012 год до 30 сентября и получи 10% скидку, позвонив в редакцию по телефону +7 495 781 88 37 или через подписное агентство • ОАО «АРЗИ» тел: (495) 680-94-01 www.arzi.ru • ООО «Информнаука» тел: (495) 787-38-73 www.informnauka.com • ООО «ИНТЕР-ПОЧТА-2003» тел: (495) 225-67-65 www.interpochta.ru • ООО «Межрегиональное агентство подписки» тел: (495) 648-93-94 www.map-smi.ru/ru

• ОАО «Агентство „Роспечать“» тел: (495) 921-25-39, www.rosp.ru • ГК «Урал-Пресс» тел: (495) 789-86-39 www.ural-press.ru • ЗАО «МК-Периодика» тел: (495) 672-70-89 www.periodicals.su

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

W

ith a double dip recession “imminent” in the United States, a troubled Euro zone and another Russian winter on the way I’m finding it hard to find anything positive to write about.

I don’t mind the negative. But I like to approach negative realities as challenges that can be dealt with and turned into positives. It’s my Midwestern American upbringing – and ideology.

So let’s look at some news in search of some silver linings. I’ll leave U.S. recessions (soon to be a global recession) and Euro zone problems to the bankers and politicians who caused the problems to begin with.

I consider myself fortunate to have been working as a journalist in Russia in the 1990s when common people were regularly fleeced of their bank accounts.

Do you remember the MMM scam? Much of what has happened in the West in the last couple of years is similar – it’s just bigger and it’s been candy coated.

But let’s get off philosophical issues – let’s look at Libya.

Did Russia err in supporting Qaddafi? Maybe not. It seems Russia may have succeeded in “sitting on all chairs” and will yet come out OK. Mark Pabst, writing in the October issue of Petroleum Africa magazine pointed out that “… while the Russian government may have initially taken a stand against the NTC (National Transition Council), unnamed sources have been widely quoted in news services claiming that Russian refined oil products were shipped to the rebels even before Moscow recognized the new Libyan government.”

"If this is true, Russian businessmen may have been out in front of the politicians; a fact that could be a blessing for Russian companies,” Pabst wrote.

Evidence may be found in the fact that in September, ENI and Gazprom reaffirmed their deal (signed originally in February) to give Gazprom 50 percent of ENI’s stake in Libya’s Elephant field.

Pabst points out that ENI “has such a huge presence in the country that the new Libyan leaders cannot ignor it if they want to reach their ambitious production targets, and ENI executives have been keen to engage the NTC leadership once NATO sided with the anti-Qaddafi forces.” In August, ENI CEO Paolo Scaroni visited with top rebel leaders in Benghazi and then in September met with top NOC (National Oil Company) officials,” Petroleum Africa reported.

So, thanks to Russia’s strong government-to-government relationship with Italy and the long history of cooperation between Gazprom and ENI, Russian interests may be secure. China has a different problem. According to Pabst, the NTC claims it has evidence that “the Chinese sold weapons to the Qaddafi regime in violation of UN sanctions.” The same documents, also supposedly revealed that “NTC allies Great Britain and the United States helped Qaddafi track down dissidents in recent years,” – a sin the new Libyan leadership is likely to forgive and forget. “How long it takes the NTC to forgive China may be another matter,” Pabst wrote.

I invite you to visit www.petroleumafrica.com for more insight on Libya and to read Pabst’s excellent snapshot of Libyan oil and gas affairs in full. In November, Pabst will contribute to Oil&Gas Eurasia an analysis that delves more in detail into Russian interests in Libya. So don’t miss this issue.

Also, in November, Oil&Gas Eurasia will be examining Russia’s interest in technologies to develop unconventional resources including shale gas and tight oil. This month, OGE reports on the tie up between Rosneft and ExxonMobil. A few years back, Rosneft had negotiated unsuccessfully with Exxon to trade the U.S. super major a role in the Russian Arctic offshore (Shtokman at the time) in exchange for Rosneft’s entry into one of Exxon’s LNG projects. Today, Exxon has finally gotten it’s nose under the Arctic tent (in the Kara Sea) but the quid pro quo to Rosneft is “tight oil” and shale in North America, along with some offshore in deep water Gulf of Mexico.

Technology transfer is the goal, and Russian majors are achieving this goal by becoming a part of international consortiums and joint ventures operating internationally. We’ll hear plenty about technology – Arctic technology that is – at the SPE Arctic & Extreme Environments Conference & Exhibition 18-20 October in Moscow. OGE will be there and we hope you will too.

2

#10 October 2011

происходившего на Западе за последние пару лет очень ее напоминает, только масштаб другой и «подается» все в красивой «обертке». Но довольно философствовать, давайте лучше посмотрим на Ливию. Неужели Россия допустила ошибку, поддерживая Каддафи? Может быть и нет. Похоже, Россия успешно применила тактику «сидения на нескольких стульях» и еще останется в прибыли. Как отмечает Марк Пабст в октябрьском выпуске журнала «Петролеум Африка»: «… несмотря на то, что правительство России изначально не поддерживало Переходный национальный совет Ливии, в СМИ широко цитировались анонимные источники, утверждавшие, что российские нефтепродукты доставлялись повстанцам еще до признания Москвой нового ливийского правительства». «Если это правда, то российские бизнесмены обогнали политиков; факт, который может стать настоящим благословением для российских компаний», – пишет Пабст. В доказательство этого приводится факт подтверждения в сентябре сделки между «Газпромом» и ENI (изначально подписанной в феврале), в результате которой «Газпром» получил 50% активов ENI на месторождение «Элефант» в Ливии. Как подчеркивает Пабст: «Присутствие ENI в стране настолько масштабно, что новое ливийское руководство не может его игнорировать, если хочет реализовать свои амбициозные цели по добыче нефти. Руководители ENI стремились заинтересовать лидеров Переходного национального совета, как только НАТО встала на сторону оппозиционеров Каддафи». По сообщению «Петролеум Африка», в августе глава ENI Паоло Скарони посетил лидеров повстанцев в Бенгази, а затем в сентябре встретился с высшими должностными лицами Национальной нефтяной корпорации. Таким образом, благодаря крепким межправительственным связям России и Италии и долгой истории сотрудничества между «Газпромом» и ENI, можно считать, что интересы России находятся в безопасности. У Китая ситуация несколько иная. По словам Пабста, Переходный национальный совет утверждает, что располагает доказательствами «продажи китайцами оружия режиму Каддафи в нарушение санкций ООН». Те же документы, якобы, подтверждают, что «союзники ПНС – Великобритания и Соединенные Штаты – в последние годы помогали Каддафи отслеживать диссидентов» – грех, который новое ливийское руководство, скорее всего, простит и забудет. «Как много времени потребуется ПНС, чтобы простить Китай – наверное, уже другой вопрос», – пишет Пабст. Я приглашаю вас посетить сайт www.petroleumafrica.com, чтобы лучше понять происходящее в Ливии, и прочитать полностью превосходный очерк Пабста, посвященный событиям в нефтегазовом секторе этой страны. В ноябре «Нефть и газ Евразия» опубликует аналитический материал Марка Пабста, подробно рассматривающий российские интересы в Ливии. Так что не пропустите наш ноябрьский выпуск! Также, в ноябре предметом пристального внимания НГЕ станет заинтересованность России в технологиях разработки нетрадиционных ресурсов, включая сланцевый газ и нефть малопроницаемых пластов. В этом месяце мы расскажем об альянсе между «Роснефтью» и ExxonMobil. Несколько лет назад «Роснефть» безуспешно пыталась договориться с Exxon о возможности войти в один из ее проектов по СПГ. В качестве «ответного предложения» ведущую американскую компанию приглашали принять участие в разработке российского арктического шельфа (речь тогда шла о Штокмановском месторождении). И вот, наконец, Exxon получила доступ в российскую Арктику (на сей раз – в Карское море). В обмен на эту «услугу» «Роснефти» предоставлено право участия в проектах по разработке нефти малопроницаемых пластов и сланцевого газа на территории США и глубоководному бурению в Мексиканском заливе. Обмен технологиями сегодня приобретает основополагающее значение, поэтому ведущие российские компании стремятся войти в международные консорциумы и создают совместные предприятия, работающие на международном уровне. Именно о технологиях, а точнее об арктических технологиях, пойдет речь на нефтегазовой технической конференции и выставке SPE «Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике». Это важное отраслевое мероприятие пройдет в Москве с 18 по 20 октября. «Нефть и газ Евразия» обязательно будет на нем присутствовать. Надеемся, что вы тоже его посетите.

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 ʼnŹųŻűƀŮźųűŮ ŻŹżŪŷŸŹŷūŷŭƄ

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

z 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 z œŷŶŽŮŹŮŶſűŷŶŶũƈ ŸŹŷŬŹũŵŵũ, źŷźŻũūŴŮŶŶũƈ SPE, Ÿŷŭ ŷŪƂŮŲ ŻŮŵŷŲ «ŦųźŻŹŮŵũŴƅŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŭŴƈ řũŰūŮŭųű ű ōŷŪƄƀű» ŚŹŮŭű ŭŷųŴũŭƀűųŷū Ŷũ ŸŴŮŶũŹŶƄž źŮźźűƈž, ŻŮŵũŻűƀŮźųűž ŰũūŻŹũųũž ű ŷŪŮŭũž - ŸŹűŰŶũŶŶƄŮ ƆųźŸŮŹŻƄ ŷŻŹũźŴű, ū ƀűźŴŮ ųŷŻŷŹƄž ŋŴũŭűŵűŹ ŋŴũŭűŵűŹŷū (ŋűſŮ-ŌżŪŮŹŶũŻŷŹ ŨŖʼnŗ), ŊűŴŴ ŚųŷŻŻ (ŜŸŹũūŴƈƇƂűŲ, ʼnŹųŻűƀŮźųűŲ şŮŶŻŹ, ųŷŵŸũŶűƈ Chevron Canada Limited), œŹűźŻűũŶ Ŋżųŷūűƀ (ŋűſŮ-ŸŹŮŰűŭŮŶŻ Ÿŷ ŬŮŷŴŷŬŷŹũŰūŮŭųŮ Ÿŷ řŷźźűű ű ŚŖŌ, Shell Exploration and Production Services) ŘŷŴŶżƇ ūŮŹźűƇ ŸŹŷŬŹũŵŵƄ ųŷŶŽŮŹŮŶſűű ŵŷůŶŷ ŰũŬŹżŰűŻƅ Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.com/ru z 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 ŘŴũŻűŶŷūƄŮ źŸŷŶźŷŹƄ

ŐŷŴŷŻŷŲ źŸŷŶźŷŹ

ŚŸŷŶźŷŹƄ

ŗŹŬũŶűŰũŻŷŹƄ

ŗŗŗ «řűŭ ŦŴźűūŮŹ»

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Refined Product Shipments, ENI Support, Bode Well for Russia’s Return to Libya Поставки нефтепродуктов, поддержка ENI – добрый знак для возвращения в Ливию

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

RUSSIAN ARCTIC | РОССИЙСКАЯ АРКТИКА 14

ExxonMobil in Right Place at Right Time Rosneft Trades a Share of the Arctic for Texas Shale and the Mexican Gulf

ExxonMobil – в нужном месте в нужный час «Роснефть» приглашает участвовать в арктических проектах в обмен на доступ к месторождениям в США CONFERENCE | КОНФЕРЕНЦИЯ

Russia’s Offshore – Challenges and Solutions RAO / CIS OFFSHORE 2011 Conference Roundup

18

Российский шельф – проблемы и решения По материалам конференции RAO / CIS OFFSHORE 2011

SPE Arctic: AEE 2011 Moscow is Center Stage for Key Arctic Dialogue

24

Победить «белое безмолвие» На ВВЦ открывается выставка и конференция AEE 2012 TRAINING | ОБУЧЕНИЕ

"Keys" to Success Inside Schlumberger's Abu Dhabi Training Center

28

«Ключи» к успеху О Ближневосточном учебном центре Schlumberger в Абу-Даби OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Subsea Technology Hydrocarbon Extraction as a Key Factor in Developing Resources of the Arctic Shelf Подводная технология добычи углеводородов – ключевой фактор освоения ресурсов шельфа Арктики

34

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Enhancing Equipment Reliability to Increase the Meantime between Failures of Sucker Rod Pumps Повышение конструкционной надежности – основа увеличения межремонтного периода штанговых насосов

42

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION ARCTIC EXPERIENCE | ОСВОЕНИЕ АРКТИКИ

Chevron continues to engage with Russian companies on projects where it can add value based on its wide ranging arctic experience. Шеврон продолжает сотрудничество с российскими компаниями в проектах, где может быть полезным его обширный опыт работы в арктических условиях

4

50

Oil&GasEURASIA

#10 October 2011

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ FIELD FACILITIES | ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Techmash Group – a 10-year long road Группа «Техмаш» – путь длиною в 10 лет

52

CONFERENCE | КОНФЕРЕНЦИЯ

CT Runs Twelfth Circuit Колтюбинг на двенадцатом витке

54

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

56

DRILLING | БУРЕНИЕ

National Drilling Company LLC Choses Andvanced Technology «Национальная Буровая Компания» делает ставку на новые технологии

58

WELL KILLING | ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

Salt Systems for Well Killing Солевые системы для глушения

60

New Approach to Purification of Kill Fluids Новый подход к очистке жидкости глушения

64

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

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

«Новая эра». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

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

Nalco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

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

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31, 33

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

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

PDC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Offshore Arctic . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

ABB. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

RS Components . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

«Транскор-К». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Inmarsat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

«Северсталь метиз» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62-63

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

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Елена Жук edit@eurasiapress.com

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

GUEST CORRESPONDENT Aider Kurtmulayev COVER PHOTO Polarcus Limited TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Sergei Naraevsky

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Polarcus Limited ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», Сергей Нараевский

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

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

www.oilandgaseurasia.com

6

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕ Айдер Куртмулаев

6

e-mail: info@eurasiapress.com

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (495) 781 8837 Fax: +7 (495) 781 8838

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

is a Member of:

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: 8,000 © 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: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2011, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Baker Hughes Introduces Advanced Reservoir Characterization Technology

Baker Hughes представляет новую технологию определения характеристик залежи

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Baker Hughes has introduced the next generation of its Reservoir Characterization eXplorer™ (RCX™) and Компания Baker Hughes представила новое поколеIn-situ Fluids eXplorer™ (IFX™) formation testing services. ние устройств для определения характеристик залежи Used jointly, these services accurately characterize Reservoir Characterization eXplorer™ (RCX™) и устройств fluid properties in real time—eliminating the need for для определения характеристик жидкой среды In-situ extensive and time-consuming analyses. Combined with Fluids eXplorer™ (IFX™). other formation evaluation techniques, they provide critiПри совместном использовании эти устройства cal information about a reservoir’s commercial viability. позволяют точно определить свойства жидкой среды в The RCX service is designed for enhanced reliability in реальном времени, избавляя от необходимости выполchallenging high-pressure, highнения трудоемкого и долгого анализа. Если temperature wells. Its high-caиспользовать данные устройства с другими анаpacity pumps also improve operлогичными приборами, то можно получить всю ations in highly overbalanced необходимую информацию о коммерческой wells. The service gathers comпригодности залежи. prehensive pressure data and Конструкция устройства RCX обеспечиваrepresentative fluid samples at ет высокую надежность при работе в скважиup to 27,000 psi and 395 F (201 нах в условиях высокого давления и высокой C). It is also compatible with the температуры. Высокопроизводительные насосы Baker Hughes multitank carrier устройства повышают эффективность работы в module, which offers the largскважинах, у которых давление в стволе сильно est volume, single-phase sample превышает пластовое давление. RCX собирает chambers in the industry—up to полную информацию о давлении, а также заби28 chambers. The services can be рает образцы жидкости при давлении до 27,000 combined into one run to reduce фунт/дюйм2 и температуре до 395 °F (201 °C). Устройство также совместимо с модулем отбора risk and time on the rig. проб Baker Hughes (multitank carrier module), Designed primarily for имеющим наибольшее в отрасли количество deepwater and high-temperaприемников для хранения однофазовых образture wells, the IFX service charцов – до 28. Чтобы сократить риски и время acterizes downhole fluid compositions in real time to allow ● Services gather formation pressures нахождения в скважине, устройства могут работать в паре. robust fluid identification, to and fluid samples in HP/HT environУстройство IFX предназначено в основoptimize sample collection and ments. to provide input to the petro- ● Устройства собирают информацию ном для глубоководных и высокотемпературных скважин. IFX определяет состав жидкости physical evaluations for early о давлении в пласте и отбирают в скважине в режиме реального времени, что assessments of a reservoir’s образцы жидкости в условиях позволяет оптимизировать сбор образцов и value. Unlike other technolo- высокого давления/высокой дает начальные данные для петрофизических gies in the industry, the IFX ser- температуры. исследований с целью скорейшего определения vice has a tuning fork sensor потенциала залежи. В отличие от других техand separate sound speed transducer that provide high-resolution density and viscosity нологий нефтегазовой отрасли, устройство IFX имеет and sound speed information. This data allows the direct настраиваемый датчик вилочного типа и отдельный преcalculation of a continuous gas-oil ratio without reference образователь скорости звука, с помощью которых можно получить точную информацию о плотности, вязкости и to any offset information. скорости звука в пласте. Наличие этих данных позволяет напрямую вычислить газосодержание нефти без какойлибо промежуточной информации.

Emerson Launches New Downhole Flow Sensor System

The new system will, for the first time, generate multiphase flow measurements from downhole in the well, leading to increased operator understanding of reservoir flow and zonal contributions from wells and increased production control and optimization.

8

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

Emerson Process Management выпускает новый скважинный датчик-расходомер Впервые в своей области новый датчик выполняет замеры многофазных потоков прямо в скважине, что позволяет оператору лучше понять поток и влияние на Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Key features of the Roxar Downhole Flow Sensor System include:

него различных зон, а также повысить эффективность и оптимизировать производственные процессы.

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

● Accurate and reliable flow rates, refined through 20 years of topside and subsea multiphase metering experience and 25 years of downhole monitoring experience. The technology is built on the Zector platform of Emerson’s third generation multiphase meter with new field electronics, electrode arrangements and improved measurement models. The flow sensor system includes a new water cut measurement tool based on dual velocity measurements and a density sensor, measuring the density of the fluid using gamma rays. The system can operate at pressures and temperatures of up to 10,000 psi and 150 C respectively. ● A compact and easy to use solution. The 3.5-inch tool and ¼-inch cable are compact and easy to install, fitting in both short zones between packers and in 7-inch liner/ casing. There is a single conductor for all well sensors

● Downhole Flow Sensor System improves understanding of reservoir flow from different well zones and branches and opens new window into subsea production operations. ● Скважинный датчик-расходомер обеспечивает более эффективный анализ потоков в различных зонах скважины и трубопроводах, открывая новые возможности для подводной добычи.

including the downhole gauges and the system can be fitted to existing subsea control systems without the need for modifications. Measurements are performed in the tubing through non-intrusive sensors. ● The flow sensor system is also highly flexible and forms part of a broader downhole solution. The system is modular with users able to pick the tool combination which best suits their needs – water cut only, for example, and is fully compatible with the Roxar downhole product portfolio, which includes high pressure and high temperature gauges. The flow sensor system is also fully integrated with Emerson’s production management system, Roxar Fieldwatch, providing production and reservoir engineers with the tools and data to make better informed reservoir management decisions. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Отличительными особенностями датчика-расходомера Roxar являются: ● Точные и надежные измерения потоков, в основе которых лежит 20-летний опыт надводных и подводных исследований многофазных сред и 25 лет анализа потоков в скважине. Устройство работает на платформе Zector многофазного измерителя третьего поколения компании Emerson с новой электроникой для работы в полевых условиях, электродами и улучшенными измерительными моделями. В конструкцию датчикарасходомера входит новый определитель содержания воды в пластовой жидкости, принцип работы которого основан на двойном измерении скорости и действии датчика плотности, который определяет плотность жидкости с помощью гамма-лучей. Датчик может эксплуатироваться при давлении и температуре до 10,000 фунт/дюйм² и 150 ºC соответственно. ● Компактность и простота в использовании. Устройство очень компактно (размер устройства – 3,5 дюйма, размер кабеля – ¼ дюйма) и легко монтируется в небольшом пространстве с обеих сторон между пакерами и 7-дюймовой обсадной колонной. Для всех скважинных датчиков, в том числе для контрольно-измерительных приборов, работающих в скважине, используется единый кабель. Датчик может устанавливаться на подводных системах управления без каких бы то ни было изменений этих систем. Замеры в колонне выполняются с использованием непогружных датчиков. ● Датчик-расходомер обладает большой гибкостью и является частью комплексных решений для работы в скважине. Датчик имеет модульную конструкцию, при этом пользователи могут выбрать комбинацию устройств, которая наилучшим образом соответствует их требованиям (например, только определение количества воды в пластовой жидкости). Датчик полностью совместим с другими скважинными устройствами Roxar, в том числе с датчиками высокого давления и высокой температуры. Также датчик полностью интегрируется с системой управления производственными процессами Emerson – Roxar Fieldwatch, предоставляя инженерам по эксплуатации и разработке средства и данные для принятия более эффективных решений.

Expro обеспечивает новые возможности контроля ПВО/райзеров Международная сервисная компания Expro недавно объявила о том, что сможет предоставить операторам подводного бурения наглядное изображение самого важного оборудования, используемого при подводных работах. Чтобы получить изображения и данные для просмотра и контроля целостности ПВО, обсадных колонн и райзеНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

9

#10 October 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE / ИСТОЧНИК: EXPRO

Expro Provides Innovative BOP/riser Inspection Service International oilfield services company Expro recently announced a comprehensive service to provide subsea operators with a firsthand view of some of their most critical underwater assets.

The service uses Expro’s Multi-Finger Caliper and ViewMax Down Hole Camera systems to provide images and data to view and monitor the integrity of BOPs, casing and risers.

Expro has deployed the Multi-Finger Caliper for years and has completed hundreds of well inspections with the ViewMax Downhole Camera systems. Using the two proven technologies together provides a visual and a mechanical inspection of the wells.

The first component of the BOP/ riser inspection service, the Expro MultiFinger Caliper, can provide data to accurately monitor the integrity of casing or marine risers in varying sizes in diameter.

It is the only caliper on the market with fully mechanical, simultaneous, independent and continuous readings from all of the feelers. The Multi-Finger Caliper also

● Multi-Finger Caliper provides data to accurately monitor the integrity of casing of various diameter sizes. ● Многощуповый каверномер предоставляет данные для точного контроля целостности колонн различного диаметра.

ров, используется многощуповый каверномер (Multi-Finger Caliper) и скважинная камера ViewMax (ViewMax Down Hole Camera). В течение нескольких лет Expro использовала многощуповый каверномер, выполнив сотни осмотров скважин с применением камер ViewMax. Совместное использование двух зарекомендовавших себя устройств позволяет выполнить осмотр и механическую проверку скважины. Основной элемент проверки ПВО/райзеров – многощуповый каверномер – предоставляет данные для точного контроля целостности колонн различных диаметров. Это единственный каверномер на рынке, который считывает механические, синхронные, независимые и непрерывные показатели со всех щупов. Каверномер также имеет средства для анализа деформаций, износа колонн и коррозии. Второй элемент проверки ПВО/райзеров – скважинная камера ViewMax – может использоваться в скважине для осмотра ПВО и райзеров. Камера дает вид снизу и вид сбоку, а также может переключаться между ними. Кроме того, при использовании стандартной электронной линии или оптоволоконной линии камера может передавать полноценное видео. Камера создает изображения с интервалом 1,1 секунды при использовании стандартной электронной линии и делает 30 кадров в секунду при использовании оптоволоконной линии.

M-I SWACO представила новый вакуумный инструмент для удаления остатков породы На нефтегазовой конференции и выставке Offshore Europe 2011 компания M-I SWACO объявила о выпуске

Fugro Breaks World Record for Low-Logistic AUVs Using SeeByte Software SeeByte, the global leader in creating smart software technology for unmanned systems, announces that Fugro Survey Pty Ltd. (Fugro) has successfully broken the current world record for the longest uninterrupted pipeline inspection using a low-logistics AUV. The SeeTrack AutoTracker software was utilized by Fugro in conjunction with the Gavia AUV to survey a pipeline on the Northwest Shelf off Western Australia in 90 meters of water. The vehicle successfully inspected 31 kilometers of pipeline on a single mission, surpassing SeeByte’s existing record. The mission was manually ended due to low battery while AutoTracker was still operating successfully. The SeeTrack software was developed to enable AUV’s to carry out export pipeline inspections. Through SeeTrack AutoTracker the inspection data is improved and time is saved by reducing repeat missions which are usually required due to missing data. SeeTrack AutoTracker can also operate in areas where multiple pipelines and unexpected burials are encountered.

Fugro устанавливает мировой рекорд при использовании автономных подводных аппаратов с применением программного обеспечения SeeByte Мировой лидер в производстве интеллектуального программного обеспечения для автоматических необитаемых аппаратов компания SeeByte объявила, что фирма Fugro Survey Pty Ltd. (Fugro) установила новый мировой рекорд в непрерывном обследовании подводных трубопроводов с использованием автономных подводных аппаратов с низким уровнем логистической поддержки. Для осмотра трубопровода на глубине 90 м на Северо-Западном шельфе у берегов западной Австралии с помощью автономного подводного аппарата Gavia, компания Fugro использовала программу SeeTrack AutoTracker. За один рейс подводный аппарат успешно обследовал 31 км трубопровода, побив действующий рекорд SeeByte. Обследование было завершено вручную из-за низкого заряда аккумулятора, хотя AutoTracker при этом продолжал успешно работать. Программа SeeTrack была разработана для проведения обследований экспортных трубопроводов автономными подводными аппаратами. При использовании SeeTrack AutoTracker улучшается качество данных, и, за счет сокращения количества циклов обследования (необходимых вследствие недостаточности данных), обеспечивается экономия времени. SeeTrack AutoTracker также может работать в районах, где проходят несколько трубопроводов, и на грунте могут встречаться непредусмотренные заглубления.

10

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

Oil&GasEURASIA

includes applications for deformation analysis, casing wear, and corrosion assessment.

The second component of the BOP/riser inspection service, the Expro ViewMax Down Hole Camera system, can be deployed in a well to conduct visual riser and BOP inspections. The camera has the capability to provide a down view as well as a side view, and can switch back and forth between the two. In addition, the ViewMax Down Hole Camera can be run on standard e-line or fiber optic line for full-time, fullmotion video. The camera collects each image in 1.1 seconds on e-line and collects 30 frames per second through fibre.

M-I SWACO Introduces New Vacuum Debris Removal Tool M-I SWACO announced at the Offshore Europe 2011 Oil and Gas Conference and Exhibition the release of the Well Scavenger* vacuum debris removal tool, which is designed specifically to capture and remove debris from the wellbore during intervention activities.

Wellbore conditions can create inefficient downhole circulation during a debris clean-up operation. After perforating, clean-up can be difficult due to fluid losses that restrict pump rates and pressures. Sensitive pressure-actuated downhole hardware may also limit pump rates and pressures.

Based on a modular design, the Well Scavenger tool comprises a single-nozzle fluid-driving engine, a debris screening module, and one or more debris chambers. The engine module internally generates and maintains an efficient localized reverse circulation flow that achieves maximum lifting velocities without the need for high pump rates from the surface. The debris screening module filters the fluid to capture larger debris and is equipped with an internal magnet assembly to collect ferrous material.

Compared to other tools, the sealed lifting caps of the Well Scavenger tool are significantly safer when handling extracted debris and fluids on the rig floor. The tool can also be combined with string magnets or junk baskets to optimize the removal of ferrous or larger debris.

The tool’s optimum environment is with Newtonian fluids that have limited solids carrying capacity or when open perforations, pressure-sensitive downhole hardware or limitations from surface equipment make it impossible to use high pump rates and pressures. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ вакуумного инструмента для удаления остатков породы Well Scavenger*, который предназначен специально для сбора и удаления остатков породы из скважины в ходе технических мероприятий. Среда скважины может стать причиной неэффективной циркуляции жидкости при очистке забоя от остатков породы. После перфорирования очистка может быть затруднена вследствие потери жидкости, что ограничивает производительность насоса и давление. Чувствительное оборудование забоя, работающее под действием давления, также может ограничивать производительность насоса и давление.

Well Scavenger имеет модульную конструкцию и состоит из двигателя с одним соплом, из которого подается жидкость, модуля обработки остатков породы и одной или нескольких камер для хранения остатков. Двигатель создает и поддерживает локальный поток обратной циркуляции, который достигает максимальной скорости, обеспечивающей подъем остатков породы, без работающего с поверхности насоса высокой производительности. Модуль обработки фильтрует жидкость, отбирая крупные остатки породы. Для сбора черных металлов модуль оснащен магнитом. По сравнению с другими инструментами, герметичные защитные колпачки Well Scavenger обеспечивают большую безопасность при обработке извлеченных остатков породы и жидкостей на буровой площадке. С целью более эффективного удаления металлических или крупных остатков породы либо инородных тел инструмент можно использовать совместно со струнообразными магнитами или шламометаллоуловителями. Оптимальной средой для работы инструмента являются ньютоновские жидкости, не способные переносить большое количество твердых тел. Также инструмент отлично подходит для использования при открытом перфорировании, когда из-за ограничений скважинной аппаратуры или наземного оборудования невозможно использовать высокопроизводительные насосы и высокое давление.

● Well Scavenger tool generates high lifting rates for intervention applications. ● Инструмент Well Scavenger обеспечивает высокую скорость подъема при проведении ГТМ.

SOURCE / ИСТОЧНИК: M-I SWACO

№10 Октябрь 2011

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

11

#10 October 2011

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Smith Bits Introduces Next Generation Premium PDC Cutter

Smith Bits представляет резцы премиум-класса нового поколения

Smith Bits announced at the Offshore Europe 2011 Oil and Gas Conference and Exhibition the availability of its ONYX II* premium polycrystalline diamond compact (PDC) cutter. The ability of this cutter to retain a sharp edge enables it to drill more efficiently in the harshest formations.

The introduction of the original ONYX* cutter made a significant contribution to PDC bit performance. To continue advancement of PDC bit performance required upgraded cutter technology. The ONYX II premium cutter is synthesized using highly developed manufacturing techniques, including a proprietary two-step process that gives the new cutter superior abrasive wear and exceptional resistance to thermal degradation when compared to prior generations of PDC cutter technology. The cutter is designed to resist the spalling and chipping that shortens the life of other hard formation drill bits.

На европейской нефтегазовой выставке и конференции Offshore Europe 2011 компания Smith Bits объявила о выпуске резцов премиум-класса на основе поликристаллических алмазных композитов под маркой ONYX II*. Способность этого инструмента сохранять острые кромки обеспечивает более эффективное бурение самых твердых пластов. Создание оригинальных резцов ONYX* значительно повысило эксплуатационные характеристики буровых долот из поликристаллических алмазных композитов. С целью дальнейшего улучшения эксплуатационных показателей долот для производства резцов использовалась усовершенствованная технология. По сравнению с предыдущими поколениями резцов на основе поликристаллических алмазных композитов, инструмент премиум-класса ONYX II сочетает в себе качественные производственные технологии, включая фирменный двухступенчатый метод, обеспечивающий изделию исключительную абразивостойкость и устойчивость к термическому старению. Инструмент устойчив к расщеплению и выкрашиванию, то есть именно к тем воздействиям, которые сокращают срок эксплуатации буровых долот, работающих в твердых пластах.

● ONYX II PDC cutter drills 22 percent more footage at a higher ROP ● Резцы на основе поликристаллических алмазных композитов ONYX II обеспечивает более высокую скорость бурения, проходя расстояние на 22% больше, чем другие модели.

Laboratory and Field Testing

Sulzer Pumps Ltd. Sets up Service Company

SOURCE / ИСТОЧНИК: SULZER

To evaluate the improved wear characteristics of the new PDC cutters, a controlled laboratory comparison was conducted on granite. The new PDC cutters showed a 20 percent reduction in wear flat area with minimal chipping and degradation, as measured against the earlier ONYX PDC cutters.

In Sublette County, Wyoming, a 6-inch MDi516 bit equipped with the new ONYX II cutters outperformed an

Sulzer (Switzerland) will set up its first service center in the Moscow region. The company will offer services on repair, upgrading and assembly of new industrial pump systems for Russian customers and showcase its newest technologies and expert qualifications as one of the world’s leaders in pump manufacturing. The center will also provide advanced training programs.

The new center will be one of 65 service companies located in many countries and set up according to Sulzer Pumps’ global expansion plans.

12

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

Лабораторные и эксплуатационные испытания

Для оценки улучшенных характеристик износостойкости нового резца проводились сравнительные лабораторные испытания с использованием гранита. По сравнению с предыдущими моделями резца ONYX на основе поликристаллических алмазных композитов, степень износа плоской поверхности нового резца оказалась на 20% меньше, а выкрашивание и старение были минимальным. Испытания, проведенные в округе Саблет (шт. Вайоминг), показали, что рабочие характеристики 6-дюймового долота MDi516, оснащенного резцами

Sulzer Pumps Ltd. открывает сервисное предприятие В Подмосковье открывается первый сервисный центр швейцарского концерна Sulzer. Предприятие окажет услуги по ремонту, модернизации и изготовлению новых промышленных насосных систем для российских заказчиков, а также продемонстрирует технологии и профессионализм, присущие компании, занимающей одно из ведущих мест в мире среди производителей насосов. В центре также будут проводиться семинары для повышения квалификации специалистов. Новый центр стал одним из 65 сервисных предприятий, расположенных во многих странах мира и созданных в соответствии с планами Sulzer Pumps по расширению своей деятельности на мировом рынке.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

offset well drill bit fitted with ONYX cutters, the prior generation PDC cutter. A notable 4,775 ft was drilled in 78.5 hours at a rate of 60.8 fph, compared to 3,900 ft drilled in 79.4 hrs at an average rate of 49.1 fph.

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

Weatherford Red Eye® Water-cut Meters Got a New Pattern Approval Certificate A new Pattern Approval Certificate of Measuring Instruments was obtained for Weatherford’s Red Eye® 2G and Red Eye® Multiphase water-cut meters designed to measure the water content (cut) in a produced multiphase water, oil and gas stream.

Implemented technical changes have significantly improved the metrological performance of these meters, and now Red Eye® Multiphase can be operated in high gas-content environments (GVF 0 percent to 99.5 percent).

The approved technical and metrological performance allows for Red Eye® operation in various operators’ oil quality management systems. Moreover, this equipment complies with GOST R 8.615-2005 requirements regarding oil net weight measurement accuracy.

Primary and common ● Red Eye® water-cut meter. applications of Red Eye® ● Измеритель обводненности water-cut meters include Red Eye®. automated group measure units for gas measuring in oil; systems for crude oil quantity measurement and quality rating; mobile metering stations; well sites, etc.

The measurement is based on near-infrared absorption spectroscopy, where absorbance is measured over several wave lengths. This allows measuring water content (cut) in multiphase water, oil and gas mixtures in the full water-cut range (0 percent to 100 percent) and with high consumption gas content (0 percent to 99.5 percent).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ONYX II, превзошли параметры долота с резцом ONYX предыдущего поколения. Глубина в 4 775 футов была достигнута за 78,5 часа при скорости 60,8 футов в час против глубины 3 900 футов, пройденной за 79,4 часа при средней скорости бурения 49,1 футов в час.

Weatherford получила новый сертификат на измерители обводненности Red Eye® На измерители обводненности Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase производства компании Weatherford, предназначенные для измерения объемной доли воды в извлекаемой многофазной смеси нефть-вода-газ, был получен новый сертификат об утверждении типа средств измерений. Благодаря внесенным техническим изменениям, существенно улучшились метрологические характеристики данных измерителей, а эксплуатация Red Eye® Multiphase теперь стала возможна и в условиях повышенного газосодержания (в диапазоне GVF 0-99,5%). Утвержденные технические и метрологические характеристики позволяют применять измерители обводненности Red Eye® производства компании Weatherford в различных системах учета и контроля качества нефти на объектах нефтегазодобывающих предприятий, кроме того, они соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 в части требований, предъявляемых к погрешности измерений массы нетто нефти. В основу принципа действия измерителей обводненности Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase заложен принцип абсорбционной спектроскопии в ближней области инфракрасного излучения, при котором измерение оптической плотности осуществляется на нескольких длинах волн, что позволяет проводить измерения объемного содержания воды в многофазных смесях нефть-вода-газ во всем диапазоне обводненности (от 0 до 100%) и при высоком расходном газосодержании (от 0 до 99,5 %). Основные объекты эксплуатации измерителей обводненности Red Eye® – измерительные системы АГЗУ, СИКНС, передвижные ЗУ и индивидуальное применение на скважине.

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

13

RUSSIAN ARCTIC

ExxonMobil in Right Place at Right Time

Rosneft Trades a Share of the Arctic for Texas Shale and the Mexican Gulf

ExxonMobil – в нужном месте в нужный час

«Роснефть» приглашает участвовать в арктических проектах в обмен на доступ к месторождениям в США Galina Starinskaya

R

osneft’s selection of ExxonMobil as a strategic partner in the Russian Arctic may have as much to do over the long term with Russian investment in the U.S. energy sector, as it does with the U.S. investment in Russia.

The agreement signed on August 30 between Russia’s largest oil company, state-owed Rosneft, and global independent ExxonMobil was consumated quickly, after BP (Rosneft’s first choice among prospective brides) was forced to pass on the deal because of a dispute with TNK-BP. The seriousness of Rosneft’s intent was underscored by the presence at the signing ceremony of none other than Russian Prime Minister Vladimir Putin himself. Joining Putin was Rosneft President Eduard Khudainatov and Neil W. Duffin, President of ExxonMobil Development Company.

So who is ultimately getting what from the deal? On the Russian side of things, the partners are to develop three license areas on the Arctic shelf, namely East Prinovozemelsky 1, 2, 3 in the Kara Sea, as well as the Tuapse site in the Black Sea. Arrangements had been made regarding the Black Sea project earlier this year at the World Economic Forum in Davos. Through these projects, the companies should create joint ventures in which Rosneft will hold 66.7 percent, and ExxonMobil – 33.3 percent. The catch for the American IOC is that ExxonMobil won’t be able to book the reserves. Russian law reserves this right for the license holder. And it is stateowned Rosneft that holds the license.

Direct investment is estimated at $200-300 billion. With the infrastructure, construction of the required facilities, and

FACT The Tuapse block in the Black Sea region occupies a total area of 11,200 square kilometers (2.8 million acres) with depths ranging from 40 to 2,000 meters (120-6,000 feet). The recoverable oil reserves are estimated at 1.2 billion tons. Similar projects involving ExxonMobil include Project Neptun, Romania, and oil patches 3921 and 3922 in Turkey.

14

Галина Старинская

«Р

оснефть» определилась в выборе нового стратегического партнера для совместного освоения месторождений в Карском море – место ВР заняла американская компания ExxonMobil. Возможность инвестиций в энергетику США в долгосрочной перспективе для одной стороны и аналогичная возможность, предоставляемая другой стороне в России, возможно, стали определяющими факторами при принятии решения. Итак, 30 августа текущего года «Роснефть» и ExxonMobil стали стратегическими партнерами. Подписи под документом в присутствии премьер-министра России Владимира Путина поставили президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов и глава ExxonMobil Development Co. Нил Даффин. Альянс предполагает несколько аспектов совместной работы. На территории России это, прежде всего, освоение трех лицензионных участков Арктического шельфа – Восточно-Приновоземельских 1, 2, 3 в Карском море, а также Туапсинского участка в Черном море. Договоренности по последнему были достигнуты еще в начале года на Всемирном экономическом форуме в Давосе. В рамках этих проектов компании создадут совместные предприятия, в которых доля «Роснефти» составит 66,7%, а ExxonMobil – 33,3 %. Но поставить запасы на баланс в ГКЗ (Государственной комиссии по запасам) американский нефтегигант не сможет: согласно российскому законодательству такое право закреплено за компанией-лицензедержателем, то есть, «Роснефтью». Прямые инвестиции оцениваются в $200-300 млрд. С учетом инфраструктуры, строительства необходимых сооружений, а также обустройства территории, эта сумма может дойти до $500 млрд. На финансирование геологоразведочных работ, которое возьмет на себя Exxon, будет направлено до $3,2 млрд. Ожидается, что первые скважины в Карском и Черном морях будут пробурены в 2015 году, а принятие инвестиционного решения намечено на 2017–2020 годы. Что касается США, «Роснефть» рассмотрит возможность приобрести долю участия в ряде геологоразведочных и действующих проектов ExxonMobil в Северной Америке, включая Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

РОССИЙСКАЯ АРКТИКА

● ExxonMobil Development Co. President Neil W. Duffin (left) and

Rosenft President Eduard Khudainatov (right) seal the deal to let ExxonMobil into Russian Arctic offshore in return for Russian participation in ExxonMobil projects in North America and elsewhere.

Present at the signing was Russian Prime Minister Vladimir Putin (center in background). ● Президент компании ExxonMobil Development Co. Нил Даффин и Эдуард Худайнатов, президент и председатель правления ОАО «НК „Роснефть“» (на фото справа), договорились о стратегическом партнерстве между «Роснефтью» и ExxonMobil. На церемонии подписания соглашения присутствовал Председатель Правительства РФ Владимир Путин (на заднем плане в центре). the area planning included, the amount could reach $500 billion. Up to $3.2 billion is expected to be allocated in support of exploration work to be taken on by Exxon. First exploration drilling in the Kara Sea and Black Sea should commence in 2015, while the investment decision to proceed with development will follow sometime between 2017 and 2020.

As for the U.S. side of things, Rosneft is being offered the chance to acquire stakes in a number of exploration and already up and running projects of ExxonMobil in North America and elsewhere. These include offshore fields in the Gulf of Mexico, and “tight oil” fields in Texas and Canada.

ExxonMobil projects elsewhere in the world are also on offer.

Rosneft will receive a share in at least six projects run by ExxonMobil. “For a number of projects, Exxon has decided to allow Rosneft in. These are the projects where the company owns 100 percent. Where there is a third party, you’ll need to discuss it with them,” Deputy Prime Minister Igor Sechin explained.

According to some unofficial estimates, one of the projects likely to be joined by Rosneft may be Hibernia, Canada. ExxonMobil has a 33.1 percent share in that project; the rest belongs to Chevron, Suncor, Canada Hibernia, Statoil, Murphy.

Analysts from Uralsib Capital believe that Rosneft is primarily interested in North American shale fields Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

шельфовые месторождения в Мексиканском заливе, месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти в Техасе (США), Канаде и проекты в других странах. «Роснефть» получит доли, как минимум, в шести проектах ExxonMobil. «По ряду проектов Exxon уже приняла решение допустить „Роснефть“. Это те проекты, в которых компания имеет 100%. Там, где есть третий участник, [вопрос об участии] необходимо будет обсуждать с ним», – пояснял журналистам вице-премьер Игорь Сечин. По неофициальным данным, один из проект, в который может войти «Роснефть» – Hibernia в Канаде. В нем ExxonMobil принадлежит 33,1%, остальные доли распределены между Chevron, Suncor, Canada Hibernia, Statoil, Murphy. Аналитики «Уралсиб Кэпитал» считают, что «Роснефти», прежде всего, интересны североамериканские сланцевые месторождения и технологии. Еще до покупки XTO Energy в 2010 году, традиционные месторождения нефти ExxonMobil составляли лишь 25% запасов компании, а после приобретения у нее появился крупный участок в перспективной свите Eagle Ford на юге Техаса. Именно он может представлять интерес для «Роснефти» с точки зрения долевого участия в его разработке и использования соответствующих технологий на месторождениях Западной Сибири, отмечают эксперты. Они подчеркивают, что о своей заинтересованности в американских сланцевых месторождениях нефти и газа в мае также объявил

FACT The East Prinovozemelsky licensed areas occupy a total of 126,000 square kilometers (31 million acres) with depths varying from 40 to 350 meters (120-1,000 feet) (ice period of 270-300 days a year, high ecological sensitivity). Resources are estimated at 49.7 million tons of oil and 1.8 trillion cubic meters of gas and 49 million tons of condensate. The closest analogue to climatic conditions involving ExxonMobil is Hibernia offshore oil field in Canada.

15

#10 October 2011

RUSSIAN ARCTIC

ФАКТЫ Туапсинский блок в Черном море занимает участок общей площадью 11,2 тыс. км2 (2,8 млн акров) с глубинами от 40 до 2 000 м (120-6 000 футов). Оценочные извлекаемые ресурсы нефти – 1,2 млрд т. Ближайшие аналоги с участием ExxonMobil – проект Neptun (Румыния), а также участки 3921 и 3922 (Турция).

and technology. Prior to the purchase of XTO Energy in 2010, the traditional ExxonMobil oil fields were only 25 percent of the company’s reserves, while after the acquisition, Exxon got a large area in the prospective Eagle Ford Formation in south Texas. This might be of interest to Rosneft in terms of equity participation in its development and use of appropriate technologies in the fields of Western Siberia, experts say. They stress that their interest in the U.S. shale oil and gas fields was also announced in May by LUKOIL, though no concrete steps in this direction of the company are known yet.

The companies also agreed on the joint feasibility study of the development of the hard-to-recover oil reserves in the Western Siberia. In particular, the question is about the development of the Rosneft-operated fields in the so-called Bazhenov Formation (“oil shale”) with the deposits of 2.5 billion tons, and production of oil from the low permeability reservoirs in the Priobskoe field.

Under the agreement, the partners will establish the Arctic Research Center (ARC) for offshore development in St. Petersburg to be staffed with experts from these companies. The centre will use ExxonMobil and Rosneft technologies and develop some new technologies to facilitate the implementation of joint projects in the Arctic, including drilling and production vessels and platforms with ice reinforcement, as well as other projects of the Russian state-owned company. Exxon will fund the initial costs of establishing and functioning of the centre.

The American company was generous enough, agreeing to take on the first costs. However, only last year (2010) ExxonMobil had refused to share exploration of the Arctic shelf with Rosneft, referring to high cost of the projects.

This time, Russian officials gave a little and assured the U.S. IOC that the suitable tax exemptions would be granted.

If you assume an oil price of $100 a barrel, you break even in the Russian Arctic considering that mining and transportation in harsh conditions costs almost $30 a barrel, and taxes take the remaining $70 a barrel. With oil prices falling off their $100 peak now, Russia’s Arctic becomes a losing proposition unless taxes are cut. The Russian government is currently discussing preferential treatment for Arctic projects. For example, the Ministry of Energy believes that the internal rate of return for the shelf should be 20 percent or higher.

“The partnership with Rosneft, with its unique resource base featuring the largest and most highly capitalized company in the world reflects our commitment to increase the capitalization of the company through application of advanced technologies, to bring an innovative approach to business and to strengthen the human resource capacity,” Eduard Khudainatov, President of Rosneft said in reference to the ExxonMobil deal.

“This transaction is the result of many years of cooperation with ExxonMobil, tracking Rosneft out to the largescale world-class projects, which turn the company into a global energy leader,” he said.

16

«ЛУКОЙЛ», однако о каких-либо конкретных шагах компании в этом направлении пока неизвестно. Компании также договорились совместно изучить возможности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири. В частности, речь идет об освоении месторождений «Роснефти» на территории так называемой Баженовской свиты («сланцевая нефть») с ресурсами 2,5 млрд т, а также добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. В рамках соглашения партнеры создадут Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок (ARC) в Санкт-Петербурге, где будут работать специалисты этих компаний. Центр воспользуется собственными технологиями ExxonMobil и «Роснефти», а также станет разрабатывать новые технологии для содействия реализации как совместных проектов в Арктике, включая буровые и добывающие суда и платформы ледового класса, так и других проектов российской госкомпании. Exxon профинансирует начальные расходы на создание и функционирование центра. Американская компания оказалась достаточно щедрой, согласившись взять на себя первые расходы, хотя еще в 2010 году она отказалась от совместного с «Роснефтью» освоения арктического шельфа, сославшись на дороговизну проектов. В этот раз российские чиновники заверили компании, что им будут предоставлены необходимые налоговые льготы. При стоимости нефти, равной ● Polarcus Selma will perform $100 за баррель, прибыль seismic survey for Rosneft on отсутствует и возврата Tuapse site средств инвестору не проPolarcus Selma ● исходит, поскольку добыча выполнит сейсморазведку и транспортировка в суродля Роснефти на Туапсинском вых условиях Арктики обхоучастке дятся почти в $30, а оборотные налоги забирают у инвесторов более $70. При дальнейшем снижении стоимости нефти арктические проекты и вовсе становятся нерентабельными, поэтому вопрос их льготирования в настоящее время является предметом обсуждения в российском правительстве. Например, Министерство энергетики считает, что внутренняя норма рентабельности для шельфа должна быть от 20% и выше. Президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов так прокомментировал решение о сотрудничестве с Exxon: «Партнерство „Роснефти“, имеющей уникальную ресурсную базу, с крупнейшей и самой высококапитализированной компанией в мире отражает наше стремление повысить капитализацию компании путем применения передовых технологий, внедрения инновационного подхода к ведению бизнеса и усиления кадрового потенциала. Эта сделка является результатом многолетней совместной работы с ExxonMobil и выводит „Роснефть“ на масштабные Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

For his part, Neil Duffin, President of ExxonMobil Development Co. said, “Our technology, innovation and capacity to implement the projects will add to strong presence and experience of Rosneft, especially in seeing the prospects for the development of the Russian shelf.”

And not to be outdone, Prime Minister Putin named ExxonMobil as “one of the leading companies to be included in the severe Arctic latitudes.”

Rosneft is already cooperating with ExxonMobil in the Russian Far East, in Sakhalin-1(30 percent ExxonMobil, being the project operator, 20 percent Rosneft). And the U.S. super major has for many years hungered for a share of the Russian European Arctic.

When Rosneft’s negotiations with BP fell apart at the 11th hour, ExxonMobil was in the right place at the right time. However, while the BP deal would have included an exchange of shares, the ExxonMobil deal does not. “We do not need it,” Rosneft’s head Eduard Khudainatov told the media. Igor Sechin, deputy prime minister for energy, said there was no need to exchange shares initially, but such a decision was ultimately up to the companies involved.

“Rosneft was keen on the share swap with ExxonMobil, therefore, negotiations dragged on for six months,” said Alexei Mukhin, General Director of the Center for Political Information.

“It was one of the conditions for joining the project, but American company

SOURCE / ИСТОЧНИК: POLARCUS LIMITED

shareholders rejected it. In addition, it required U.S. government consent. It is unlikely that the exchange will occur in the future,” he says. Despite this, Rosneft went on to sign an agreement with Exxon, since, Mukhin said, rejecting the deal would mean “losing face”.

Rosneft had announced an alliance with BP in January.

The contract involved a mutual exchange of shares, which would give Rosneft access to its partner’s international projects. Rosneft was to obtain 5 percent of ordinary voting shares in BP in exchange for 9.5 percent of its own shares (each basket valued at about $7.8 billion).

But because of constraints imposed by the shareholder agreement concluded between BP and the AAR Consortium within TNK-BP, the deal was not closed.

In June, Rosneft started negotiations with other foreign oil companies. The list included the CNPC, CNOOC and Sinopec of China, the ONGC, India, Shell, and Petrobras of Brazil. None of these companies offered Rosneft to a share in their assets. As a result, Exxonmobil, which has the necessary drilling expertise to work in severe Arctic environments, became state-owned Rosneft's partner of choice.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РОССИЙСКАЯ АРКТИКА

ФАКТЫ Восточно-Приновоземельские лицензионные участки занимают общую площадь в 126 тыс. км2 (31 млн акров), глубины варьируются от 40 до 350 м (120-1 000 футов) (ледовый период 270-300 дней в году, высокая экологическая чувствительность). Ресурсы оцениваются в 49,7 млн т нефти, 1,8 трлн м3 газа и 49 млн т конденсата. Ближайший аналог по климатическим условиям с участием ExxonMobil – месторождение Hibernia в Канаде

проекты мирового класса, трансформируя компанию в лидера глобальной энергетики». «Наши технологии, инновации и возможности по реализации проектов дополнят сильные позиции и опыт «Роснефти», особенно в понимании перспектив разработки российского шельфа», – отметил президент ExxonMobil Нил Даффин. Владимир Путин назвал ExxonMobil «одной из ведущих компаний, в том числе в работе в сложных арктических широтах». «Роснефть» уже работает с Exxon в России в рамках проекта «Сахалин-1» (30% у американской компании, она выступает оператором проекта, 20% у «Роснефти»). Теперь американской компании предстоит осваивать шельф Карского моря. По сути, она заняла место ВР. Однако, в отличие от сделки с британцами, альянс с американской компанией не предусматривает обмен акциями. «Нам это не нужно», – так прокомментировал отсутствие данного пункта в соглашении глава «Роснефти» Эдуард Худайнатов. В свою очередь, вице-премьер правительства, курирующий российский ТЭК, Игорь Сечин отметил, что на начальном этапе нет необходимости в обмене акциями. В то же время вице-премьер добавил, что этот вопрос оставлен на усмотрение компаний. «Роснефть» была заинтересована в обмене акциями с ExxonMobil, поэтому переговоры затянулись на полгода, отмечает гендиректор Центра политической информации Алексей Мухин. «Это было одним из условий вхождения в проект, но акционеры американской компании отказались. К тому же, требовалось разрешение от властей США. Вряд ли обмен произойдет в будущем», – говорит он. Несмотря на это, «Роснефть» все же пошла на подписание соглашения с Exxon, поскольку отказаться от от сделки означало бы потерять свое лицо, считает политолог. Напомним, что в январе текущего года «Роснефть» объявила о создании альянса с британской ВР. Договор предполагал взаимный обмен акциями, что открывало бы доступ российской компании к международным проектам партнера. Российская госкомпания должна была получить 5% обыкновенных голосующих акций ВР в обмен на 9,5% своих бумаг (каждый пакет оценивается в сумму около $7,8 млрд). Но из-за препятствий, налагаемых акционерным соглашением, заключенным между ВР и консорциумом AAR в рамках ТНК-ВР, «сделка века» не состоялась. В июне «Роснефть» начала переговоры с другими зарубежными нефтегазовыми компаниями. В списке были китайские CNPC, CNOOC и Sinopec, индийская ONGC, Shell, бразильская Petrobras. Однако ни одна из этих компаний не предлагала «Роснефти» войти в свой капитал. В результате, партнерство с крупнейшей в мире нефтегазовой корпорацией – ExxonMobil, обладающей необходимыми технологиями и опытом бурения в сложных условиях Арктики, для российской госкомпании оказалось предпочтительнее.

17

CONFERENCE

Russia’s Offshore – Challenges and Solutions RAO / CIS OFFSHORE 2011 Conference Roundup

Российский шельф – проблемы и решения

По материалам конференции RAO / CIS OFFSHORE 2011 Antonina Petrova

Антонина Петрова

he world community’s concerns about securing energy resources result in a search for new energy sources and development of conventional hydrocarbon resources in hard-to-reach regions that in the first place include the Arctic.

The Arctic development trend is among the top foreign policy priorities of Russia. The document entitled “Fundamentals of the RF State Policy in Arctic Until 2020 and Further Perspectives”, which was approved by the RF President in September 2008, define preservation of the Arctic as a peace and cooperation zone among the primary national interests of Russia.

The continental shelf of Russia is the most extensive one in the world. According to the RF Ministry of Nature, the area of the RF continental shelf is 6.2 million square kilometers. The initial recoverable oil and gas resources within this area are estimated at 90-100 billion tons of oil equivalent, which corresponds to 20-25 percent of the global hydrocarbon (HC) reserves. A significant portion of the initial total HC resources of Russia – nearly 30 percent of gas, over 22 percent of condensate, and approximately 12 percent of oil fall to the continental shelf. Major hydrocarbon resources (over 80 percent) are concentrated in subsurface areas of the Barents, Pechora, and Kara Seas and the Sea of Okhotsk.

While the Barents and Kara Seas contain mostly gas and condensate, oil prevails in the Pechora Sea, and the Sea of Okhotsk features both oil and gas deposits.

Thus, the Arctic zone of Russia is a basis for the RF economic development, and processes occurring therein are of special significance for the Russian state.

In his welcome speech at the 10th International Conference of RAO/CIS Offshore 2011 held by Restec Exhibition Company on Sept. 13-16 in Saint Petersburg, Evgeny Velikhov, the member of RAS and president

забоченность мирового сообщества обеспечением энергоресурсами приводит к поискам новых видов источников энергии и освоению традиционных углеводородных ресурсов в труднодоступных регионах, к которым, в первую очередь, относится Арктика. Арктическое направление занимает важное место среди российских внешнеполитических приоритетов. Утвержденные президентом России в сентябре 2008 года «Основы государственной политики РФ в Арктике на период до 2020 года и дальнейшую перспективу» определяют сохранение Арктики в качестве зоны мира и сотрудничества как один из главных российских национальных интересов. Россия обладает самым обширным континентальным шельфом в мире. По данным Минприроды России площадь континентального шельфа РФ составляет 6,2 млн км2, в пределах которой начальные извлекаемые ресурсы нефти и газа в пересчете на нефть оцениваются в диапазоне от 90 до 100 млрд т, что соответствует 20-25% общемировых запасов углеводородов (УВ). На долю континентального шельфа приходится существенная часть начальных суммарных ресурсов УВ России – около 30% газа, более 22% конденсата и примерно 12% нефти. Основные ресурсы углеводородов (более 80%)

T

О

● RAO / CIS OFFSHORE is one of the most popular

Russian Offshore Development events. ● RAO / CIS OFFSHORE – одно из самых

посещаемых в России мероприятий, посвященных вопросам разработки арктического шельфа.

18

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

КОНФЕРЕНЦИЯ

● Prominent Russian scientists are focused on Arctic oil and gas

fields development issues. ● Вопросами разработки нефтегазовых месторождений

российской Арктики занимаются лучшие умы отрасли. of the “Kurchatov Institute” Research Center, reminded the participants about the shelf development’s history in Russia, which had its own “rises and falls”. Evgeny Velikhov mentioned an outstanding event, which had been anticipated for 15 years: on Aug. 17-27 a unique offshore operation took place in the Barents Sea – “Prirazlomnaya” offshore ice resistant platform, of the total weight amounting to 240,000 tons, was transported to its permanent location at the Prirazlomnoye field. It was the first national project for the development of Arctic shelf resources. The platform

сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом, в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат, в Печорском море – нефть, Охотское море обладает ресурсами нефти и газа. Таким образом, Арктическая зона России является базисом экономического развития РФ, и происходящие здесь процессы имеют особое значение для российского государства. В приветственном выступлении на 10-й Международной конференции RAO/CIS Offshore 2011, которую провела Restec Exhibition Company 13-16 сентября в Санкт-Петербурге, ака-

Reliability and profitability through simplicity?

Absolutely.

For drilling vessels, ABB delivers total electric solutions from power generation and distribution, to the large electric drives powering the drilling equipment and Azipod ® thrusters. Based on a core strategy of simplicity our solutions have been developed and refined for 35+ years on more than 125 offshore drilling rigs. By adapting industry standard ABB products and systems rather than engineering complex one-off systems, our solutions maximize reliability and reduce financial and operations risk through their ease of installation, operation and maintenance. www.abb.com/marine ABB AS Marine Phone: +47 22 87 20 00

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

CONFERENCE

#10 October 2011

● RAS member Evgeny Velikhov calls to enhance safety for offshore

Arctic operations to avoid “the second Chernobyl”. ● Академик Велихов призывает уделить пристальное внимание воросам экологической безопасности добычи в Арктике во избежание «второго Чернобыля».

was delivered and installed in the field located in the Pechora Sea on Aug. 28, 2011, with the first oil to be produced in 2012.

Oil recoverable reserves are 46.4 million tons, which allows achieving the annual production of nearly 6 million tons.

Velikhov believes that activities in the Northern shelf depend mainly on Russia – in the Barents and Kara Seas and in the Far East. Meanwhile it is impossible to disregard the interest being revealed now to the Arctic shelf by the international community, and primarily, by the North countries. “North countries are being consolidated. Everybody understands where hydrocarbon production activities shift,” RAS member noted.

Today, the environmental safety is the paramount challenge, given the sad experience of the Gulf of Mexico. First of all, it is essential to ensure safety and prevent any spills such as oil, condensate, etc. For Russia, this challenge must be among the top priorities. “So we won’t face another Chernobyl, because in the open sea at least 30 percent of oil can be collected, but in the ice conditions, this percentage will be equal to zero. Thus, the only way out is to prevent all and any spills.

There are technologies being developed in Russia to solve these problems, especially bottom technologies – they will beto be presented at the conference. This is an important moment of a new problem emerging, a solution of which must ensure full absence of incidents. If we admit a serious incident in the Arctic shelf, it will become a more serious catastrophe for the industry than Chernobyl for the nuclear industry, since any opportunity to work in the Arctic shelf will be closed,” Evgeny Velikhov pointed out.

Velikhov expressed a hope that plans stated for Yamal and Shtokman would be implemented.

Vsevolod Cherepanov, Gazprom Board member, Chief of the Gas, Gas Condensate, and Oil Department reported that in April 2011, Gazprom’s Board of Directors had approved the updated “Program for Hydrocarbon Development in the RF Shelf Until 2030”. According to the Program, application of integrated approach will enable the more expedient use of technical facilities and infrastructure in case of offshore projects implementation. Special attention is paid to the integrated development of the Shtokman field in the Barents Sea and transformation of the area into a new gas producing region. (In 2010, Shtokman Development AG, the operator of the Shtokman Development Phase I, stated that it could start gas production for pipeline supplies in 2016 and even

20

демик РАН Евгений Велихов, президент РНЦ «Курчатовский институт», напомнил участникам историю освоения шельфа в России, с ее подъемами и спадами. Евгений Велихов отметил знаменательное событие этого года, которого ждали 15 лет – с 17 по 27 августа в Баренцевом море проводилась уникальная морская операция: ледостойкая стационарная нефтяная платформа «Приразломная» весом в 240 тыс. т транспортировалась к месту своей постоянной дислокации на месторождении «Приразломное» – первый отечественный проект по освоению ресурсов арктического шельфа. Платформа была доставлена и установлена на месторождении, расположенном в Печорском море, 28 августа 2011 года. В 2012 году начнется добыча нефти. Извлекаемые запасы нефти составляют 46,4 млн т, что позволяет достичь годового уровня добычи около 6 млн т. Велихов считает, что активность на Северном шельфе, в основном, зависит от России – в Баренцевом, Карском морях и на Дальнем Востоке. При этом нельзя не учитывать интерес, который проявляет сейчас к арктическому шельфу международная общественность, а главное – cеверные страны. «Происходит процесс консолидации cеверных стран. Все понимают, куда перемещается активность добычи углеводородов», – отметил академик. В такой ситуации, с учетом печального опыта в Мексиканском заливе, возникает вопрос, как обеспечить безопасность. Вопросы безопасности и предотвращения всякого рода разливов нефти, конденсата и проч. приобретают первостепенную важность, и для России они должны стать одними из основных. «Чтобы у нас не получилось второго Чернобыля. Если в условиях открытого моря все-таки 30% нефти можно собрать, то в условиях льда этот процент – ноль. Поэтому единственный выход – не допускать вообще никаких разливов. И по этим проблемам есть технологии, которые развиваются в России, особенно донные технологии, которые будут представлены на конференции. Это важный момент – появляется новая задача, решение которой должно полностью обеспечить отсутствие инцидентов. Если мы допустим серьезный инцидент на арктическом шельфе, то это будет катастрофа для промышленности серьезнее, чем Чернобыль для атомной промышленности, поскольку на этом закроется вообще вся возможность работать на арктическом шельфе», – подчеркнул Евгений Велихов. Велихов выразил надежду, что планы, которые сегодня заявлены по Ямалу и Штокману, будут реализованы. Всеволод Черепанов, член правления, начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром», сообщил, что в апреле 2011 года совет директоров ОАО «Газпром» утвердил скорректированную «Программу освоения углеводородов на шельфе РФ до 2030 года». Программа предполагает применение комплексного подхода, позволяющего наиболее рационально использовать технические средства и инфраструктуру при реализации шельфовых проектов. В частности, в Баренцевом море предполагается комплексное обустройство Штокмановского месторождения и формирование нового газодобывающего региона. (Компания-оператор первой фазы освоения Штокмановского месторождения Shtokman Development в 2010 году заявила, что может начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году, а при необходимости – и в Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

in Quarter 4 of 2015 if needed, and launch LNG production in 2017. The project dates were already shifted once – earlier, pipeline gas supplies from Shtokman were planned to start in 2013, and LNG in 2014).

Cherepanov also listed the company’s achievements up to date. Four gas condensate fields were discovered at Kamchatka, with seismic survey carried out and drilling of prospect well No. 1 started at Pervoocherednaya structure.

With regard to Sakhalin-2 Project, it’s the LNG export (the first in Russia LNG plant operates), and three offshore platforms are serviced by the onshore processing facility. In the near-term outlook, Sakhalin-3 Project will become one of the main gas supply sources. Also, Gazprom is currently developing Kirinskoye gas condensate field. Given the severe environment and harsh climate typical for the area, it is suggested to use subsea production systems. According to the reporter, Gazprom added new reserves of more than 130 billion cubic meters of gas in Sakhalin-3 Project last year, and these will be increased by another 100 billion cubic meters of gas based on this year results.

Anatoly Zolotukhin (deputy principal of the Gubkin State Oil and Gas University) presented his vision of the outstanding problems and prospects of hydrocarbon resources development in the Russian Arctic. He mentioned that proved reserves would be sufficient for 30-40 years, and by 2035 the demand would increase from 18 to 44 percent.

By estimate, about 154 ВТОЕ are concentrated in the Arctic Ocean, which is 58 percent of total resources. “Our potential is non-conventional resources, namely, shale gas and gas hydrates, reserves of which are 10 times higher than in the U.S.,” he said.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КОНФЕРЕНЦИЯ

● Gubkin State OIl and Gas University Professor Anatoly Zolotukhin

thinks gas hydrates and shale gas are potentially important for Russia. ● Профессор РГУ нефти и газа им. Губкина Анатолий Золотухин считает потенциально важными для России сланцевый газ и газогидраты. четвертом квартале 2015 года, и обеспечить производство СПГ в 2017 году. Сроки проекта уже сдвигались – ранее поставки трубопроводного газа со Штокмана планировалось начать в 2013 году, СПГ – в 2014 году). Далее Черепанов перечислил достижения компании на сегодняшний день. На Камчатке открыто четыре газоконденсатных месторождения, проведены сейсмические

21

CONFERENCE

● Gazprom Department Head Vsevolod Cherepanov is proud of the

company’s records in Sakhalin projects. ● Начальник департамента ОАО «Газпром» Всеволод Черепанов

гордится достижениями компании в проектах на Сахалине.

With regard to the Arctic shelf development, there are still many problems, and the main one is a high production cost. According to Sergei Bogdanchikov’s estimation made in 2009 (Rosneft), a cost of 1 ton of oil produced offshore will be $500-700. A high cost of hydrocarbon production is connected with obsolete technologies in many sectors of the industry and with specific natural environment. Severe conditions in the Russian Arctic, such as low temperatures, ice, and icebergs that do not exist anywhere else in the world, require expensive equipment, expensive vessels, expensive infrastructure, special safety arrangements, etc. Since meteorological conditions strongly affect the equipment, in Zolotukhin’s opinion, “it is necessary to have an opportunity to disconnect the equipment and move it aside in case of certain conditions changing”, i.e. to use a “tunnel technology” concept.

Anatoly Zolotukhin paid special attention to the issue of specialists training for offshore operations. Thus, development of the Shtokman field will require 2,000 employees with specialized higher education. Overall, 12,000 specialists are required. The necessary training programs are available at the Gubkin State Oil and Gas University. Besides, some other universities are setting up similar specialized departments.

Speaking of shelf development, the leading oil producers (Rosneft and LUKOIL) and Gazprom (in essence, monopolists in the Russian oil and gas industry) prefer working with local designers and manufacturers of a wide range of equipment, as well as of technical and marine facilities. Only in March 2008, the RF Government approved the “Federal Special Purpose Program for Development of Civil Marine Facilities for 2009– 2016”, thus providing an opportunity for state-owned companies (mainly, former companies of the defense industry) to use scientific and industrial potential for creating new equipment and facilities. Yuri Simonov (Krylov Shipbuilding Research Institute, KSRI) made a detailed report thereon.

Within the framework of projects in the Barents Sea to ship oil from Kolguev island, from Varandey settlement, to ship LUKOIL’s oil through an ice-resistant terminal, various

22

#10 October 2011

работы, начато бурение поисковой скважины №1 на структуре «Первоочередная». Проект «Сахалин-2» – экспорт СПГ (работает первый в России завод по производству сжиженного природного газа), три морские платформы обслуживаются объединенным береговым комплексом. Проект «Сахалин-3» станет в ближайшей перспективе одним из основных источников поставок газа. ОАО «Газпром» ведет работы по освоению Киринского газоконденсатного месторождения. Предусматривается использование подводных добычных комплексов, так как район характеризуется тяжелыми природно-климатическими условиями. Докладчик сообщил, что в прошлом году на проекте «Сахалин-3» ОАО «Газпром» прирастил свои запасы более чем на 130 млрд м3 газа, по итогам этого года они будут увеличены еще на 100 млрд м3. Анатолий Золотухин (проректор РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) представил свое видение нерешенных проблем и перспектив освоения углеводородных ресурсов российской Арктики. Он отметил, что доказанных запасов нефти хватит на 30-40 лет, а потребность к 2035 году возрастет от 18 до 44%. В Северном Ледовитом океане оценочно сосредоточено 154 ВТОЕ, что составляет 58% общих ресурсов. «Наш потенциал – нетрадиционные ресурсы, а именно, сланцевый газ и газогидраты, запасы которых в 10 раз больше, чем в США». Проблем при освоении шельфа Арктики много, и главная – высокая стоимость добычи, соответственно, стоимость одной тонны нефти, добытой на шельфе, по оценке Сергея Богданчикова в 2009 году (ОАО «Роснефть») составит $500-700. Высокая стоимость добычи УВ связана с технологической отсталостью по большинству технологий и специфическими природными условиями. Тяжелые условия российской Арктики – низкие температуры, льды и айсберги, каких больше нет нигде в мире, требуют дорогостоящего оборудования, дорогих судов, дорогой инфраструктуры, специальных мер безопасности и т.д. Поскольку метеоусловия существенно влияют на оборудование, по мнению Золотухина, «необходимо иметь возможность отцеплять оборудование и „уводить“ его в сторону при наличии изменений конкретных условий», то есть использовать концепцию «технологии туннеля». Особое внимание Анатолий Золотухин уделил вопросу подготовки специалистов для работы на шельфе. Для освоения Штокмана, например, нужно 2 тыс. человек с высшим специальным образованием, а в целом – 12 тыс. Такие программы есть в РГУ, также открываются кафедры в некоторых других университетах. Ведущие нефтедобывающие компании (ОАО «НК „Роснефть“», ОАО «ЛУКОЙЛ») и ОАО «Газпром» (по сути, монополисты в нефтегазовой отрасли) для освоения шельфа ориентированы на отечественных разработчиков и производителей широкого спектра оборудования, технических средств и морской техники. Лишь в марте 2008 года Правительство РФ утвердило ФЦП «Развитие гражданской морской техники на 2009–2016 годы», тем самым дав возможность госпредприятиям (в основном, бывшей «оборонке») использовать научный и производственный потенциал для создания новой техники. Об этом подробно рассказал Юрий Симонов (ФГУП «ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова» – ЦНИИ). В рамках проектов в Баренцевом море по отгрузке нефти с о. Колгуев, из пос. Варандей, отгрузке нефти компании ОАО «ЛУКОЙЛ» через ледостойкий терминал были созданы различные технические средства: береговые Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

technical facilities were built, such as onshore tank farms, subsea pipelines, shipment terminals, ice-class tankers with deadweights of 20,000 and 70,000 tons, floating storages to transship to larger vessels, and support icebreakers and vessels.

The largest project is an offshore loading of natural gas from the Gulf of Ob to be liquefied at the Yamal peninsula.

The following must be constructed under the project: an LNG plant and an LNG storage, the port infrastructure, arctic vessels for LNG transportation (liquefied-gas vessels), and support fleet. KSRI developed a conceptual design of a mobile ice-resistant drilling unit for year-round drilling in the Gulf of Ob. According to plans, in 2011 the design of an ice-resistant process platform should be completed. Also, the institute started working out on pipe-laying vessels for deep and shallow waters. Gazprom VNIIGAZ, “Korall” Design Center, St. Petersburg Marine Machine Building Bureau “Malakhit”, Gazflot, and other companies are involved in development of technical facilities in cooperation with KSRI or independently.

It should be stressed here that the most important task to be considered is the implementation of projects to develop technical facilities, and the orders should be placed with local companies, such as Sevmash, Zvezdochka (Severodvinsk), Vyborg Shipbuilding Yard, Baltiysky Zavod, Admiralteiskie Verfi (dockyards, St. Petersburg), Amur Shipbuilding Plant, etc.

Nearly 600 delegates representing 19 countries and 250 companies participated in this jubilee forum, with about 180 reports presented.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КОНФЕРЕНЦИЯ резервуарные парки, подводные трубопроводы, отгрузочные сооружения, танкеры ледового класса дедвейтом 20 и 70 тыс. т, плавучие хранилища для перегрузки на более крупные суда, вспомогательные ледоколы и суда. Наиболее крупным проектом является морская отгрузка природного газа из района Обской губы с целью последующего сжижения на полуострове Ямал. По этому проекту должны быть построены завод СПГ с хранилищем СПГ, портовая инфраструктура, арктические суда для перевозки СПГ (газовозы), вспомогательный флот. ЦНИИ разработал концептуальный проект мобильной ледостойкой буровой установки для круглогодичного бурения в Обской губе, в 2011 году предусмотрено выполнение проекта ледостойкой технологической платформы, начались проработки трубоукладочных судов отдельно для глубоководных и мелководных районов. Разработкой технических средств занимаются в содружестве с ЦНИИ или самостоятельно ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ОАО «ЦКБ „Коралл“», ОАО «СПМБМ „Малахит“», ООО «Газфлот» и другие организации. При этом следует подчеркнуть, что важнейшей задачей является реализация проектов технических средств с размещением их строительства на предприятиях России: ПО «Севмаш», ФГУП «Звездочка» (г. Северодвинск), ОАО «Выборгский судостроительный завод», ОАО «Балтийский завод», ОАО «Адмиралтейские верфи» (Санкт-Петербург), Амурский судостроительный завод и др. В юбилейном форуме приняли участие около 600 делегатов из 19 стран, было представлено 250 компаний и около 180 докладов.

23

CONFERENCE

SPE Arctic: AEE 2011

Center Stage for Key Arctic Dialogue На ВВЦ открывается выставка и конференция AEE 2012

Победить «белое безмолвие»

Д

Alexander Bratersky Александр Братерский

F

or those growing up during the Soviet times, "Arctic", was a popular brand of chocolate candy bar and television stories about the brave, bearded Soviet polar travelers who lived for months in these harsh conditions.

Having the world's longest Arctic coastline, Russia lays claim to the greatest volume of undeveloped hydrcarbon reserves in the world - a 21st Century "sweet spot" if you will. So this month, SPE, together with Reed Exhibitions, invites specialists from around the world to Moscow for its first Arctic & Extreme Environments Exhibition & Conference. The event takes place 18 to 20 October in the All-Russian Exhibition Center.

The three-day expo will host representatives of dozens of Russian and foreign oil companies and service companies including BP, Rosneft, Total, Gasprom, Halliburton, Baker Hughes and others.

The conference is co-chaired by TNK-BP deputy president Sergei Brezitsky and professor of Gubkin Russian State University of Oil and Gas Anatoly Zolotukhin. “We would like to address issues during this conference, to address,

24

ля поколения СССР слово «Арктика» ассоциировалась с маркой шоколадных конфет и историями о дрейфующих на льдине бородатых полярниках. Cегодня арктический континент – это, прежде всего, несметные запасы нефти и газа, соперничество крупных арктических держав и область приложения новых технологий. Каким должно стать международное сотрудничество по арктическому шельфу и какие технологии и средства необходимо будет привлечь к освоению Арктики, профессионалы отрасли обсудят на трехдневной конференции и выставке AEE 2011, которая пройдет с 18 по 20 октября на территории Всеросийского выставочного центра. Выставка, в которой примут участие представители десятков российских и зарубежных нефтегазовых компаний, таких как BP, «Роснефть», Total, организована компанией Reed Exibitions и обществом инженеров-нефтяников. Сопредседатели конференции – исполнительный вицепрезидент ТНК-BP Сергей Брезицкий и проректор по международной работе РГУ нефти и газа им. Губкина Анатолий Золотухин. «Мы хотели бы на этой конференции поставить перед научной и производственной общественностью вопросы; скорее поставить, чем решить», – отметил в приветственном слове к участникам конференции профессор Золотухин, по словам которого «освоение Арктики – это задача не одной компании и даже не одной страны, это глобальная задача». По мнению Брезицкого, освоение арктической территории даст стимул к развитию инноваций, а также смежных отраслей, связанных с индустрией нефти и газа. «Будущее ТНК-BP связано с этим регионом», – отметил Брезицкий, имея в виду планы компании по увеличению добычи на Ямале. По мнению экспертов, подобные выставки и конференции представляют собой отличную возможность для Oil&GasEURASIA

ILLUSTRATION: GALINA ZHUK / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ГАЛИНА ЖУК

Moscow is

№10 Октябрь 2011

КОНФЕРЕНЦИЯ

rather then resolve,” Zolotukhin said in in his welcoming video address to the conference, posted on its official site.

“The Arctic development is not a task for a single company and not even for a single country, it’s a global challenge,” Zolotukhin said.

According to TNK-BP’s Brezitsky, exploration of the Arctic territory will give a boost to innovation and help developing industries related to the oil and gas industry.

“The future of TNK-BP is associated with the region,” said Brezitsky, referring to plans to increase production on the Yamal Peninsula were the company is currently developing oil and gas fields.

The development of oil and gas resources in the Russian Arctic, called by prime-minister Vladimir Putin a priority, is impossible without a state program to explore Arctic shelf, foreign capital and flexible fiscal policy, professor of Gubkin Russian State University of Oil and Gas Anatoly Zolotukhin said. He would present his views in his report “Hydrocarbon Resources in the Arctic” during the conference.

Interesting enough, some legal experts have already advocated the use of production sharing agreements for Arctic development. Global majors feel more secure with PSA agreements which were the norm on Sakhalin in the 1990s and in one project in West Siberia.

Sergei Lazarev, a senior partner from Rusin and Vekki legal company believes that the PSA can send a positive signal to foreign companies. “Foreign investors understand that they might face the situation, then the state would change the rules of the game,” he told Interfax.

According to experts and industry professionals, the AEE conference and exhibition is a great opportunity for professional exchange of views, concerning the region's development: “If you translate the message from the usual diplomatic language, perhaps we are on the threshold of turning the Arctic into a place which will be of interest to the national economy,” Alexander Pampusha, professor of continuum mechanics and offshore oil and gas affairs of Murmansk University told Oil and Gas Eurasia.

Professor Pampusha, who takes part in the conference, called for creation of a legal framework for conducting operations in high latitudes, which will help development in the Arctic. He said that Arctic exploration will have to resolve many practical day to day issues, which need to be addressed. “Take the question of glaciation of a floating platform, it is a question that will have to be studied,” says the scientist.

French company Total will organize a presentation on how to conduct exploration in Arctic cold. The company has a considerable experience in similar conditions. It has done projects in such difficult areas as the Barents Sea and the Russian tundra. Total subsidiary, Total thermokarst BV works on the Yamal peninsula in the Yamal-Nenetz Autonomous okrug. Total is involved also in the Yamal-LNG project.

Tatyana Lapina, a senior expert from the scientific institute of Gazprom will speak about the company’s experience in building underwater gas pipes. Lapina is a noted specialist in the field and has written a number of studies on the matter.

The conference participants will hear the detailed account of the current state of development of gas fields in the areas, belonged to the United States, Russia, Canada, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

25

CONFERENCE Greenland and Norway. Attention will be paid to the exploration, and Christian Bukovich, vice-President, Shell Exploration, Exploration in Russia and CIS, will speak about the problems of exploration in connection with the Arctic.

The Arctic area, covering 12 million square meters, could contain up to 22 percent of world oil reserves, according to experts’ estimates. The race to develop the Arctic continental shelf, which could be compared to the Alaskan gold rush of Jack London’s time, has featured 21st Century dramas like Russia's planting its national flag on the floor of the Arctic Ocean in 2007.

Artur Chelengarov, a legendary polar explorer, State Duma Deputy, and Russian Geographical Society First Vice President, told reporters at the time: “We have proven that the Arctic belongs to us. And I don’t care what some foreign politicians say about it.”

Today, potential reserves of the Russian Arctic shelf are estimated at up to 100 billion tons of oil equivalent and recoverable reserves up to 66 billion tons of oil equivalent. The extraction of 500 million tons of oil equivalent reserves will last for 130 years, Zolotukhin from Gubkin Russian State University of Oil and Gas estimated.

Although the stakes are high, specialists and experts understand that the industrial production of oil in the Arctic is not possible without restoration of full navigation on the Northern Sea Route.

“Arctic is the shortest path between European and Asian markets,” prime-minister Putin said at a recent international Arctic forum in Arkhangelsk. He promised the audience that the law on the Northern Sea Route will be adopted by the existing Duma before the December elections. The law defines the water area of the the Northern Sea Route and establishes an overseeing administrative body to watch over the route.

According to Sergei Frank, the general director of “Sovkomflot” shipping operator and a former transportation minister, the Northern Sea Route will significantly reduce the distance and save fuel for ships. “The state returns to the Arctic and it is a good signal to investors and professionals,” adds vice-chairman of the Duma’s energy committee Valery Yazev.

But in order to compete for Arctic oil reserves, Russia needs a strong fleet of ice-breakers, since its existing fleet is ageing. Transport minister Igor Levitin had promised recently that the country will allocate 20 billion rubles for the construction of new ice breakers over a three years period.

Russia is serious about developing the Arctic and the indication is the recent agreement between the country’s largest state oil company Rosneft and the U.S. company ExxonMobile on resource development in the Arctic. Both companies intend to create a research center for offshore development based in St. Petersburg as well as to work together to build drilling platforms to work in the Arctic.

Under the contract, the U.S. side will also carry out exploration works for Rosneft. For Russia, the agreement is a possibility to access advanced technologies.

In turn, the United States which is not a party to the UN Law of the Sea Cooperation agreement, the partnership with Rosneft will help obtaining an “entrance ticket” to the Arctic.

26

#10 October 2011

профессионального обмена мнениями о перспективах арктических исследований. «Если переводить с дипломатического языка на обычный, возможно, мы стоим на пороге превращения Арктики в регион, представляющий интерес для народного хозяйства», – сообщил НГЕ профессор кафедры механики сплошных сред и морского нефтегазового дела Мурманского университета Александр Пампуша. Профессор Пампуша, один из участников конференции, среди ключевых проблем освоения Арктики называет необходимость создания нормативно-правовой базы для работы «в высоких широтах», которая поможет добывать нефть в регионе. Специалистам придется справляться и со множеcтвом практических задач. «Возьмем вопрос оледенения конструкций плавучих платформ – это проблема, которую придется решать», – сказал ученый. Темы конференции также включают технологии бурения и строительства скважин – о них расскажут представители компании Halliburton. Представители компании «Газпром» поделятся с участниками конференции опытом строительства морских трубопроводов – с докладом выступит представитель института «Газпром ВНИИГАЗ» Татьяна Лапина, автор нескольких авторитетных исследований в этой области . О том, как проводить поисково-разведочные работы в условиях сурового арктического климата с участниками конференции собирается также поделиться французская компания Total, у которой есть немалый опыт работы в подобных условиях. Cреди проектов компании – проведение операций в таких сложных областях, как Баренцево море и российская тундра. Новые участки, на которых работает компания, также представляют собой настоящее «белое безмолвие»: Термокарстовое месторождение и проект «Ямал СПГ» в Ямало-Ненецком автономном округе. Трудностям добычи в тяжелых условиях Арктики будет посвящен и доклад Гиера Утскота, менеджера по Арктике компании Schlumberger. Участников конференции ждет подробный рассказ о текущем состоянии дел в разработке нефтегазовых месторождений на участках США, России, Канады, Гренландии и Норвегии. Внимание будет уделено и геологоразведке – с рассказом о перспективах и проблемах этой сферы в приложении к Арктике выступит вице-президент компании Shell Exploration по геологоразведке в России и СНГ Кристиан Букович. Разработка нефтегазовых ресурсов российского участка Арктики, которую премьер-министр Владимир Путин назвал одной из приоритетных задач, невозможна без госпрограммы разведки арктического шельфа, иностранного капитала и гибкой налоговой политики. Эти тезисы изложены в докладе сопредседателя конференции, профессора РГУ нефти и газа Анатолия Золотухина: «Углеводородные ресурсы Арктики». Интересно, что, рассуждая о налоговой политике в отношении освоения Артики, часть экспертов предлагает применить к иностранным участникам старое доброе «Соглашение о разделе продукции». По мнению старшего партнера компании «Русин и Векки», Сергея Лазарева, применение подобного соглашения поможет обеспечить страховку иностранным партнерам. «Иностранный инвестор понимает, что может оказаться в ситуации, когда государство поменяет правила игры», –говорит Лазарев в интервью «Интерфаксу». Сегодня потенциальные запасы российского арктического шельфа оцениваются в 100 млрд т нефтяного эквиOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

валента, извлекаемые запасы – в 66 млрд т нефтяного эквивалента. При уровне добычи 500 млн т нефтяного эквивалента в год, запасов хватит на 130 лет, отмечается в докладе профессора Золотухина. Однако понятно, что промышленная добыча нефти в Арктике невозможна без восстановления полномасштабного судоходства по Северному морскому пути. Запланированное в ближайшее время принятие закона о Севморпути как нельзя кстати: в декабре должно быть принято окончательное решение по разработке газоконденсатного Штокмановского месторождения, запасы которого оцениваются в 3,9 млрд т газа. По мнению гендиректора «Совкомфлота», бывшего министра транспорта Сергея Франка, изложенного им в интервью «Российской газете», перевозка по Северному морскому пути значительно сократит расстояние и сэкономит топливо для судов. «Государство возвращается в Арктику, и это хороший сигнал инвесторам и специалистам», – говорит зампред думского комитета по энергетике Валерий Язев. «Через Арктику лежит кратчайший путь между рынками Европы и Азии», – отметил на недавнем международном арктическом форуме в Архангельске премьер Владимир Путин, пообещав собравшимся, что закон о Севморпути будет принят еще Думой текущего созыва до парламентских выборов. В законе четко оговаривается акватория Северного морского пути и определяется ответственный за его функционирование административный орган. Россия серьезно настроена на освоение арктического шельфа. Свидетельство тому – недавнее соглашение между крупнейшей государственной российской нефтяной компанией «Роснефть» и американской компанией ExxonMobil по освоению ресурсов Арктики. Компании собираются создать научный центр для шельфовых разработок в Санкт-Петербурге, а также вести совместную работу по созданию буровых и платформ для работы в Арктике. По контракту американская сторона будет также выполнять для «Роснефти» геологоразведку в регионе. Сделка с американским нефтяным гигантом важна для России, прежде всего, возможностью доступа к передовым технологиям. В свою очередь, для США, которые не присоединились к соглашению ООН по морскому праву, сотрудничество с «Роснефтью» – это возможность получить «входной билет» в Арктику. Однако для того, чтобы возвращение в Арктику стало триумфальным, России необходимо решить одну из главных проблем – обновить стареющий ледокольный флот страны. Сегодня большинство ледоколов выработали свой ресурс, и если положение не изменится, через некоторое время страна останется без ледокольного флота. Министр транспорта Игорь Левитин обещает исправить ситуацию. По словам Левитина, на строительство новых российских ледоколов будет направлено более 20 млрд рублей в течении ближайших трех лет. После подобных обещаний сразу вспоминается христоматийная фраза классика «лед тронулся», но для того, чтобы «командовать парадом» в Арктике, России придется немало потрудиться.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КОНФЕРЕНЦИЯ

ƙƶƳƭƶƺƳƶƮƭƵưLJ - ƼƨƲƺƶƸ ƶƹƳƶƮƵLJdžǁưƱ ƬƶƩǃƿƻ ƵƭƼƺư.

ƗƸƭƬƳƨƫƨƭƴƶƭ ƸƭǀƭƵưƭ: ưƵƫưƩưƺƶƸǃ ƹƶƳƭƶƺƳƶƮƭƵưƱ Nalco Ɉɬɥɨɠɟɧɢɹ ɫɨɥɟɣ ɷɬɨ ɨɫɧɨɜɧɚɹ ɩɪɢɱɢɧɚ ɩɪɨɛɥɟɦ ɜɨɡɧɢɤɚɸɳɢɯ ɩɪɢ ɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ ɚ ɢɦɟɧɧɨ ɨɝɪɚɧɢɱɟɧɢɟ ɩɪɨɩɭɫɤɧɨɣ ɫɩɨɫɨɛɧɨɫɬɢ ɫɧɢɠɟɧɢɟ ɞɨɛɵɱɢ ɢ ɭɩɭɳɟɧɧɚɹ ɩɪɢɛɵɥɶ ɂɧɧɨɜɚɰɢɨɧɧɵɟ ɭɫɥɭɝɢ ɢ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 1DOFR ɩɨɡɜɨɥɹɸɬ ɜɡɹɬɶ ɩɨɞ ɤɨɧɬɪɨɥɶ ɩɪɨɰɟɫɫ ɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɹ ɨɬɥɨɠɟɧɢɣ ɨɫɭɳɟɫɬɜɢɬɶ ɦɨɧɢɬɨɪɢɧɝ ɜ ɪɟɠɢɦɟ ɪɟɚɥɶɧɨɝɨ ɜɪɟɦɟɧɢ ɞɥɹ ɢɡɦɟɪɟɧɢɹ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɯɢɦɢɱɟɫɤɨɣ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɢɧɝɢɛɢɬɨɪɨɦ ɫɨɥɟɨɬɥɨɠɟɧɢɣ Ɍɟɯɧɨɥɨɝɢɢ 1DOFR ɞɟɥɚɸɬ ɩɪɨɰɟɫɫ ɞɨɛɵɱɢ ɛɨɥɟɟ ɜɵɝɨɞɧɵɦ ɡɚ ɫɱɟɬ

Q ɗɮɮɟɤɬɢɜɧɨɝɨ ɢɧɝɢɛɢɪɨɜɚɧɢɹ ɜɫɟɯ ɬɢɩɨɜ ɦɢɧɟɪɚɥɶɧɵɯ ɨɬɥɨɠɟɧɢɣ ɜ ɧɟɮɬɟɩɪɨɦɵɫɥɨɜɵɯ ɫɢɫɬɟɦɚɯ Q Ɇɨɧɢɬɨɪɢɧɝɚ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɢɧɝɢɛɢɬɨɪɨɜ ɫɨɥɟɨɬɥɨɠɟɧɢɣ ɜ ɧɚɡɟɦɧɨɦ ɢ ɝɥɭɛɢɧɧɨɦ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɢ Q ɋɧɢɠɟɧɢɹ ɪɚɛɨɱɟɣ ɞɨɡɢɪɨɜɤɢ ɪɟɚɝɟɧɬɚ Q ɂɡɦɟɪɟɧɢɹ ɫɤɨɪɨɫɬɢ ɮɨɪɦɢɪɨɜɚɧɢɹ ɨɬɥɨɠɟɧɢɹ ɫɨɥɟɣ ɜ ɪɟɠɢɦɟ ɪɟɚɥɶɧɨɝɨ ɜɪɟɦɟɧɢ Q Ɉɩɬɢɦɢɡɚɰɢɢ ɯɢɦɢɱɟɫɤɢɯ ɩɪɨɝɪɚɦɦ ɩɨ ɤɨɧɬɪɨɥɸ ɡɚ ɨɬɥɨɠɟɧɢɹɦɢ ɫɨɥɟɣ ɉɪɟɞɫɬɚɜɢɬɟɥɢ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 1DOFR ɜ ɜɚɲɟɦ ɪɟɝɢɨɧɟ ɫɦɨɝɭɬ ɩɪɟɞɥɨɠɢɬɶ ɤɨɦɩɥɟɤɫɧɵɟ ɪɟɲɟɧɢɹ ɩɨɡɜɨɥɹɸɳɢɟ ɫɬɚɛɢɥɢɡɢɪɨɜɚɬɶ ɨɛɴɺɦ ɞɨɛɵɜɚɟɦɨɣ ɧɟɮɬɢ ɢ ɦɢɧɢɦɢɡɢɪɨɜɚɬɶ ɪɚɫɯɨɞɵ ɜɨɡɧɢɤɚɸɳɢɟ ɜ ɫɜɹɡɢ ɫ ɨɬɤɚɡɚɦɢ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɹ ɢɡ ɡɚ ɨɬɥɨɠɟɧɢɹ ɫɨɥɟɣ Ɇɵ ɨɬɤɪɵɬɵ ɞɥɹ ɫɨɬɪɭɞɧɢɱɟɫɬɜɚ

Ɉɮɢɫ ɜ Ʉɚɡɚɧɢ Ɉɮɢɫ ɜ Ɇɨɫɤɜɟ ɷɬɚɠ ɭɥ ɉɟɬɟɪɛɭɪɝɫɤɚɹ ɷɬɚɠ ɉɚɜɟɥɟɰɤɚɹ ɩɥ Ʉɚɡɚɧɶ Ɋɨɫɫɢɹ Ɇɨɫɤɜɚ Ɋɨɫɫɢɹ Ɍɟɥ Ɏɚɤɫ Ɍɟɥ Ɏɚɤɫ ɍɡɭɧ Ɉɤɫɚɧɚ ȿɜɝɟɧɶɟɜɧɚ Ȼɭɯɚɪɢɧɚ Ɇɚɪɢɹ ȼɥɚɞɢɦɢɪɨɜɧɚ 1DOFR Ʉɨɝɚɥɵɦɫɤɢɣ ɡɚɜɨɞ ɯɢɦɪɟɚɝɟɧɬɨɜ ɋɟɜɟɪɧɚɹ ɩɪɨɦɡɨɧɚ ɍɥ ɇɨɹɛɪɶɫɤɚɹ ɝ Ʉɨɝɚɥɵɦ ɏɆȺɈ ɘɝɪɚ Ɍɸɦɟɧɫɤɚɹ ɨɛɥɚɫɬɶ Ɍɟɥ?ɮɚɤɫ Ɇɚɧɨɯɢɧ ȼɥɚɞɢɦɢɪ ȼɢɤɬɨɪɨɜɢɱ ɋɨɪɨɱɚɣɤɢɧ ȼɢɬɚɥɢɣ ȼɥɚɞɢɦɢɪɨɜɢɱ

27

TRAINING

"Keys" to Success

Inside Schlumberger's Abu Dhabi Training Center

«Ключи» к успеху

О Ближневосточном учебном центре Schlumberger в Абу-Даби Victor Lyashkov, Service Quality Engineer in Houston Conveyance and Surface Equipment, Schlumberger

T

o speak about Schlumberger as of recognized world leader in oilfield technology, it is important to remember who and how created and developed those technologies. Schlumberger takes very seriously the processes of personnel training and development. Company with almost 100-years history has its own system for selection and training of the most talented new-hires and provides opportunities for personnel growing and development into world-class technical specialists. Also, there is a very clear structured career development path (SCDP).

One of the most important elements in the system for development of oil and gas industry professionals is a relatively young Middle East Learning Center, located near Abu Dhabi, the capital of United Arab Emirates.

Few months ago, MLC just met its fourth anniversary.

More than 100 qualified teaching specialists work in the MLC: instructors, senior instructors and training managers in each service segment, support team and Learning Center manager. Up to 600 students from all over the world study in the MLC daily. Often, almost every week, many different major oil operators’ representatives from different countries visit the Learning Center for different reasons, such as: attending to specialized technical training courses, meetings, getting to know how the training process is organized.

The Middle East Learning Center is not the only training center that Schlumberger has, and there are few of them in Europe, Russia and in the U.S. All these centers are well-known in oil industry and have their own history and legacy. But the MLC is quite unique. During its design, construction and furnishing the experience of its “elder colleagues” – the centers in the U.S. and Europe – was used. In fact, the MLC is a big complex of offices, lecture rooms, spacious workshops with new tools and equipment, full copies of wellsite pads with wells “fit-for-purpose”, and depends ● Fig. 1. The front view: well testing; on the background: wire-

line and coiled tubing. ● Рис. 1. На переднем плане – подразделение тестинга,

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

на заднем плане – подразделение геофизических исследований скважин и колтюбинга.

28

Виктор Ляшков, инженер по качеству подразделения разработки новых забойных инструментов для ГНКТ компании Schlumberger, Хьюстон

Г

оворя о Schlumberger как о лидере передовых технологий, важно понимать, кто и как эти технологии создает. Надо заметить, что к отбору и обучению персонала компания относится очень серьезно. У компании с почти вековыми традициями существует своя система отбора наиболее перспективных и одаренных специалистов, обучения и создания условий непрерывного технического роста, совершенствования, повышения квалификации, а также структурированная система карьерного роста и развития (SCDP). Одним из важнейших звеньев системы подготовки классных специалистов нефтегазовой промышленности является сравнительно молодой Ближневосточный учебный центр Schlumberger (MLC), расположенный недалеко от столицы Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ) – Абу-Даби. Недавно MLC отметил свое четырехлетие. Преподавательский состав центра составляет почти 100 человек: инструкторы-преподаватели, старшие инструкторы-преподаватели, менеджеры учебных кафедр, менеджер учебного центра. Ежедневно в аудиториях обучается до 600 студентов из различных стран. Часто учебный центр посещают представители нефтяных компаний из разных стран, проводятся специальные курсы обучения для их представителей.

MLC – не единственный учебный центр Schlumberger. Подобные центры существуют в Европе, России и США, они достаточно хорошо известны и имеют свою историю. Тем не менее, MLC действительно уникален. При его проектировании, строительстве и оснащении использован опыт его «старших собратьев». MLC представляет собой комплекс из учебно-административных зданий, учебных мастерских, производственных площадок с несколькими пробуренными скважинами, жилого комплекса на 480 мест, построенного по самым высоким мировым стандартам, воссозданной копии морской акватории с глубиной до 12 м для сбора информации о шельфе в реальном времени. В MLC представлены практически все наиболее востребованные новейшие технологии различных нефтепромысловых сервисов: геофизическое исследование скважин, КРС, гидроразрыв пластов, операции с ГНКТ, цементирование скважин, скважинные насосы и насосные станции, все виды бурения, тестинг скважин и многое другое. В планах MLC – проведение обучения уникальным операциям: закачке пенного цемента, операциям с ГНКТ на тросовых системах для плавучих платформ и т.д. Объем капиталловложений в MLC составил около $350 млн. Студенты, посещающие курс, предварительно отбирались отделом рекрутинга. Это выпускники университетов и колледжей со всего мира. В учебный центр студенты направляются только после успешной сдачи квалификациOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

● Fig. 3. The photo shows a Well Services workshop. ● Рис. 3. Учебные мастерские подразделения ремонта скважин. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

● Fig. 2. A coiled tubing pad with two CT units: HydraRig and X-11. ● Рис. 2. Кустовая площадка для двух установок ГНКТ – HydraRig и

X-11.

онного экзамена в режиме «онлайн». Даже минимальный проходной балл экзамена, завершающего процесс обучения на местах, составляет 75-80% по каждой дисциплине, и система направлена на достижение максимального результата. От наставников на местах будущие студенты курсов получают полную информацию о принятой системе обучения. Каждый из сервисов в MLC имеет свою историю и специфику, поэтому процессы обучения несколько различаются. Система обучения строится на прикладных курсах со своими учебными программами. Студентами MLC могут быть как начинающие специалисты с несколькими месяцами предкурсовой подготовки, так и опытные сотрудники, повышающие свою квалификацию или сдающие необходимые минимумы в разделе промышленной безопасности. Продолжительность курсов тоже разная – от одной недели до трех месяцев. При этом все курсы начального уровня включают практические занятия с долей времени не менее 50% от общей продолжительности курса. Количество студентов в группе может варьироваться от трех до 30 человек, в зависимости от уровня подготовки, вида сервиса и других условий. Подразделение ГНКТ в MLC – одно из непрерывно и активно развивающихся направлений ремонта скважин в нефтегазовой промышленности. Эффективность, уникальность и надежность колтюбинговых технологий уже давно проверена временем. Зачастую, только с помощью колтюбинга можно выполнять уникальные операции на сильно отклоненных и горизонтальных работающих скважинах, сочетающие ремонт скважин с замерами основных параметров в реальном времени, глушение и освоение скважин. Сама по себе установка ГНКТ является сложным устройством, в котором основная мощность приводов –

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

on requirements by specific service. The MLC complex was built on the highest quality standards. It has its own hotel, which can accommodate up to 480 students. Also, the MLC has a reconstructed copy of WesternGeco marine seismic vessel with a water pool up to 12 meters deep for training purposes with the function of real time sea-bed data acquisition. At the MLC, most of conventional and new technologies in different oilfield services have been introduced that Schlumberger provides worldwide in wireline (REW), workover, all types of drilling, hydraulic formation fracturing, operations with coiled tubing, cementing services, artificial lift , well testing and some more. The company is very dynamic so in the nearest future, the MLC plans to include into the training process foam cement pumping and catenary systems in coiled tubing operations. This was made possible thanks to big investments of nearly $350 million.

Who are the students? Typically, all of them are selected by recruiting department – graduate engineers of colleges and universities from different countries. Students are sent to the Learning Center from oilfield locations only after successful passing of an on-line entrance exam. Even the minimum passing score of the entrance exam, finalizing a pre-school training, is 75-80 percent for all test topics; in general, the training process focuses on helping students achieve maximum possible result with highest possible score. From their mentor on location attendees of courses already know the essentials of current training system at the Learning Center. Schlumberger provides a vast spectrum of services worldwide, and each of services at the MLC is quite specific in terms of the way for providing technical courses. Training processes are built on business-oriented specific courses and topics, with specific timetables and training programs. The MLC students could be beginners with only few months of seniority and short pre-school or experienced professionals expanding level of knowledge as specialists (if so in one service) and generalists (if so in cross-segment training). Courses duration is also vary from one week to three months. All courses for beginners (Level 1) consist of practical training with hands-on training where practical sessions/exercises take no less than 50 percent of the overall courses’ timeline. The number of students at each course may also depend on service and vary from three to up to 30 students.

At the MLC, the Coiled Tubing Service is one of the most rapidly and continuously developing segments.

Effectiveness, unique features and safe reliable operations of coiled tubing services are well-proven over time.

Quite often some type of operations and services may be performed only with CT technologies, such as complex operations on highly deviated and horizontal live wells in combined treatments and real-time acquisition , well killing, flow-backing and kicking-offs, etc.

The coiled tubing unit itself represents quite a complex equipment, where the main source of power is a hydraulic one. To improve the reliability of all CT unit components during the job execution, MLC plans for training of engineers and supervisors included a Basic Hydraulics training module with hands-on lab works and troubleshooting to identify the causes of element’s failure. Such

ОБУЧЕНИЕ

29

#10 October 2011

TRAINING course is absolutely essential in process of proper operation and maintenance of CT units on locations. Proper operation and maintenance of CT unit is especially important as units worked under extreme climate conditions of the U.S., Russia, UAE, Canada, Kuwait, Saudi Arabia and other countries with similar environment. Currently all hydraulic modules in CT unit linked with electronics systems. Obviously the role of electronics increased drastically over last years and most of safety systems controlled by electronic systems. According to internal rules in Schlumberger, one of essential requirement is to have data acquisition and recording system running on location, during Coiled Tubing operations. The CoilCAT Integrated System* used for those purposes and installed on all CT units, nevertheless on country and operational conditions. On the main screen could be displayed up to 12 measuring and calculating parameters, depends on choice of Job Supervisor, Engineer or Client representative. The number of displayed parameters can be extended on additional screen and could be up to 50: CT weight, Circulating and Wellhead pressures, Annular pressures, CT speed, CT pipe conditions, voltage of on board battery etc. Especially valuable are features of CoilCAT* of not only to display reading parameter, but has function of comparison with designed parameter. Such features to display trends on graphs significantly improve overall safety of job execution so Engineer or Job Supervisor can compare theoretical, calculated plots on same screen and overlay real time graph to find threat on earlier stages.

One more feature of CT units of Schlumberger compare to other companies – presence of CoilSAVER* system. That is electric-over-hydraulics system of monitoring current CT pipe parameters and to keep them within limits. If one of them will exceed pre-set limit then CT pipe movement will be automatically instantly stopped. Combination of hardware and software in a CoilSAVER* system helps to Coiled Tubing unit operator avoid damage of CT pipe. CoilSAVER* is absolutely essential in prevention of overpulls and kicking accidents on CT pipe. Electronics hardware modules installed on CT unit may include more than 10 programmable modules linked into the system, working on reliable communication protocols, wired or wireless. Such systems require qualified personnel with specific level of knowledge in IT. That’s why in main course of engineers and supervisors included training module with elements of basic electronics and basics of computer networking. Successful pass in all training modules, including CoilCAT* Electronics of CTU, is essential conditions to be certified as technical specialist for Coiled Tubing service.

● Fig. 4. The front view: WesternGeco Marine; on the background:

pads for coiled tubing and cementing. ● Рис. 4. На переднем плане –имитация морской акватории

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

WesternGeco, на заднем плане – площадка ГНКТ и цементажа.

30

гидравлическая. С целью повышения надежности работы всех узлов установки на месторождениях при подготовке специалистов в курс ИТР включены учебные модули «Основы гидравлики» и «Прикладная гидравлика ГНКТ». Это – необходимое условие для правильной эксплуатации и обслуживания установок ГНКТ, особенно в условиях экстремального климата в таких странах, как США, Россия, Канада, ОАЭ, Кувейт, Саудовская Аравия. В настоящее время все базовые гидравлические узлы установки ГНКТ связаны с электронными системами. Роль электроники резко возросла в последние годы, и многие системы безопасности контролируются электронными узлами. Согласно регламенту компании, необходимым условием начала проведения работ на месторождении является система регистрации, контроля и записи информации с функцией сравнения текущих параметров с проектными. Система CoilCAT* установлена на всех установках ГНКТ Schlumberger, независимо от страны и условий работы. На основном дисплее может выводиться до 12 измеряемых параметров по выбору заказчика или супервайзера работ, но при необходимости таких параметров может быть отображено более 50 на дополнительном мониторе: вес ГНКТ, давления в ГНКТ и на устье и затрубном пространстве, состояние ГНКТ, скорость, глубина, напряжения бортовой сети установки. Особую ценность представляет графическая информация основных параметров, отображающая значение не только текущего, но и проектного параметра. Такие графики текущих параметров значительно повышают безопасность работ. Еще одной особенностью установок ГНКТ Schlumberger по сравнению с аналогами других сервисных компаний, является наличие системы CoilSAVER*. Это электронногидравлическая система слежения за предельными нагрузками на ГНКТ с возможностью автоматической мгновенной остановки движения ГНКТ при достижения предельных установочных параметров. Комбинация аппаратных средств и программного обеспечения помогает предотвращать повреждения ГНКТ. Аппаратные средства установки ГНКТ могут включать более 10 программируемых модулей, связанных в систему и работающих на устойчивых к помехам протоколах связи, проводных и беспроводных. Такие системы требуют специальных технических знаний. С этой целью в основной курс ИТР включен учебный модуль «Электроника и организация локальной сети». Успешное подтверждение квалификации по всем курсам, включая курс CoilCAT* электроники ГНКТ, является необходимым условием получения сертификата об успешном прохождении курса для ИТР. Особое внимание в учебном процессе отводится практическим занятиям для наработки навыков управления установкой ГНКТ, отработки мгновенных ответных действий в случаях непредвиденных ситуаций (самопроизвольный неконтролируемый спуск ГНКТ в скважину, отказ основных гидравлических систем, использование запасных ручных насосов, ситуации с повреждением ГНКТ, остановки двигателя силовой установки – десятки возможных сочетаний отказов). Трехнедельные практические занятия завершаются тестом на подтверждение необходимой квалификации на двух симуляторах-копиях кабины управления и на действующей установке ГНКТ. Практические занятия проводятся в условиях, наиболее приближенных к условиям на месторождениях, где воссоздаются все вероятные «отказы» модулей установки ГНКТ. В строгом соответствии со стандартами безопасности обучающим персоналом разработаны блок-схемы поведения в аварийных Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

Practical trainings in MLC takes special place in whole training process so during those lessons students acquiring and improving skills of CTU operation, what to do in Contingency (Runaway In or Out of Hole, failure of most hydraulic systems, ability to use back up equipment , simulation of power pack failure – tens of different combinations).

For those purposes two real CT units coexist with two additional simulators, hydraulic and electronic. Portion of the practical lessons is over 50 percent of training course time, where only CTU operations takes three weeks. Three-week practicals finalizing by qualification tests – on real CT unit and on both simulators. All practical lessons provided under conditions with maximum reconstruction of real oilfield conditions, comprising simulation of failure in some Coiled Tubing unit modules. In strict accordance with Well Services Safety Standards training personnel developed case-specific flowcharts for CT Contingency operations. Due to real danger of some failures, many of potential failures cannot be reproduced in real life, so the only Learning Center is right place to simulate such cases and let opportunity for Engineers and Supervisors to improve skills in Contingency.

That’s why simulators play important role in training process of CT specialists.

I would say that in Learning Center during training process all instructors pay attention not to only importance of theory and practicals, but also to psychological resistance of students in case of Contingency and stress managing. During practicals on simulators and CTU instructors revealing weak points and developing recommendations for individuals what and how to improve.

Statistics of selection for pilots says that only one trainee may be chosen from 700 candidates. I am quite sure that the numbers in statistics in overall process for engineers and supervisors in recruiting-to-specialist cycle are very similar with pilot’s selection statistic. Just imagine that about 40 gauges in CTU, about 20 additional parameters and graphs plus CT crew – all of this supervisor or engineer has to control precisely within 12 hours, days and nights, in difficult climate conditions. Obviously, not everyone able to keep so high level of concentration.

Due to very limited timeline of the course, students facing massive of information. So for them just at this point coming understanding importance of prioritizing activities: ability to proper time management, concentration to achieve good result first time (what we call “Excellence in Execution”), understanding the importance of team work and ability to find own place and role in that team, where all efforts towards to final team’s result.

Few words I would say about new-generation CT units – X11. Clearly understanding all difficulties and specifics of work on CT unit, management took decision few years ago to produce next generation CTU, utilizing all accumulated experience and engineering potential. In that type of CTU most of the routine operations controlling by “smart” electronics: conditions of all hydraulic and mechanical systems, CT weight and pipe movement control, all brake systems, spooling operations, control of hydraulic oil leaks , Blowout Preventers control, many more. Taking care and controlling routing operations on CTU, electronics “releases” CT operator, supervisor or field engineer to focus on well conditions to address each step of job execution on changes in well bore, related to specific treatment. There are about 20 of X-11 “electronic” coiled tubing units, and now they work in different countries on offshore platforms 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

#10 October 2011

TRAINING

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

where cost of error is extremely high. Middle East & Asia ситуациях. Некоторые аварийные ситуации в реальной Learning Center also has one of X-11 advance CT unit for spe- жизни невозможно симулировать по соображениям безопасcialized training courses. Proper operation of X-11 advanced ности, поэтому симуляторы играют крайне важную роль в CT unit requires deeper level of knowledge as basic trainings процессе подготовки ИТР. provided at Level 1 CT courses is not enough. That’s why there Следует отметить, что в учебном процессе большое were developed and provided specialized trainings for super- значение уделяется не только теории и практике, но также и visors, CT operators, engineers and maintenance specialists. психологической устойчивости для принятия единственноOften for some advanced technical courses MLC inviting правильного решения в критической ситуации. В ходе пракof international experts, usually from the UK and the U.S. тических занятий вырабатываются индивидуальные рекоOur сompany is very dynamic in term of improvement. мендации для каждого студента. Согласно статистике отбора To evaluate and address all strong and weak points of training летного состава, из 700 кандидатов отбирается только один provided to students after course, there is a mandatory feed- пилот. Можно с уверенностью сказать, что статистика отбоback questionnaire from each student with evaluation score ра ИТР для работ с ГНКТ схожа с летной. Представьте себе for quality of each training topic. около 40 приборов на консоли управления, 20 дополнительDue to massive information study facing on the course, ных параметров и графиков на компьютере и бригаду подhigh load, inability to manage stress and different graduate чиненных – все это нужно держать в поле зрения 12 часов systems, not all students capable to succeed in the course. It в непростых климатических условиях, днем или ночью. may be 100 percent of successfully trained and certified stu- Согласитесь, далеко не каждый способен к столь высокой dents, but it also could be few students who failed course at концентрации внимания. some stage. В пределах относительно короткой продолжительOn completion of the courses ex-students will work in ности курсов, в учебном центре студенты сталкиваются different positions: some will continue to work and improve с огромным количеством информации. Именно в такой technical aspects and develop new technologies, another may момент происходит переосмысление приоритетов: умение become a part of management, others – to work as sales staff. правильно распорядиться временем, сконцентрироваться No matter what and where ex-students do, we are work- на выполнение конкретной задачи (выполнение с первоing in same team, where final results are depends on each го раза на «отлично» – excellence in execution), понимание team member. And we have same priorities – safety and high- важности коллективной работы и значения каждого члена est possible professionalism. That’s what we call – Excellence команды для конечного результата. in Execution. Несколько слов хотелось бы сказать об установках ГНКТ In conclusion I just wanting to say, that similar to MLC нового поколения – X11. Понимая специфику и всю сложность training Center already situated in close distance to Tyumen, работы на установках ГНКТ, несколько лет назад руководство about 30 kilometers away. That is big complex of building with компании приняло решение создать собственную установку administrative, lecture and offices rooms, ultra-modern gym, ГНКТ нового поколения, основываясь на накопленном опыте few drilled wells, workshops, well pads and allocated areas to и мощном инженерном потенциале. В этой установке больimprove driving skills. International training staff of profes- шинство монотонных операций вверены «умной» электроsionals, standard training system and processes approved in нике: контроль состояний всех гидромеханических систем, Schlumberger, quiet from urban noise and urban rush location движения ГНКТ, изменение веса ГНКТ, систем торможения – all of that creates very comfortable for study environment, агрегатами, укладки ГНКТ на барабане, утечек гидравлической where students may focus on achievement of highest possible жидкости из гидравлических систем, контроль противовыброresults and become recognized worldwide technical special- совыми превенторами и ряд других функций. Электроника ists. Attending to courses students coming from all around берет на себя контроль над рутинными процессами в оборуthe world countries, but main focus is on Russian- довании, обеспечивая оператору, нефтепромысловому инжеspeaking young specialists, who do not have strong English неру или супервайзору работ с ГНКТ время для решения проknowledge yet. So periodically you блем, связанных непосредственно с ремонтом can find in Training Center schedскважины. Таких установок уже изготовлено ule special courses in Russian. For около 20, и работают они, в основном, на морthat reason Siberian Training Center ских платформах, где цена ошибки особенно periodically invites Russian-speaking велика. В учебном центре Schlumberger такая instructors from abroad, with interустановка есть. Для подготовки к работе, управnational experience. Even few years ления и правильного обслуживания подобных ago it was not possible. Another установок, начального уровня подготовки ИТР advantage of located in Tyumen ● Fig. 6. Siberian Training Center (STC). недостаточно. Разработаны и проводятся спеTraining Center – no need to acquire ● Рис. 6. Сибирский учебный центр. циальные курсы по управлению и обслуживаvisa, neither spend time and other нию установок X11 как для ИТР, так и для обслуresources to send students outside живающего персонала. of Russia. At the end also I would Нередко для проведения углубленmention, that apart of many more ных курсов в учебный центр приглашаютnew service companies appeared in ся международные эксперты, как правило, из oilfield industry in Russia last years, Великобритании и США.

Schlumberger leads business on ● Fig. 7. Master plate from the main buildSchlumberger – очень очень динамичная long-term basement. And that is one ing at the Siberian Training Center. компания, поэтому, с целью повышения качеmore time proven by huge CAPEX ● Рис. 7. Табличка на главном корпусе ства обучения, в систему обучения отдельным into the brand new, built-for-purpose Сибирского учебного центра. элементом включен опросный лист – оценка Siberian Training Center (STC). качества курсов выпускниками.

32

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

№10 Октябрь 2011

● Fig. 5. Electronic simulator of Coiled Tubing Services. ● Рис. 5. Электронный симулятор подразделения ГНКТ.

Ввиду сложности курса, высокой психологической нагрузки и особенностей получения базового инженерного образования в различных странах, не все студенты способны успешно завершить курс. Иногда это несколько человек в группе. Случается и так, что все успешно сдают квалификационный экзамен. По окончании учебного курса пути выпускников в компании расходятся: одни продолжают работать и совершенствовать свои знания и навыки в области технологий, другие работают в области менеджмента, третьи занимаются продажей сервисов. Независимо от деятельности, будь то создание новых технологий или отбор кандидатов в ИТР, все работают в одной команде, и общий результат зависит от каждого ее члена. У всех нас одни приоритеты – безопасность и высокий профессионализм. Мы называем это «excellence in execution». В заключение скажу, что учебный центр, аналогичный MLC, находится в 30 км от Тюмени. Это достаточно большой комплекс из административных и жилых зданий, со спортивным комплексом, пробуренными скважинами, производственными цехами и площадками для отработки навыков вождения. Интернациональный преподавательский состав профессионалов, система обучения, принятая в компании Schlumberger, удаленность от городской суеты – все обеспечивает самые благоприятные условия для подготовки высококлассных специалистов, которых знают во всем мире. Студенты приезжают сюда из разных стран, но основной упор делается на российских специалистов, так как языковой барьер все еще является серьезным препятствием для одаренных молодых специалистов, недостаточно владеющих английским. Так, организуются специальные курсы на русском языке с привлечением русскоговорящего преподавательского состава из разных стран – раньше это было просто невозможно. Кроме того, не приходится тратить время и иные ресурсы для получения виз, что иногда также становилось непреодолимым препятствием для посещения курсов за рубежом. Хотелось бы подчеркнуть, что, в отличие от многих других сервисных компаний, появившихся в нефтепромысловом секторе в последнее время, компания Schlumberger строит бизнес на долгосрочной основе. И это еще раз подтверждается значительными инвестициями в постройку современного Сибирского учебного центра STC (Siberian Training Center). Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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 ■ ■ ■

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертора Новая комплектация

Преимущества

■ ■

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

■

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

■ ■

Использует проверенные технологии ■

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

OFFSHORE

Subsea Technology

Hydrocarbon Extraction as a Key Factor in Developing Resources of the Arctic Shelf

Подводная технология добычи углеводородов –

ключевой фактор освоения ресурсов шельфа Арктики S.S.Tolstov, D. А.Mirzoyev, I.E. Ibragimov (Gazprom Central Design Bureau) The article is reprinted from the special issue of Gazovaya Promyshlennost Magazine, #661, 2011 (abridged)

С. С. Толстов, Д. А. Мирзоев, И. Э. Ибрагимов (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром») Статья перепечатана из спецвыпуска журнала «Газовая промышленность» №661, 2011 (с сокращениями)

he area of the Arctic shelf accommodating the oil and gas fields is characterized by harsh climatic conditions and severe ice conditions. Lack of work experience in such conditions presents a challenge to create a completely new technology for the field development, whereby for 90 percent of the prospective areas in the Arctic shelf, there are no proven technologies of production, construction and transportation. At the same time, the experience gained in developing the North Sea and the Beaufort Sea shows some active development of the subsea technology and treatment of the offshore downhole products. The country’s scientific potential should be actively involved based on international expertise for the development of subsea technology in Russia.

The technology of HC subsea conditioning significantly enhances the flexibility in the production of well fluids. Major private operators, such as Shell, Exxon, Total, BP, Woodside, Statoil and Petrobras, hold the leading positions in the promotion and application of new developments in subsea technologies for injection and well fluid treatment. Partially state-owned companies currently at the forefront worldwide, such as Statoil and Petrobras, have been actively encouraging the development of the entire domain of submarine technology, despite the potentially high risk of investing into new developments. The interaction between the subsea technologies for fluids treatment and injection, as well as their classification are shown in Fig. 1.

Having suceeded to create her national innovation system and make it simultaneously a part of the global one, Norway was able to ensure that the foreign corporations operating on the local market would localize their technologies inside the country and hand them over to the Norwegian research institutions.

Subsea field development is regarded as the most promising trend to develop fields in both frozen and unfrozen seas, using the subsea versions of the equipment for treatment and injection of fluids which include multiphase pumps, separators, compressor units and drilling rigs.

ерритории арктического шельфа, на которых располагаются месторождения нефти и газа, характеризуются суровыми климатическими условиями, сложной ледовой обстановкой. Отсутствие опыта работы в таких условиях ставит сложную задачу создания совершенно новых технологий для освоения месторождений, причем для 90% перспективных площадей арктического шельфа отсутствуют апробированные технологии добычи, обустройства и транспортировки продукции. В то же время, опыт разработки месторождений Северного моря и моря Бофорта демонстрирует активное развитие подводных технологий эксплуатации месторождений и подготовки скважинной продукции. Для развития в России подводной технологии необходимо, используя зарубежный опыт, активно привлекать отечественный научный потенциал. Технологии подводной подготовки УВ существенно расширяют гибкость в добыче продукции скважин. Крупные компании-операторы с частным капиталом, такие как Shell, Exxon, Total, BP, Woodside, Statoil и Petrobras, являются лидерами в продвижении и применении новых разработок по подводным технологиям нагнетания и обработки скважинного флюида. Занимающие передовую позицию в мире частично национальные компании, такие как Statoil и Petrobras, активно способствуют развитию всей сферы подводных технологий, несмотря на потенциально высокий риск при вложении в новые разработки. Взаимодействие между подводными технологиями подготовки и нагнетания флюидов, а также их классификация приведены на рис. 1. Норвегия сумела одновременно создать свою национальную инновационную систему и сделать ее частью глобальной, смогла добиться того, чтобы иностранные корпорации, работающие на местном рынке, проводили локализацию своих технологий в стране или передавали их норвежским научно-исследовательским институтам.

Cпособ применения подводных промыслов рассматривается как наиболее перспективное направление при освоении месторождений в условиях как замерзающих, так и незамерзающих морей, с использованием оборудования подготовки и нагнетания флюидов в подводном исполне-

T

34

Т

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

ШЕЛЬФ

● Fig. 1. Subsea fluid treatment and injection technologies. ● Рис. 1. Подводные технологии подготовки и нагнетания флюидов.

нии, в том числе многофазных насосов, сепараторов, компрессорных агрегатов и подводных буровых.

Подводные многофазные насосы

Subsea Multiphase Pumps

To date, the application of multiphase pumps (multiphase pumping – MPP) has become a real and viable solution for the efficient transfer of multiphase gas-liquid flows from the seabed wells across the flowlines and risers to the platform topsides or onshore facilities.

Several types of pumps were developed that are used in the deepwater offshore oil fields in Alaska and in the fields of the Gulf of Mexico, South America and Australia.

The spiral-axial multiphase pumps can handle large amounts of downhole products being superior to the rotary pumps in terms of gas-oil ratio, and the piston ones for performance.

One of the latest developments is the High-Boost MPP made by Framo featuring the capacity of up to 1,600 cubic meters per hour at a discharge pressure up to 20 MPa that can operate at a gas ratio of up to 95 percent, which is a breaktrhough technology for potential development at the depths of 2-3 kilometers.

The twin screw pumps manufactured by Bornemann, Flowserve, Nuovo Pignone, etc., became widely popular to be mainly used for pumping the wellstream with a high content of the gas phase. These pumps belong to the category of positive displacement and remain productive even under the volumetric content of the gas phase of up to 95 percent.

Recently, Bornemann made a significant leap forward in the development of the subsea multiphase pumps. For example, in 2007, BP broke two world records simultaneously, in depth (1,700 meters) and the distance from the platform (29 kilometers), having installed two Bornemann MPC-335 deepwater subsea pump at the King field in the Gulf of Mexico.

The main drawbacks of today’s multiphase pumps include low (30 to 50 percent) efficiency of the plants. However, the ongoing improvements to the mulНефть и ГазЕВРАЗИЯ

На сегодняшний день применение многофазных насосов (multiphase pumping – МРР) стало реальным и жизнеспособным решением для эффективного перемещения многофазных газожидкостных потоков от скважин со дна моря по промысловым трубопроводам и райзерам на верхние строения платформы или береговые сооружения. Разработано несколько типов насосов, которые используются как на глубоководных месторождениях шельфа Аляски, так и на месторождениях Мексиканского залива, Южной Америки и Австралии. Спирально-осевые многофазные насосы позволяют перекачивать значительные объемы скважинной продукции и превосходят роторные насосы по газовому фактору, а поршневые – по производительности. Одна из последних разработок – высоконапорный насос High-Boost MPP фирмы Framo производительностью до 1 600 м3 / ч при давлении нагнетания до 20 МПа способен работать при газовом факторе до 95%, что является прорывной технологией в возможностях разработки месторождений на глубинах 2-3 км. Широкое применение получили двухвинтовые насосы, производимые фирмами Bornemann, Flowserve, Nuovo Pignone и т. д., которые, в основном, используются для перекачки продукции скважин с большим содержанием газовой фазы. Эти насосы относятся к категории объемного вытеснения и остаются работоспособными даже при объемном содержании газовой фазы до 95%. Фирма Bornemann за последние годы сделала существенный шаг вперед в разработке подводных мультифазных насосов. Так, в 2007 году компания BP, установив два глубоководных подводных насоса Bornemann MPC-335 на месторождении Кинг в Мексиканском заливе, побила сразу два мировых рекорда: по глубине (1 700 м) и расстоянию от платформы (29 км). К основным недостаткам современных многофазных насосов можно отнести низкий (от 30 до 50%) КПД агрегатов. Однако работа по совершенствованию характеристик мультифазных насосов, проводимая с 1990-х годов, позволяет надеяться на существенный прогресс в ближайшие годы, учитывая, что современный КПД центробежных насосных агрегатов – 60–70% и компрессорных – 70–90%.

Подводные сепараторы

Первоначально предназначались для использования при разработке небольших прибрежных месторождений

35

#10 October 2011

PHOTO / ФОТО: ØYVIND HAGEN - STATOIL

OFFSHORE

● The world’s first real operating plant for subsea separation of the

formation’s products and injection of separated water back into the formation is installed at the Troll field. ● Первая в мире реально работающая установка подводного разделения продукции пласта и закачивания отделенной воды в пласт установлена на месторождении Тролль.

tiphase pumps, carried out since the 1990s, allows one to hope for substantial progress in the coming years given that the current efficiency of centrifugal pumps reaches 60-70 percent or 70-90 percent for compressor pumps.

Underwater Separartors

Originally intended for use in the development of small coastal deposits in the North Sea, they then found application in the fields with existing platforms from which you control the work of underwater systems and provide them with energy.

The world’s first real operating plant for subsea separation of the formation’s products and injection of separated water back into the formation is installed at the Troll field, 80 kilometers away from Bergen. The system includes a horizontal gravitational separator, where the hydrocarbon flow is separated into gas, oil and water.

The subsea reservoir products separation plant, in addition to the multiphase pump and separator, includes the wellhead assembly for injection of stratal water into the reservoir and the manifold for the distribution of well flows.

The separated water is injected into the reservoir by the multiphase pump, developed by Framo, while oil and gas are jointly transported to the topsides. The control system allows one to monitor and adjust the phase level in the separator, and change the multiphase pump performance.

Analysis of the Troll Pilot and VASPS subsea separation plants has identified the need to further streamline their operation. Thus, the engineering solutions used at

36

в Северном море, затем нашли применение на месторождениях с уже установленными платформами, с которых осуществляется управление работой подводных систем и обеспечение их энергией. Первая в мире реально работающая установка подводного разделения продукции пласта и закачивания отделенной воды в пласт установлена на месторождении Тролль в 80 км от Бергена. Система состоит из горизонтального гравитационного сепаратора, в котором углеводородный поток разделяется на газ, нефть и воду. В состав подводной установки разделения пластовой продукции, помимо многофазного насоса и сепаратора, входит устьевое оборудование для нагнетания пластовой воды в пласт и манифольд для распределения скважинных потоков. Отделенная вода нагнетается в пласт многофазным насосом, разработанным фирмой Framo, а нефть и газ совместно транспортируются на верхние строения платформы. Система управления позволяет отслеживать и регулировать уровень фаз в сепараторе, изменять производительность многофазного насоса. Анализ работы подводных сепарационных установок Troll Pilot и VASPS выявил необходимость дальнейшего совершенствования их работы. Так, технические решения, применяемые на месторождении Тролль C, не включают систему отделения механических примесей, так как это оборудование имеет большие массогабаритные характеристики, соответствующие оборудованию, применяемому на суше. Поэтому был разработан сепаратор с обводной Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

ШЕЛЬФ

the Troll C field, does not include a system of separation of mechanical impurities, as this equipment has large weight and size characteristics, appropriate to the onshore equipment. Therefore, the separator has been designed with a bypass line for the gas phase and the system of separation of oil, water and sand (for installation on the Tordis field).

The use of subsea separators may result in tangible benefits due to increased life of the field, reduction of overhydration risks in the subsea risers, and decrease in the size of processing equipment at the platform.

These factors have contributed to the increase in the number of projects devoted to the subsea separation, which are often integrated with the pump and compressor modules. Traces of sand in a large number of production wells will require to improve (or upgrade) the design of subsea separators, especially those used in conjunction with subsea gas compression units; in consequence, requirements to the quality of gas conditioning will be higher as well. Application of subsea gas compression technology will help prolonging lives of those oil fields, which have entered the late stage of development and operate in the dropping pressure and active water ingress mode.

линией для газовой фазы и системой разделения нефти, воды и песка (для установки на месторождение Тордис). Применение сепараторов под водой может принести ощутимые преимущества, в том числе за счет увеличения сроков эксплуатации месторождения, снижения вероятности возникновения проблем загидрачивания в водоотделяющих колоннах и уменьшения размеров оборудования для подготовки продукции на платформе. Эти факторы способствовали увеличению числа проектов подводной сепарации, которые зачастую интегрируются с насосными и компрессорными модулями. Наличие в продукции скважин значительного количества песка потребует совершенствования (модернизации) конструкции подводных сепараторов, особенно при совместном использовании с подводными агрегатами компримирования газа, в результате чего возрастают требования к качеству подготовки газа. Применение технологии подводного компримирования газа позволит продлить жизнь месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки в режиме падающего давления и активного водопроявления.

Subsea Compressor Units

Началом развития исследований в области подводной компрессии можно считать 1990 год, связанный с началом строительства компанией GE’s Oil & Gas первого компрессорного модуля (850 кВт), испытанного в 1992 году в заводских условиях. В 2001 году GE’s Oil & Gas и Aker Kvaerner подписали контракт и присоединились к норвежской правительственной программе Demo 2000, в рамках которой запустили проекты по строительству и испытанию подводных модулей на 2,5 и 12 МВт. Установка на 12,5 МВт (вертикальный центробежный компрессор GE’s Oil & Gas с приводом от электродвигателя) является опытным образцом на пути к внедрению технологий подводного компримирования на месторождении Ормен Ланге. При обустройстве месторождения Ормен Ланге в 2016 году предполагается использование подводной компрессорной установки, состоящей из четырех одинаковых линий (одна резервная). В первые годы эксплуатации будут запущены три из них. Каждый из четырех модулей обеспечивает повышение давления до 6 МПа и производительность около 60 млн м3/сут, а электроснабжение будет осуществляться от береговой подстанции. Аналогичные разработки в области подводной компрессии ведутся компаниями MAN Turbo и Siemens в рамках проекта компании Statoil для месторождения Асгард. В Норвегии была испытана установка MAN Turbo’s Hofimtype, а в 2009 году проведены испытания компрессора Siemens ECO-II. В рамках проекта «Асгард» в лаборатории, принадлежащей Statoil и Aker Solutions, осуществляется программа по испытанию подводных компрессорных установок. Это связано с тем, что в планы компании Statoil входит установка двух компрессорных модулей (8-10 МВт) на газоконденсатной залежи Миккель, с которой продукция транспортируется на платформу Асгард B. Ожидается, что, благодаря установке компрессорных модулей, удастся повысить извлекаемость продукции до 70-80%. Компрессорная станция (КС) компании Aker Solutions для месторождения Асгард будет включать процессы сепарации жидкости от газа и повышения давления каждой из фаз в отдельности. Для запуска проекта «Асгард»

The beginning of research in the field of subsea compression can be attributed to 1990, associated with the start of construction of the first compressor unit (850 kW)

by GE’s Oil & Gas Company. The unit was factory tested in 1992. In 2001, GE’s Oil & Gas and Aker Kvaerner signed a contract and joined the Norwegian government program Demo 2000, under which projects were launched for the construction and testing of subsea units rated to 2.5 and 12 MW. The 12.5 MW plant (vertical centrifugal compressor

by GE’s Oil & Gas driven by electric motor) is a prototype on the road to implementation of the subsea compression technologies at the Ormen Lange field.

When developing the Ormen Lange field in 2016, it is suggested to use a subsea compressor unit, which consists of four identical lines (one is standby). In the first years of operation, three of them will be run. Each of the four units provides a pressure increase up to 6 MPa and capacity

● Ormen Lange Subsea Future Compression Station. ● Подводная компрессорная установка, которую

PHOTO / ФОТО: STATOIL

предполагается использовать на месторождении Ormen Lange.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Подводные компрессорные агрегаты

37

#10 October 2011

OFFSHORE

PHOTO / ФОТО: FMC KONGSBERG - STATOIL

● Kongsberg’s overall flow metering systems (OFMS) are aimed

at integrating all available sensors in both the subsea and topside systems (Tordis field). ● Системы расходомеров Kongsberg объединяют все доступные датчики подводных и наземных систем (месторождение Тордис).

of nearly 60 million cubic meters per day, while electricity is supplied from an onshore substation.

Similar developments in the subsea compression are being carried out by MAN Turbo and Siemens as part of Statoil’s project for Åsgard field. In Norway, the MAN Turbo’s Hofim-type plant was tested, and in 2009 the Siemens ECOII compressor was put to a test.

Within the framework of the Åsgard project, a program is being implemented to test the subses compressor units in the laboratory owned by Statoil and Aker Solutions.

This is due to the fact that Statoil’s plans foresee installation of two compressor units (8-10 MW) at the Mikkel gascondensate field, from which the produce is transported to the Åsgard B platform. It is expected that the installation of compressor modules would allow the product recoverability to be increased up to 70-80 percent.

The Aker Solutions’ compressor station (CS) for the Åsgard field will include the processes of separation of liquid from the gas and increasing of the pressure of each phase in separate.

To launch the Åsgard project in 2014, as mentioned earlier, two 10 MW MAN Turbo compressor units were run with a maximum capacity of 10-18 million cubic meters per day. Each of them provides a pressure increase up to 5 MPa, and the capacity of about 25 million cubic meters per day, while electricity is planned to be supplied from the Åsgard B platform.

The centrifugal compressor is designed to handle wet gas; it was designed with a high-speed motor (without gearbox and coupling connections) on the magnetic bearings (no lubrication). The Statoil plans to install a subsea CS at the Gullfaks South field, too, in cooperation with the company Aker Solutions and Framo Engineering.

Such a solution is an alternative to the special platform designed for the compressor module. Nevertheless, in such conditions a difficulty may arise relating to the transfer of energy (20-40 MW) over long distances (approximately 140 kilometers).

Subsea Drilling Rigs

One of the major problems of the Arctic fields development includes the lack of solutions for the arrangement of the year-round drilling and energy supply of the field facilities amid severe ice conditions.

In the shallow waters of the Arctic in the Beaufort Sea, already a series of artificial islands and bases of various types has been built, providing driving of wells at the depths ranging from 6 to 20-30 meters. For the depth of 60 meters, there is an option of using stationary ice-resistant platforms, while for depths under 60 meters their use will depend on the investments justification. The work is underway at Gazprom’s Central Design Bureau for Oil Equipment to develop mobile ice-resistant drilling rigs for exploration and development drilling in shallow waters (6-20 meters). According to the Seabed Rig company, 40

38

в 2014 году с максимальной производительностью в 10-18 млн м3/сут применяются, как уже было отмечено ранее, два компрессорных модуля MAN Turbo по 10 МВт. Каждый из них обеспечивает повышение давления до 5 МПа и производительность около 25 млн м3/сут, а электроснабжение будет осуществляться от платформы Асгард B. Компрессорный агрегат центробежной конструкции предназначен для работы с влажным газом, разработан с высокоскоростным двигателем (без редуктора и муфтовых соединений), на магнитных подшипниках (без использования смазки). В планах Statoil – размещение подводной КС и на месторождении Гулльфакс Саут в сотрудничестве компании Aker Solutions с Framo Engineering. Подобное решение является альтернативой специальной платформе, предназначенной под компрессорный модуль. Тем не менее, в этих условиях могут возникнуть трудности, связанные с передачей энергии (20-40 МВт) на большие расстояния (около 140 км).

Подводные буровые установки

К одной из основных проблем освоения арктических месторождений следует отнести отсутствие решений по организации круглогодичного эксплуатационного бурения и энергообеспечения промысла в тяжелых ледовых условиях. В условиях арктического мелководья в море Бофорта уже сооружен ряд искусственных островов и оснований различного типа, обеспечивающих проходку скважин на глубинах от 6 до 20-30 м. До глубин около 60 м возможно применение стационарных ледостойких платформ, для глубин более 60 м их применение будет связано с обоснованностью капиталовложений. В ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром» ведутся работы по созданию ледостойких мобильных буровых установок для разведочного и эксплуатационного бурения на мелководье (6-20 м). По мнению компании Seabed Rig, 40% всех будущих месторождений будет обнаружено на больших глубинах и в арктических районах. Однако для обеспечения надежности круглогодичных работ по эксплуатационному бурению на больших глубинах осуществляется разработка принципиально новых технико-технологических решений (мобильные буровые установки, ориентированные на полностью подводные способы строительства скважин). Это позволит исключить ограничения, присущие традиционным способам бурения, снять ограничение по сезонности работы, повысить охват залежей дренироOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

percent of all future deposits will be found at greater depths in the Arctic regions.

However, to ensure the reliability of the year-round drilling at greater depths, innovative engineering and technological solutions (the mobile drilling units oriented towards fully subsea methods of wells construction) are being developed.

This will help avoiding limitations of traditional drilling methods, lifting restrictions on the seasonal work, increasing the coverage of deposits by draining through the uniform placement of wells within the gas-bearing area and enhancing the final gas-recovery factor.

For the Arctic deepwater deposits, two engineering solutions for the underwater drilling equipment can be singled out.

The first one is an underwater-ice drilling side designed by Lazurit Central Design Bureau and adapted for use in severe ice conditions of the Arctic. The drilling side includes a subsea drilling vessel and the grid mat to secure the vessel and store the cuttings. It is suggested to use a subsea supply vessel equipped with cargo platforms and containers for delivery and restocking operations.

The second one is a robotic drilling rig developed

by Seabed Rig (Norway). The rig is to be transported overwater to a given drilling site and then installed on the seabed with the help of the ship’s crane equipment. According to the authors of the design, the rig should run autonomously and have a remote control via flexible cable from a specially equipped submarine or above-water (surface) side.

In addition, the relocation of drilling process in the Arctic areas (and the necessary equipment) to the seabed would allow the rig exposure to the extreme climatic conditions to be avoided, such as ice impact, icing, stormy winds and wave disturbance.

To supply the subsea facilities at the Arctic shelf hydrocarbon deposits, the geographical location of electricity consumers should become the most essential condition of the power plant selection.

Whenever using the subsea facilities for the field development, the electricity source should be located at the nearest coast, the platform (either fixed or floating) or under water. If the power plant is located on the shores, the most significant thing would be the distance to the field, since power transНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ ванием посредством равномерного размещения фонда скважин на площади газоносности и увеличить конечный коэффициент газоотдачи. Для арктических глубоководных месторождений можно выделить два технических решения бурового оборудования для подводного бурения. Во-первых, подводно-подледный буровой комплекс, спроектированный ОАО «ЦКБ „Лазурит“» и адаптированный к работе в суровых ледовых условиях Арктики. Комплекс включает подводное буровое судно, опорную донную плиту для фиксации судна и хранения бурового шлама. Для доставки и пополнения запасов предлагается использовать подводное судно снабжения, оборудованное грузовой платформой и контейнерами. Во-вторых, разработанная норвежской компанией Seabed Rig роботизированная буровая установка, которая доставляется надводными транспортными средствами на заданную точку бурения скважины и затем устанавливается на дне с помощью судового кранового оборудования. По замыслу авторов разработки, установка должна функционировать автономно и иметь дистанционное управление по гибкому кабелю со специально оборудованного подводного или надводного (поверхностного) комплекса. Кроме того, перенос в арктических районах процесса бурения (и необходимого для этого оборудования) на морское дно позволит избежать воздействия на буровую установку экстремальных климатических условий, таких как ледовое воздействие, обледенение, штормовой ветер и волнение. Для электроснабжения подводных объектов арктических шельфовых месторождений УВ наиболее существенным условием выбора вида электростанции является географическое положение потребителей электроэнергии. При использовании подводных объектов обустройства месторождения источник электроснабжения должен находиться на ближайшем побережье, платформе (стационарной или плавучей) или под водой. При расположении электростанции на побережье наиболее существенно расстояние до промысла, так как передача электроэнергии на большие расстояния связана с большими потерями электрической мощности в кабельных линиях. В настоящее время для электропередачи к морским объектам используется высоковольтная передача переменного тока ввиду простоты электрического оборудования. Иными словами, при расстояниях, превышающих сотни километров, потери увеличиваются. И хотя переменный ток позволяет с помощью трансформаторов доста-

39

OFFSHORE mission over long distances is associated with large losses of electrical power to the cable lines.

At present, high-voltage transmission of alternating current is used for transmission of electricity to the offshore facilities due to simplicity of electrical equipment.

In other words, the losses increase at distances exceeding hundreds of kilometers.

Although AC enables using transformers for easy conversion of voltage, to ensure electricity transmission over very long distances with tolerable losses, it may be necessary to employ DC systems.

Creating a New Domestic Industry

In today’s Russia, the majority of oil and gas companies finance the experimental designing phase only. To conduct expensive research, their joint funding would be appropriate.

Unfortunately, the companies have failed to join their efforts until now to centralize at least some money spent on the R&D. This makes it difficult to concentrate on the designing of advanced expensive equipment. Apparently, to enable efficient use of the companies’ funds, it would be helpful to devise a system to consolidate investment opportunities of individual companies.

The Arctic shelf development will require the concentration of technological and financial resources, combining efforts of the state and leading Russian oil and gas companies. Granting this, the Russian Government gave it until the end of 2011 to prepare a national program for exploration and extraction of mineral resources on the Arctic continental shelf, which will make it possible to actively develop the Arctic reaches.

To develop Russia’s new technologies, it will be necessary to organize the designing process, using local scientific potential and inviting the leading international designers. Commercial production and transportation, however, should be outsourced to the leading Russian companies.

Unfortunately, Russia lacks engineering experience in the development of subsea technologies, that is why the Russian companies can act here only as subcontractors.

However, the Russian industry has gained extensive experience in developing large and even giant fields in extremely difficult geological and climatic conditions in the traditional production regions.

Therefore, it is necessary to use the potential and experience of the local industry to develop gas conditioning technologies. Thus, gas treatment equipment designed

by Gazprom’s Central Design Bureau for Oil Equipment, has been used to develop almost all gas and gas condensate deposits owned by Gazprom; it can be also adapted for subsea use as part of the subsea gas conditioning and compression station.

Given all the legitimacy of Arctic fields development, better prospects and opportunities will receive those countries and companies, which have technical, financial and organizational advantage, especially in the sphere of subsea production and operation technologies.

Accordingly, design and use of subsea technologies that enable meeting technical challenges during projects implementation in harsh Arctic conditions will become the key factors in developing the Arctic shelf’s resources.

And introduction of the most advanced technologies will play the major part in saving the Arctic environment in the locales.

40

#10 October 2011

точно просто преобразовывать одно напряжение в другое, для обеспечения передачи электроэнергии на очень большие расстояния при допустимых потерях встает вопрос применения систем постоянного тока.

Создание новой отечественной индустрии.

Сегодня в России большинство компаний нефтегазовой отрасли финансируют лишь стадию опытноконструкторских работ. Для проведения дорогостоящих исследований целесообразно совместное их финансирование. К сожалению, вплоть до настоящего времени, компании не могут объединить усилия по централизации хотя бы части затрачиваемых на НИОКР средств, что не позволяет сконцентрировать усилия на создании перспективных и дорогостоящих видов оборудования. Очевидно, что для эффективного использования средств компаний было бы целесообразно проработать механизм консолидации инвестиционных возможностей отдельных компаний. Освоение арктического шельфа потребует концентрации технологических и финансовых ресурсов, объединения усилий государства и ведущих российских нефтегазовых компаний. Учитывая это, Правительство РФ дало поручение до конца 2011 года разработать государственную программу разведки и освоения минеральных ресурсов на континентальном шельфе Арктики, которая позволит создать условия для активного освоения арктических богатств. Создавая новую для России технологию, необходимо организовать проектирование, используя отечественный научный потенциал с привлечением ведущих зарубежных проектантов, а серийное производство средств добычи и транспортировки – на передовых российских предприятиях. К сожалению, в нашей стране отсутствует опыт инжиниринга в области разработки подводных технологий, поэтому российские компании могут выступать здесь лишь в качестве субподрядчиков. Вместе с тем, российская промышленность накопила богатый опыт разработки крупных и даже гигантских месторождений в крайне сложных геологических и климатических условиях в традиционных регионах добычи. Поэтому необходимо использовать возможности и опыт отечественной промышленности в создании подводных технологий подготовки газа. Так, разработанное ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром» оборудование подготовки газа применяется для обустройства практически всех газовых и газоконденсатных месторождений ОАО «Газпром» и может быть адаптировано для применения в подводных условиях в составе подводной станции подготовки и компримирования газа. При всей легитимности процесса освоения арктических месторождений, лучшие перспективы и возможности будут иметь те страны и компании, которые сильнее в техническом и финансово-организационном плане, в основном, в области подводных технологий добычи и эксплуатации. Поэтому ключевым фактором освоения ресурсов шельфа Арктики станут разработка и применение подводных технологий, обеспечивающих решение технически сложных задач при реализации проектов в суровых арктических условиях, причем внедрение самых передовых технологий станет ключевым фактором для сохранения арктической природной среды в районах проведения работ.

Oil&GasEURASIA

ARTIFICIAL LIFT

Enhancing Equipment Reliability

to Increase the Meantime between Failures of Sucker Rod Pumps

Повышение конструкционной надежности –

основа увеличения межремонтного периода штанговых насосов Sergei Yakimov The article is reprinted from Innovator Magazine, #4, 2011

T

NK-BP’s SRP well stock currently comprises approximately 1,100 wells, yet their performance improvement is as important as that of ESP wells. To address this issue, the first step will be enhancing SRP reliability.

Although the analysis of the reasons behind SRP failures is currently not given due attention, specialists in TNKBP decided to overcome this trend and appeal to scientific findings to address the runlife improvement challenge most efficiently.

The dynamics of the company’s artificial lift well stock demonstrates a steady trend towards reduction of the number of wells operated with sucker rod pumps (SRP).

As of January 1, 2011, TNK-BP had 1,134 SRP wells (Fig. 1) with the company-average runlife of 374 days. However, SRP runlife values for West Siberia Division and South East Division differ significantly reaching 356 days and 579 days, respectively (Fig. 2). The equipment runlife in various subsidiaries of West Siberia Division is nearly the same, which suggests that well conditions in West Siberia are more complicated than those in Orenburg Region and that

● Fig. 1 ● Рис. 1

Сергей Якимов Статья перепечатана из журнала «Новатор», #4, 2011

В

настоящее время фонд скважин ТНК-ВР, эксплуатируемых штанговыми насосами, составляет всего около 1 100 скважин, однако повышение их эффективности является задачей не менее важной, чем оптимизация работы парка УЭЦН. Первым шагом в этом направлении станет увеличение надежности ШГН. И хотя в настоящее время исследованиям причин отказов штанговых насосов уделяется недостаточно внимания, специалисты ТНК-ВР решили взять ситуацию под контроль и подойти к проблеме повышения наработки оборудования на отказ с научно-обоснованных позиций. Динамика механизированного фонда ТНК-ВР свидетельствует об устойчивой тенденции сокращения количества скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинных насосов (ШГН): по данным на 1 января 2011 года, в компании насчитывалось всего 1 134 таких скважин (рис. 1). В настоящее время наработка ШГН на отказ в среднем по ТНК-ВР составляет 374 суток, однако индивидуальные показатели по Западно-Сибирскому и Юго-Восточному дивизионам существенно разнятся – 356 суток против 579 суток, соответственно (рис.

2). При этом продолжительность наработки на отказ по предприятиям Западной Сибири примерно одинакова, что указывает на более сложные, нежели в Оренбуржье, условия эксплуатации скважин, а также на несоответствие ресурса закупаемого оборудования этим условиям. Таким образом, первым шагом к решению задачи повышения эффективности фонда ШГН является увеличение наработки штанговых насосов до 500 суток в течение пяти лет именно по предприятиям Западно-Сибирского дивизиона. Согласно экономическим расчетам, в случае успеха число ремонтов скважин сократится на 285 операций в год, а объем дополнительной добычи нефти составит около 10 тыс. тонн ежегодно.

Sergei Yakimov (SBYakimov@tnk-bp.com), Manager, Artificial Lift Section, Wellwork Dept., Upstream Technology. Сергей Якимов (SBYakimov@tnk-bp.com), Менеджер, отдел механизированной добычи, Департамент внутрискважинных работ, Управление по технической деятельности, БН «Разведка и добыча».

42

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА ● Fig. 2 ● Рис. 2

the service life of the currently purchased equipment is not long enough for these conditions.

Therefore, the first step to improving SRP efficiency is to focus on West Siberia Division and increase SRP runlife there up to 500 days over the next five years. In case of success, the scope of well workovers is expected to decrease by 285 operations per year and the incremental oil production to reach approximately 10,000 tons per year.

First Findings

To address the above-mentioned challenge, a comprehensive approach is needed, including, first and foremost, an in-depth analysis of SRP failure reasons (Fig. 3). Its results will help determine whether the service life of SRP components is long enough for actual well conditions and these findings will later be considered in new SRP technical specifications and a standard on SRP operation in complicated conditions.

The first step within the SRP failure reasons analysis was a study of well conditions typical for West Siberia. The factors impacting SRP service life included the following: Relatively high content of carbon dioxide dissolved in ● the produced fluid, which favors corrosion processes High production of silica sand, which gets into the ● clearance between the plunger and barrel causing their wear Significant pump running depths (1,680 meters) and ● low fluid levels (1,500 meters), which cause high impact stresses and rapid damage of valves Having identified the key factors complicating SRP operation, TNK-BP, jointly with GRAY company, performed a random analysis of technical reasons of SRP failures. 44 SRPs were analyzed that had been in oper● Fig. 3 ation ● Рис. 3 in the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Первые выводы

Для решения поставленной задачи необходима комплексная работа, предусматривающая, в первую очередь, подробный анализ причин отказов ШГН (рис. 3). Полученные в ходе этой работы данные позволят оценить соответствие ресурса узлов установки реальным условиям эксплуатации, что, в свою очередь, будет учтено в новых технических требованиях к качеству оборудования, а также в стандарте по эксплуатации ШГН в осложненных условиях. Первым шагом к пониманию причин отказов штанговых насосов стал анализ скважинных условий, характерных для месторождений Западной Сибири. Среди выявленных факторов, приводящих к сокращению срока службы ШГН, необходимо отметить следующие: относительно высокое содержание в скважинной про● дукции растворенного углекислого газа, что способствует развитию процессов коррозии; высокий вынос из скважины кварцевого песка, кото● рый, попадая в зазор между плунжером и цилиндром, вызывает их износ; большие глубины спуска ШГН (1 680 м) и низкие дина● мические уровни (1 500 м) приводят к повышенным ударным нагрузкам на клапаны и их быстрому разрушению. После того как были определены основные факторы, осложняющие эксплуатацию штанговых насосов, специалисты ТНК-ВР, совместно с ООО «ГРЭЙ», провели выборочное расследование технических причин отказов ШГН. Анализ 44 штанговых насосов, отработавших на месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНКНижневартовск» в среднем по 140 суток, выявил, что одним из наиболее проблемных узлов являются клапанные пары (шар и седло): негерметичными оказались 64% нагнетательных и 52% приемных клапанов. Основной причиной негерметичности явилась выработка клапанов, и в 77% случаев отказ произошел по узлу «седло». Кроме того, анализ показал, что 20% насосов имели износ плунжера, а 50% – износ штока плунжера, что говорит о недостаточной надежности и этих узлов ШГН.

Под микроскопом

Следующий этап исследований причин отказов ШГН предусматривал детальный анализ материалов, из которых изготавливается применяемое на месторождениях компании оборудование: восемь новых и десять отказавших штанговых насосов различных производителей были исследованы с использованием методов разрушающего контроля. Работы по выявлению технических причин выхода из строя оборудования по заданию Департамента внутрискважинных работ выполняло ООО «Нефтеспецтехника». Металлографические исследования клапанных пар показали, что у шаров наиболее часто наблюдаются язвенные

43

ARTIFICIAL LIFT fields of Samotlorneftegaz and TNK-Nizhnevartovsk for an average of 140 days; this study revealed that most problems are associated with valve assemblies (consisting of a ball and a seat): 64 percent of traveling valves and 52 percent of filling valves were identified to have leaks. The main reason of leaks was valve galling, and it were seat failures that caused 77 percent of all failures. The random analysis has also identified worn plungers in 20 percent of pumps and worn piston rods in 50 percent of pumps. This suggests low reliability of these SRP components.

Microscopic Examination

The next step in SRP failure reasons analysis implied an in-depth study of the materials of the equipment that is being operated in the company’s fields. Thus, destructive tests were applied to eight new and ten failed SRPs by different manufacturers. Upstream’s Wellwork Department contracted Neftespetstekhnika to run these tests aimed to identify technical reasons behind equipment failures.

Metallographic examination of valve assemblies showed that the commonest flaw of balls was pit corrosion with micro-cracks running across the surface and corrosion pits forming on the cobalt base. As for seats, they are damaged mainly due to master phase dissolution and chipping of carbide particles.

A peculiar fact was revealed within the studies: valves

by Russian manufacturers are sintered (or else the seat is cast and the ball is sintered), whereas valves by world’s leading manufacturers (both the seat and the ball) are cast.

Compared to sintering, casting ensures smaller grains of the material and, consequently, higher impact resistance of valves. In this respect, the equipment by Weatherford

#10 October 2011

поражения поверхности с распространением микротрещин, а также коррозионные повреждения в виде язв, распространяющиеся по кобальтовой основе, а главной причиной разрушения седел является растворение основной фазы и «выкрашивание» карбидных частиц. Кроме того, в ходе исследований был обнаружен один интересный факт: клапаны российского производства изготовлены методом спекания (или седло изготовлено методом литья, а шар – методом спекания), тогда как ведущие мировые производители применяют клапанные пары, в которых и шар, и седло изготовлены методом литья. Такая технология обеспечивает малый размер зерен материала, что обеспечивает большую стойкость клапанов к ударным нагрузкам по сравнению с продукцией отечественного производства. Отдельно стоит выделить оборудование компании Weatherford, которая использует для изготовления клапанов не стеллит, а карбид вольфрама – материал, характеризующийся высокой однородностью и мелкодисперсностью частиц (3-5 мкм против 20-50 мкм у российского оборудования при одинаковой технологии изготовления методом спекания). Не менее тщательному анализу были подвергнуты хромовые покрытия цилиндров и плунжеров штанговых насосов – в ходе исследований оценивались прочность сцепления покрытия с материалом основы, толщина покрытия, его шероховатость, пористость, микротвердость и химический состав. В частности, обнаружилось, что у одних производителей текстура покрытия однородная, без пустот по сечению, у других же наблюдаются обширные раковины, зоны неровностей и пустоты вплоть до наличия сквозных пор (рис. 4). Кроме того, оказалось, что оборудование нескольких российских заводов не соответствует стандарту API по

● Fig. 4 ● Рис. 4

44

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2011

stands apart: its valves are made of tungsten carbide rather than satellite; the former material is notable for high homogeneity and very small grain size (3 µm to 5 µm compared to 20 µm to 50 µm in Russian-made equipment despite the use of the same sintering technology).

Chrome coatings of SRP barrels and plungers were also subjected to meticulous analysis: thus, strength of coating bonding to base material was examined and coating thickness, roughness, porosity, micro-hardness, and chemistry were determined. The analysis revealed that coatings by some manufacturers had a uniform texture with no voids along the section, whereas coatings of others had large pits, blisters, voids, and even through pores (Fig. 4). It was also found that equipment by several Russian manufacturers failed to meet the API standard for material hardness and in a number of cases plunger coating was harder than barrel coating (901 HV and 854 HV, respectively), which is a critical defect leading to rapid destruction of barrel coating and SRP failure as a whole.

It can be concluded, therefore, that Russian-made equipment is notably inferior to similar foreign equipment and in most cases not capable of operating for 500 days in the well conditions of West Siberia. The only exception to this is equipment by Izhneftemash.

Apart from valve assemblies and coatings of pump barrels and plungers, the analysis covered SRP piston rods, too. It showed that typical damages of piston rods are corrosion and one-side wear, which reduces rod diameter by 10 percent to 30 percent. The heavy corrosive and abrasive wear can be attributed to the use of plain carbon steels (Grades 25, 30, 40, and 45) that were not surface hardened.

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА твердости применяемых материалов, а в ряде случаев твердость покрытия плунжера (901 HV) превышала твердость покрытия цилиндра (854 HV), что является серьезным технологическим браком и влечет за собой быстрое разрушение покрытия цилиндра и отказ насоса. Таким образом, можно сказать, что продукция российских заводов заметно уступает зарубежным аналогам и, в большинстве своем, не способна отработать 500 суток в условиях скважин Западной Сибири – единственным исключением является оборудование производства ОАО «Ижнефтемаш». Помимо клапанных пар и покрытий цилиндров и плунжеров, исследования коснулись и такого узла ШГН, как шток плунжера. Как показал анализ, характерными повреждениями насосных штоков являются коррозионные поражения, а также односторонний механический износ в виде уменьшения диаметра на 10-30%. Подобные повреждения являются следствием использования для изготовления штоков простых углеродистых сталей 25,30,40 и 45 без упрочения поверхности термообработкой. Таким образом, для того чтобы увеличить ресурс узлов ШГН и обеспечить наработку оборудования продолжительностью 500 суток, специалисты Департамента внутрискважинных работ БН «Разведка и добыча» предлагают внести следующие изменения в технические требования к штанговым насосам: при изготовлении клапанных пар использовать более ● надежные материалы (карбид вольфрама, карбид никеля, металлокерамика, возможна доработка состава применяемого материала «стеллит»), обеспечить размер зерен материала изготовления на уровне 3-5 мкм; при изготовлении цилиндров перейти на двойное ● хромирование с толщиной покрытия 0,152 мм (стандарт L6

ООО Научно-технический центр «Транскор-К» технического состояния • инспектирование подземных и подводных трубопроводов

бесконтактным методом магнитной томографии (МТМ) и AQUA-MTM (по лицензии малайской нефтяной компании PETRONAS) без какой-либо подготовки объекта и вмешательства в процесс его работы;

параметров работоспособности • определение трубопроводов (Psaf, ERF) по зарегистрированным продольным, кольцевым и сдвиговым напряжениям, с корреляцией с международными кодами (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV);

обследования металла объектов, не • возможность подлежащих внутритрубному инспектированию

ООО Научно-технический центр трр «Тр «Транскор-К» ранск нскор-К кор-К К» or@i @in inbox. nbox.rru info@ @transskor.ru www.transkor.ru E-mail transkor@inbox.ru info@transkor.ru tel/fax +7 495 225-9652; 225-9653

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

(компрессорные и насосные станции, нефтегазо-химические производства, платформы, коммунальные трубопроводы городов, аэропортов);

• экспертиза промышленной безопасности.

45

#10 October 2011

ARTIFICIAL LIFT

● Table 1 ● Табл. 1

To increase SRP runlife up to 500 days, it is proposed by the Wellwork Dept. to supplement SRP technical specifications with the following requirements: Use more reliable materials (tungsten carbide, nickel ● carbide, ceramic metal, or improved stellite) for making valve assemblies, ensure valve material grain size of 3 µm to 5 µm.

Use 0.152-millimeter-thick two-layer chrome coatings ● on SRP barrels (L6 API standard), strengthen requirements to chrome coating chemistry and the number of through pores.

Use hardened alloy steel for piston rods, perfect the ● design of piston rod guides, apply piston rod centralizers to reduce one-side wear.

Breaking Through

Statistically, 66 percent of SRP failures are caused by failed components (Table 1), which suggests that high attention is to be paid to the reliability of valve assemblies, piston rods, and pump barrels. If all the proposed requirements to pump components are implemented, the pump cost will increase by mere $200. It was also estimated in the company, that to recover the costs of SRP reliability enhancement project, just a 10-day runlife increase is sufficient whereas the effect from stricter pump component requirements will de definitely much more significant.

Following the analysis, the Wellwork Dept. worked out guidelines on how subsidiaries in West Siberia Division should select SRP suppliers. Compliance with these guidelines will result in a major breakthrough in terms of SRP runlife improvement.

Thus, up to 30 percent of the demand by the company’s subsidiaries must be covered with high-quality imported SRPs, another 60 percent with SRPs by Izhneftemash (the best Russian manufacturer), and another 10 percent with SRPs by ELKAM Neftemash, namely pumps with brass barrel liners that can be operated in corrosive environments.

Finally, purchases of pumps that do not comply with the API standard on SRP quality must be ceased.

TNK-BP has already done much to improve SRP reliability, but there is still a very long way to reaching the SRP runlife of 500 days. In 2011, technical meetings with SRP manufacturers will be held, pilot tests of pumps made of new materials will be run, updated technical specifications to SRPs will be developed, and equipment will be purchased in line with the new specifications. Moreover, equipment quality studies involving destructive tests will be continued, in particular, the quality of pump rods will be examined. The results of these studies will also be considered in SRP technical specifications thus contributing to SRP runlife improvement both in West Siberia Division and across the company.

46

API), ужесточить требования по количеству сквозных пор и составу хромового покрытия; при изготовлении штоков плунжера использовать ● легированную сталь с упроченной поверхностью, а также доработать направляющий узел штока и применять центраторы штока для снижения одностороннего износа.

Качественный рывок

По статистике, 66% отказов ШГН приходится именно на узлы насоса (табл. 1), поэтому увеличению надежности клапанных пар, штоков плунжеров и цилиндров необходимо уделять повышенное внимание. Если все вышеперечисленные требования к качеству насосных узлов будут учтены, стоимость насоса повысится всего на $200. При этом, по оценкам специалистов компании, для того чтобы проект повышения надежности ШГН окупился, наработка оборудования на отказ должна увеличиться всего на 10 суток – очевидно, что эффект от введения более жестких требований к качеству узлов установки будет гораздо выше. По итогам проведенной работы специалисты Департамента внутрискважинных работ разработали ряд рекомендаций по выбору поставщиков ШГН для предприятий Западно-Сибирского дивизиона, выполнение которых позволит сделать качественный рывок в деле повышения наработки штанговых насосов на отказ. Так, до 30% от объема потребности предприятий предлагается обеспечивать за счет закупки более качественных насосов импортного производства, 60% – за счет ШГН лучшего из российских производителей ОАО «Ижнефтемаш» и 10% – за счет продукции ЗАО «ЭЛКАМ нефтемаш», в частности насосов с латунной втулкой цилиндра для работы в коррозионных условиях. Кроме того, необходимо полностью прекратить закупку насосов тех производителей, которые не обеспечивают качества продукции на уровне требований стандарта API. Как видно, ТНК-ВР уже немало сделала для повышения надежности штанговых насосов, но до решения поставленной задачи – увеличения наработки ШГН на отказ до 500 суток – все еще очень далеко, и работы предстоит немало. В 2011 году состоится ряд технических совещаний с заводами-изготовителями оборудования, будут проведены ОПИ насосов, изготовленных с применением новых материалов, подготовлена новая редакция технических требований ТНК-ВР к ШГН, начнутся закупки оборудования уже в соответствии с новыми требованиями. Кроме того, планируется продолжить исследования качества насосов с применением методов разрушающего контроля, в том числе провести исследования по оценке качества поставляемых штанг. Результаты этой работы впоследствии будут учтены в технических требованиях и внесут свой вклад в повышение наработки ШГН на отказ как по Западно-Сибирскому дивизиону, так и в целом по компании.

Oil&GasEURASIA

The 20th World Petroleum Congress 4-8 December 2011, Doha, Qatar www.20wpc.com

Official International Arabic Newspaper

Official Publication

Official Broadcaster

Official International Magazine

Official Law Firm and Carbon Offset Partner

Official Airline

Official Business News Service

Official Bank

Official Business Broadcaster

Official Telecommunications Partner

Official Global News Service

Official International Business Newspaper

Official Auditor and Business Advisor

Official Newswire Service

Official European News Service

Official Daily Newsletter

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

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

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

ARCTIC EXPERIENCE

ADVERTORIAL SECTION

Chevron continues to engage

with Russian companies on projects where it can add value based on its wide ranging arctic experience.

Шеврон продолжает сотрудничество

с российскими компаниями в проектах, где может быть полезным его обширный опыт работы в арктических условиях Humphrey Michael, Engineering Manager Rybalchenko Irina, Media Coordinator What are Chevron Arctic Center’s key focus areas?

The Chevron Arctic Center is comprised of a multi-disciplined group of Arctic subject matter experts based in Calgary, Canada and provide engineering and operations support to Chevron’s global arctic activities.

The Arctic Center’s capability is wide ranging and comprises the following skill sets: drilling, facilities, marine operations, production operations, health, safety and the environment, ice & structural engineering, stakeholder relations, geotechnical, logistics, construction and project management. Group members have been involved in a wide range of arctic projects located in North America, Greenland and both Eastern and Western Russia.

The Arctic Center has experience in all of the four main arctic operating environments: onshore, land-fast ice, pack ice and iceberg / pack ice. The North American arctic is the only area in which exploration drilling has been carried out in all four of these areas.

The Arctic Center also brings considerable experience to any arctic challenge with 10 team members possessing more than 30 years of arctic experience. Chevron has an active mentoring/ knowledge transfer program to capture and transfer this arctic experience to younger Arctic Center members.

What is Chevron’s operating experience in the Arctic, both offshore and onshore?

Chevron has onshore arctic operating experience from programs in Canada and Alaska.

Chevron’s experience with fixed structures in the arctic offshore includes our Cook Inlet production operations on the Alaskan Shelf. Arctic Center team members also possess considerable fixed offshore structure experience in the shallow waters of the Arctic Ocean.

This experience is largely derived from operations in both Canada and the US, and encompasses virtually every shallow water exploration drilling structure utilized to date.

Arctic Center team members also have extensive experience in Arctic offshore floating drilling systems from previous Canadian and US Beaufort Sea programs. This experience remains unique to the industry to this day, and it will form the basis of currently proposed drilling programs proposed for areas such as Greenland the deep-water Canadian Beaufort.

What is the Chevron Arctic Center’s global Arctic Shelf experience?

In terms of the Arctic and with respect to the shallow water operating areas of the Shelf, Chevron Arctic Center team members have extensive experience in the design and engineering of shallow water arctic structures This involved experience includes the design and construction of ice islands, gravel islands, sand islands, shallow caissons, deep caissons, and gravity based structures. An example of the wide range of fixed structure types and the number of exploration wells drilled by each in the North American arctic is shown as follows. Of note, this involved Arctic Center team members in the design, engineering and operation of two of the most well known structures the Steel Drilling Caisson and the Mobile Arctic Caisson (MAC) or Molikpaq.

Does Chevron have any experience of working in Russian shelf?

Arctic Center team members were involved in the early stages of the Prirazlomnoye field conceptual development.

More recently, utilizing both North American and Russian Shelf experience the Arctic Center has developed a shallow water development system for the Russian Shelf. This system can be utilized in the exploration phase, quickly modified for early production, and thereafter adapted for full field development with the use of a shallow water oil transportation system.

50

Хамфри Майкл, Менеджер по проектным работам Рыбальченко Ирина, Координатор по связям со СМИ Каковы основные направления деятельности Арктического Центра компании «Шеврон»? Арктический Центр компании «Шеврон» представляет собой мультидисциплинарную группу, включающую в себя специалистов с опытом работы в Арктике, базирующуюся в Калгари (Канада). Группа обеспечивает всю инженерно-техническую и операционную поддержку деятельности Шеврона в Арктике. Возможности Арктического Центра включают следующие направления: бурение, обустройство объектов инфраструктуры, морские и производственные работы, техническое проектирование для ледовых условий, а также строительное проектирование, взаимодействие с акционерами, управление инженерно-геологическими работами, логистикой, строительством и проектами. Члены группы участвовали во многих арктических проектах в Северной Америке, Гренландии, а также в восточной и западной частях России. Каков производственный опыт компании «Шеврон» на суше и шельфе Арктики? Опыт работы компании «Шеврон» на суше Арктики связан с реализацией проектов в Канаде и на Аляске. Опыт, связанный со стационарными морскими сооружениями, широко используется в заливе Кука на шельфе Аляски. Команда Арктического Центра имеет также большой опыт работы со стационарными морскими сооружениями в мелководных условиях Северного Ледовитого океана. Причем, этот опыт в большей степени получен в ходе работ на территории Канады и США и связан практически со всеми использовавшимися на сей день мелководными платформами для разведочного бурения. Команда Арктического Центра имеет также обширный опыт работы с арктическими морскими плавучими системами, полученный в ходе реализации проектов в море Бофорта в Канаде и США. Вплоть до сегодняшнего дня этот опыт является уникальным в отрасли, и будет положен в основу предлагаемых программ бурения в районах, таких как Гренландия и глубоководная часть канадского сектора моря Бофорта в Северном Ледовитом Океане. Каков опыт работы Арктического Центра Шеврона на мировом арктическом шельфе?

ǨȘȒȚȐȟȍșȒȐȑ ȞȍȕȚȘ ȀȍȊȘȖȕȈ

ǹȒȊȈȎȐȕȣ Ȋ ǹȍȊȍȘȕȖȑ ǨȔȍȘȐȒȍ ȗȖ ȚȐȗȈȔ ȈȘȒȚȐȟȍșȒȐȝ țșȓȖȊȐȑ ɪɚɛɨɬɵ ǽǾǶǺǠǾǵȆǶǷ Ǹ ǯdzǾdzDZȁ ǹǠDz

ǿȁȆǮ

302 124 ǽǮǸǼǰȉǷ ǹǠDz

ǮǷǿǯdzǾDZǶ/ǽǮǸǼǰȉǷ ǹǠDz

62

158

~ 650 ȈȘȒȚȐȟȍșȒȐȝ ȘȈȏȊȍȌȖȟȕȣȝ șȒȊȈȎȐȕ

(ȐșȒȓȦȟȈȧ șȒȊȈȎȐȕȣ ȕȈ șțȠȍ ȕȈ ǨȓȧșȒȍ Ȑ ȏȈȓȐȊȍ DzțȒȈ)

ǶȗȣȚ ȘȈȏȊȍȌȖȟȕȖȋȖ ȉțȘȍȕȐȧ Ȋ șȍȊȍȘȖȈȔȍȘȐȒȈȕșȒȖȔ ȈȘȒȚȐȟȍșȒȖȔ șȍȒȚȖȘȍ șȖșȚȈȊȓȧȍȚ ȗȖȟȚȐ 40 ȓȍȚ, ȕȈȟȐȕȈȧ ș 60-ȝ ȋȖȌȖȊ Ȑ ȗȖ șȍȑ ȌȍȕȤ. ȅȚȖȚ ȘȈȑȖȕ ȗȘȈȒȚȐȟȍșȒȐ țȕȐȒȈȓȤȕȣȑ, ȗȖșȒȖȓȤȒț ȊȒȓȦȟȈȍȚ Ȋșȍ ȟȍȚȣȘȍ ȚȐȗȈ ȘȈȉȖȚȣ ȊȈȘȒȚȐȟȍșȒȐȝ țșȓȖȊȐȑ Ȋ ȒȖȚȖȘȣȝ ȐȔȍȍȚșȧ țșȗȍȠȕȣȑ ȖȗȣȚ ȊȍȌȍȕȐȧ ȗȘȖȐȏȊȖȌșȚȊȍȕȕȖȑ ȌȍȧȚȍȓȤȕȖșȚȐ.

Oil&GasEURASIA

ОСВОЕНИЕ АРКТИКИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ǶȗȣȚ ȘȈȉȖȚ ȕȈ ȔȍȓȒȖȊȖȌȕȖȔ ȈȘȒȚȐȟȍșȒȖȔ ȠȍȓȤȜȍ

The system is called the Near-shore Exploration Evaluation and Development System or NEEDS and is designed to be assembled quickly utilizing simple shipyard construction techniques. Such an approach can yield significant benefits to the local economy by utilizing existing industries and infrastructure.

What services does the Chevron Arctic Center provide for the development of shallow water Arctic oil and gas fields?

Some of the services that the Chevron Arctic Center can bring in support of shallow water arctic development are as follows: ● Project Management ● Multi-disciplined Engineering Support ● Conceptual Design ● Ice engineering ● Geo-technical Engineering ● Safety Analysis ● Facilities Design / Operation ● Ice Management Deign / Operation ● Logistics System Design / Operation ● GBS / Fixed Structure Design / Operation ● Tanker Transportation Design / Operation ● Drill System Design / Operation ● Environmental Assessment ● Stakeholder Relations ● Construction Feasibility Assessment ● Development of Capital and Operating Budget ● Project Scheduling / Controls Who is Chevron’s potential partner for Russian Arctic shelf development?

Chevron continues to engage with Russian companies on projects where it can add value based on its wide ranging arctic experience. Currently, Chevron is evaluating a number of major Arctic Shelf projects.

Has Chevron developed technologies for the Arctic offshore?

A good example of Chevron’s application of technology to key arctic design challenges is its Alternate Well Kill System (AWKS). The AWKS is a joint R&D project between Chevron and Cameron, and is aimed at the development of a new generation of blowout preventers (BOP’s) for the Arctic offshore.

The AWKS will increase the shear and seal capability of existing shear rams, allowing a single ram to shear and seal even on large diameter casing, an industry first. This effectively allows one AWKS to replace two existing rams. Adding a second AWKS will effectively provide 100% shear and seal redundancy over a much larger and broader range of casing and tubulars than is currently available.

The AWKS has been developed for both surface and subsea BOP’s, and both systems have passed ‘proof of concept’ testing. Key to the development of this technology has been the involvement of key Northern community stakeholder groups from the outset of the project, ensuring that critical parties have been part of the design process from the very beginning of the project.

ǶșȕȖȊȕȣȍ ȐȕșȚȘțȔȍȕȚȣ ȘȍȈȓȐȏȈȞȐȐ ȘȈȏȊȍȌȒȐ Ȑ ȘȈȏȘȈȉȖȚȒȐ

ǨȓȤȚȍȘȕȈȚȐȊȕȈȧ ȗȘȖȚȐȊȖȜȖȕȚȈȕȕȈȧ șȐșȚȍȔȈ ȀȍȊȘȖȕȈ (AWKS) 13 5/8 ” 15M ȝșȎȦȘȎ ȝȞȓȐȓțȠȜȞȎ

ǼǽdzǾǮȄǶǶ ǻǮ DZǾǮǰǶȀǮȄǶǼǻǻȉȃ ǽǹǮȀȂǼǾǺǮȃ

18 3/4 ” 15M ȝșȎȦȘȎ ȝȞȓȐȓțȠȜȞȎ

ǼǽdzǾǮȄǶǶ ǻǮ ǽǹǮǰȁȅǶȃ ǽǹǮȀȂǼǾǺǮȃ

ǪȖȏȔȖȎȕȖșȚȐ ȗȖ ȖȌȕȖȊȘȍȔȍȕȕȖȔț șȘȍȏȈȕȐȦ Ȑ ȐȏȖȓȐȘȖȊȈȕȐȦ ȗȘȐ ȐșȗȖȓȤȏȖȊȈȕȐȐ ȠȐȘȖȒȖȋȖ ȘȧȌȈ ȚȘțȉ – Ȋ ȖȚȓȐȟȐȐ ȖȚ ȐșȗȖȓȤȏțȍȔȣȝ Ȉ ȕȈșȚȖȧȡȍȍ ȊȘȍȔȧ ȗȓȈȠȍȒ

ǷȖȓȕȖșȚȤȦ ȐȕȚȍȋȘȐȘȖȊȈȕȕȣȑ ȗȖȌȝȖȌ: AWKS, ȒȖȕșȚȘțȒȞȐȧ șȒȊȈȎȐȕȣ, ȗȘȖȞȍȌțȘȣ, ȘȈȏȘȍȠȍȕȐȧ ȒȖȕȚȘȖȓȐȘțȦȡȐȝ ȖȘȋȈȕȖȊ & ȊȏȈȐȔȖȖȚȕȖȠȍȕȐȧ ș ȏȈȐȕȚȍȘȍșȖȊȈȕȕȣȔȐ șȚȖȘȖȕȈȔȐ

ǷȘȖȚȖȒȖȓȣ ȚȍșȚȐȘȖȊȈȕȐȧ ȖȒȖȕȟȈȚȍȓȤȕȖ șȖȋȓȈșȖȊȣȊȈȦȚșȧ ș ȒȖȕȚȘȖȓȤȕȖ-ȕȈȌȏȖȘȕȣȔȐ ȖȘȋȈȕȈȔȐ

ǪȍȌȍȚșȧ ȖȌȕȖȊȘȍȔȍȕȕȖȍ ȚȍșȚȐȘȖȊȈȕȐȍ șȐșȚȍȔ AWKS 13 5/8 ” & 18 ¾ ”

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ǹȍȊȍȘȖȈȔȍȘȐȒȈȕșȒȐȍ șȒȊȈȎȐȕȣ, șȖȏȌȈȕȕȣȍ ȗȖ ȚȍȝȕȖȓȖȋȐȧȔ ȉțȘȍȕȐȧ ȕȈ ȔȍȓȒȖȊȖȌȤȍ

18 ȟȘȐȎȔȖț

5 ȟȘȐȎȔȖț

ɉɥɚɬɮɨɪɦɵ ɝɪɚɜɢɬɚɰɢɨɧɧɨɝɨ ɬɢɩɚ

Ʌɟɞɹɧɵɟ ɨɫɬɪɨɜɚ

5 ȟȘȐȎȔȖț

Ɉɫɬɪɨɜɚ/ Ʉɟɫɫɨɧɵ

72 ȟȘȐȎȔȖțȩ

100 ɫɤɜɚɠɢɧ

Ɉɫɬɪɨɜɚ

2

Что касается мелководных условий арктического шельфа, команда Арктического Центра Шеврона имеет большой опыт инженерно-технического проектирования мелководных арктических сооружений. Сюда входят проектирование и строительство ледяных островов, гравийных и песчаных намывных оснований, глубоководных и мелководных кессонных морских оснований и оснований гравитационного типа. Члены команды Арктического Центра Шеврона принимали активное участие в проектировании, технических расчетах и эксплуатации двух наиболее известных платформ мирового масштаба - Стальной буровой установки кессонного типа и мобильной буровой установки кессонного типа в арктическом исполнении (MAC) или Molikpaq. Есть ли у Шеврона какой-либо опыт работы на российском шельфе? Члены команды Арктического Центра принимали участие в начальных этапах составления концепции разработки Приразломного месторождения. Несколько позже, используя опыт на американском и российском шельфе, Арктический Центр разработал мелководно-морскую систему разработки для российского шельфа. Эта система может использоваться на этапе разведки, быстро модифицироваться для целей первоначального этапа добычи и, впоследствии, адаптироваться для ведения полномасштабной разработки месторождения вместе с мелководноморской системой транспортировки нефти. Система для разведки, оценки и разработки (сокращённо NEEDS) спроектирована так, что может быть быстро смонтирована с помощью простых строительных методов, используемых на верфях. И в этом есть большая польза для экономики проекта, поскольку подразумевается использование местной промышленности и инфраструктуры. Кто является потенциальным партнером Шеврона по разработке российского арктического шельфа? Шеврон продолжает сотрудничество с российскими компаниями в проектах, где может быть полезным его обширный опыт работы в арктических условиях. В настоящее время Шеврон проводит оценку ряда крупных проектов на арктическом шельфе. Имеет ли Шеврон разработанные технологии для морских арктических условий? Хорошим примером применения Шевроном технологий для решения основных задач проектирования для арктических условий является его Альтернативная противофонтанная система (AWKS). AWKS является совместным научноисследовательским проектом компаний Шеврон и Камерон, целью которого является разработка противовыбросовых превенторов нового поколения для морских арктических условий.

AWKS разработана для поверхностных и подводных противовыбросовых превенторов, и обе системы прошли экспериментальную проверку. Ключом к разработке этой технологии стало привлечение основных заинтересованных групп северных штатов с самых начальных этапов проекта.

51

FIELD FACILITIES

ADVERTORIAL SECTION

Techmash Group – a 10-year long road Группа «Техмаш» – путь длиною в 10 лет This article was supplied courtesy of TECHMASH Group

T

ECHMASH Group turned ten in 2011. For the short-term history of the modern Russia, this is not a small thing but rather a considerable period, and it’s been 10 years now that the reliable "Ermak" caravans have been operating in the cold regions of the tundra and taiga.

The company was created by a group of enthusiasts in the leased premises of a factory in Yekaterinburg, and, since its inception, the goal has been to offer the market the most reliable and comfortable, best quality caravans. One of the first customers of TECHMASH Group was ALROSA company. They were delivering mobile buildings for workers and local residents in the flooded town of Lensk by AN 124 Ruslan aircraft and ● KCA Deutag camp in the area of Novy Urengoi town. ● Вахтовый поселок ООО «КЦА Дойтаг», район города Новый

Уренгой.

they are still using all of their house trailers in Yakutia, the coldest region of the world.

Over time, the chosen strategy attracted customers and sales steadily increased. This allowed the company to purchase a wood processing shop on the outskirts of Pervouralsk just three years later and focus on the organization of up-to-date fabrication and increasing production volume as demanded by the actively growing market of oilfield services. During this time TECHMASH Group became a major supplier for the leading service companies, including Eurasia Drilling Company (BK Eurasia), Integra and others.

Simultaneously with the developing of Ermak mobile buildings manufacturing, a strategy was adopted for integrated equipping of camps for the oil and mining industries. That is how the company began to implement projects – ranging from small (40-50 people) to quite significant (400-500 people) – providing the full range of services: design, manufacturing, installation, furnishing, and maintenance.

In 2004 TECHMASH Group started to produce and actively promote module water treatment plants (now bearing its own name, “Ermak-Pure Water”). The first comprehensive supplies of power stations were made in the same year which started the development of a new line in the small-scale power generation sector. And a couple years later TECHMASH Group became the official partner of Cummins Inc. in Russia, created a large stock of power plants in the Urals, launched its own production of packed power stations (now called “Ermak-Energy”), and set up the maintenance department.

In 2007 the company offered the market a line of new products. This included blockmodule buildings made up of “Ermak-Unimodule” components of full operational read-

52

Статья предоставлена Группой «ТЕХМАШ»

В

2011 году Группе «ТЕХМАШ» исполнилось 10 лет. Для истории новой России это немалый срок, и уже 10 лет в самых холодных регионах страны, в тундре и тайге, работает надежная техника – вагон-дома «Ермак». Компания создавалась группой энтузиастов на арендованных площадях одного из заводов в Екатеринбурге и с момента основания была поставлена цель – предложить на рынок самые надежные и комфортные, самые качественные и удобные вагон-дома. Один из первых заказчиков Группы «ТЕХМАШ» – компания «АЛРОСА» – вывозил продукцию для нужд рабочих и населения затопленного во время половодья г. Ленска специальным бортом АН-124 «Руслан», и до сих пор эксплуатирует все поставленные мобильные здания в самом холодном районе мира – Якутии. Выбранная стратегия со временем привлекла клиентов и продажи стабильно росли. Это дало компании возможность уже через три года приобрести старый деревообрабатывающий цех на окраине Первоуральска и сосредоточиться на организации современного производства и наращивании объемов выпуска продукции, востребованной предприятиями активно развивающегося нефтесервисного рынка. За это время Группа «ТЕХМАШ» стала одним из основных поставщиков ведущих сервисных компаний, в числе которых БК «Евразия», «Интегра» и др. Одновременно с развитием производства вагон-домов «Ермак» была принята стратегия комплексного оснащения вахтовых поселков для нефтегазовой и горнорудной отрасли. Так компания начала реализовывать проекты – от небольших (на 40-50 человек) до достаточно масштабных (на 400-500 человек), с полным циклом работ, включающим проектирование, производство, комплектацию, монтаж и обслуживание. В 2004 году Группа «ТЕХМАШ» начала производить и активно продвигать на рынок блочные станции водоподготовки (теперь получивших собственное наименование – «Ермак-Чистая вода»). В том же году были осуществлены первые комплексные поставки электростанций, с которых началось развитие направления малой энергетики. Уже через пару лет Группа «ТЕХМАШ» стала официальным партнером Cummins Inc. в России, организовала большой склад электростанций на Урале, запустила собственное производство пакетированных электростанций (сейчас – «Ермак-Энергия»), организовала сервисную службу. В 2007 году компания предложила на рынок целую линейку новых продуктов. Это блочно-модульные здания на базе модулей «Ермак-Юнимодуль» полной заводской готовности и быстровозводимые мобильные комплексы на базе вагон-домов «Ермак». Ряд месторождений ТНК-ВР были обустроены именно по этой технологии. Срок строительства общежития на 100 человек по технологии мобильных комплексов составил всего две недели, и с момента строительства он переезжал уже два раза без какого-либо ухудшения эксплуатационных характеристик. Во время кризиса 2009 года объем производства хоть и снизился, но не значительно и не надолго, а накопленный опыт дал возможность Группе «ТЕХМАШ» сосредоточитьOil&GasEURASIA

ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

iness and prefabricated mobile complex● Mobile buildings for Botuobinskaya geological survey expedition. es based on Ermak caravans. A number ● Мобильные здания для Ботуобинской геологоразведочной of TNK-BP fields were equipped after this экспедиции, компания «АЛРОСА». technology. The mobile complex technology allowed to build a dormitory for 100 people in just two weeks; it’s been moved twice already since construction but its exploitation features remain intact.

During the crisis of 2009, the volume of production reduced, but not too much and not for a long time, and the accumulated experience enabled TECHMASH Group to focus on the product quality, technology optimization and introduction of QMS, and in 2010 TECHMASH Group received a certificate of compliance with ISO 9001-2008 from Bureau Veritas, an international certification company.

Looking back, we, members of TECHMASH Group, understand that we have something to be proud of. Our company’s products can be found in all regions of Russia where oil, gas and other mineral resources are recovered in difficult climatic conditions. There are leading oil and gas companies among our customers and partners ся на качестве продукции, оптимизации технологии и внедрении СМК. В 2010 году Группа (Gazprom, Rosneft, LUKOIL, TNK-BP, Gazprom Neft, RussNeft, Slavneft, Surgutneftegaz, «ТЕХМАШ» получила сертификат соответствия ISO 9001–2008 международной сертиNovatek), the leading service companies (BK Eurasia, Gazpromburenie, Schlumberger, KCA фикационной компании Bureau Veritas.

Deutag, Weatherford, BakerHughes, Integra, Bashneftegeofizika, etc.), construction compaОглядываясь на пройденный путь, мы, сотрудники Группы «ТЕХМАШ», понимаем, nies (Stroygazconsalting, Stroytransgaz, Sibkomplektmontazh, Stroygazmontazh, etc.). что нам есть чем гордиться. Продукция нашей компании представлена во всех региоBut we believe that we are only at the beginning and there’s a big road ahead. We’ve нах России, где добываются нефть и газ и ведутся разработки полезных ископаемых set serious goals and objectives for the future. TECHMASH Group actively develops the в сложных климатических условиях. Среди клиентов и партнеров Группы «ТЕХМАШ» project area – we design not only camps, but also industrial and civil facilities, social – ведущие нефтяные и газовые компании («Газпром», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», ТНКfacilities (schools, hospitals and kindergartens). We continue to develop our engineer- ВР, «Газпромнефть», «РуссНефть», «Славнефть», «Сургутнефтегаз», «Новатэк»), ing: building module-based power stations and construction of water treatment plants, ведущие сервисные компании (БК «Евразия», «Газпромбурение», Schlumberger, KCA particularly, the module type. We remain true to our mission and build up our knowledge Deutag, Weatherford, BakerHuge, «Интегра», «Башнефтегеофизика» и др.), строительand experience to create the best conditions for life and work of our customers in all cli- ные компании («Стройгазконсалтинг», «Стройтрансгаз», «Сибкомплектмонтаж», mate conditions! «Стройгазмонтаж» и др.). Однако мы считаем, что находимся только в начале пути и ставим перед собой серьезные цели и задачи на будущее. Группа «ТЕХМАШ» ● MRSK-Ural branch активно развивает проектservice center. ное направление – мы про● Центр обслуживания ектируем не только вахклиентов для филиала товые поселки, но и проОАО «МРСК-Урал». мышленные и гражданские объекты, социальные объекты (школы, больницы и детские дошкольные учреждения). Компания продолжает развивать инженерные направления – строительство блочных электростанций и строительство станций водоподготовки, особенно в блочном исполнении. Мы остаемся верны своей миссии и развиваем наши знания и опыт для создания наилучших условий для жизни и работы наших клиентов в любых климатических условиях! Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

CONFERENCE

ADVERTORIAL SECTION

CT Runs Twelfth Circuit Колтюбинг на двенадцатом витке This article was supplied courtesy of editorial board Coiled Tubing Times Journal

T

he 12th International Scientific and Practical Coiled Tubing and Well Intervention Conference took place in Moscow on September 14-16, in the conference hall of Hotel Aerostar. It was organized by the the Coiled Tubing Times Journal, The Intervention & Coiled Tubing Association (ICoTA) and its Russian representative CTTDC (Coiled Tubing Technologies Development Center).

The event was held under the auspices of the Russian Energy Ministry. The conference was sponsored by the companies Schlumberger (gold sponsor), Trican Well Service (silver sponsor), Fidmash (the sponsor of the seminar), and Tegas (the sponsor of the conference materials).

Technical sessions had been preceded by the traditional one-day seminar on the “Coiled Tubing: Equipment, Technology and Applications” topic. For the last three years, one expert, usually from overseas, has been lecturing for the course.

This time the seminar program included presentations from six speakers, each of whom covered one specific topic. S. Kablash (Fidmash) spoke about the structure and principles of the coiled tubing equipment, while A. Brylkin (Uraltrubmash) brought detailed information on the flexible tubes. The state-of-the-art technology of the oil and gas services, including those that emerged in the last year, became the focus of the reports delivered by K. Burdin (Schlumberger), S. Zagranichny and D. Kholodov (TricanWell Service). Importantly, the subtleties of these technologies were described by the speakers referring to the Russian record rather than the Western one. The report by S. Atrushkevich (CJSC “Novinka”, the FID Group) was devoted to the coiled tubing drilling, arousing an ever increasing interest.

Each seminar participant received a summary of the course and the membership certificate of attendance.

The conference was opened by L. Hruzdilovich, President of the CTTDC Scientific Council and the program committee chairman. He outlined the main trends of the oil and gas service development at the present stage, drawing in particular the audience’s attention to the fact that “in tougher environmental requirements and increasing complexity of production conditions, there was a steady trend of increasing the role of the CT technology. The number of the coiled tubing units in Russia has risen fourfold since 1998, when the first conference took place.

The statistics regarding the now commercially available complements is evidencing the increasingly complex jobs manageable by coiled tubing. There has been intensive development of multilayer hydraulic fracturing, particularly the controlled and multilayer one. The flow of orders for equipment also bespeaks the progress of the hydraulic fracturing technology, at least in the CIS, towards a greater use of dry mixes for the preparation of gels in the process of fracturing. Most of the technical processes are getting automated, for example, the demand for the high-performance automated cementing systems has multiplied.”

The conference program included six technical sessions, to accommodate more than two dozen reports. They were attended by about a hundred participants representing the oil and gas producers (Rosneft, Gazprom, Gazprom Neft, LUKOIL, Bashneft, Tatneft, Belorusneft, etc.), oil and gas field services companies (Schlumberger, Trican Well Service, Weatherford, Baker Hughes, KogalymNefteGeofizika, Packer-Service, KATKoneft, BVT-East, etc.), and the equipment manufacturers (Fidmash, Novinka, NOV CTES, NPF Packer, PSA Burenie, RosTEKtehnologii, Global Tubing, Tegas, OMC, etc.).

The 2011 conference became distinct in the almost parity quantitative membership of the representatives from the companies offering maintenance services and their customers, both current and potential. This was very instrumental in facilitating some promising contacts in the process of communication, including the

54

Статья предоставлена редакцией журнала «Время колтюбинга»

С

остоялась 12-я Международная научно-практическая конференция «Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы». Ее организаторами выступили редакция журнала «Время колтюбинга», Ассоциация специалистов по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (ICoTA) и Центр развития колтюбинговых технологий. Мероприятие прошло под эгидой Минэнерго России 14-16 сентября в Москве, в конференц-зале отеля «Аэростар». Спонсорами конференции выступили компании Schlumberger (золотой), Trican Well Service (серебряный), «Фидмаш» (спонсор семинара), «Тегас» (спонсор каталога конференции). Технические сессии предварял ставший уже традиционным однодневный семинар «Колтюбинг: оборудование, технологии и применение». В течение трех последних лет в качестве лектора курса выступал один специалист, как правило, зарубежный. В этот раз программа семинара включала выступления шести лекторов, каждый из которых освещал конкретную тему. С. Каблаш («Фидмаш») рассказал об устройстве и принципах действия колтюбингового оборудования, А. Брылкин («Уралтрубмаш») дал подробную информацию по гибкой трубе. Новейшим технологиям нефтегазового сервиса, в том числе появившимся за последний год, были посвящены лекции К. Бурдина (Schlumberger), С. Заграничного и Д. Холодова (Trican Well Service). Важно, что тонкости этих технологий рассматривались докладчиками на российском, а не на заокеанском опыте. Колтюбинговому бурению, вызывающему все больший интерес, было посвящено выступление С. Атрушкевича (СЗАО «Новинка», Группа ФИД). Каждый слушатель семинара получил конспект курса и именное свидетельство о его прохождении. Конференцию открыл председатель ученого совета Центра развития колтюбинговых технологий, председатель программного комитета Л. Груздилович. Он очертил основные тренды развития нефтегазового сервиса на современном этапе, обратив, в частности, внимание аудитории на то, что «в условиях ужесточения экологических требований и усложнения условий добычи наблюдается устойчивая тенденция возрастания роли колтюбинговых технологий. С 1998 года, когда состоялась первая конференция, количество колтюбинговых установок в РФ увеличилось в четыре раза. А статистика комплектации продаваемой ныне техники свидетельствует о все более сложных работах, которые подвластны колтюбингу. Наблюдается интенсивное развитие ГРП, особенно управляемого и многослойного. Динамика заказов на оборудование говорит и о движении технологий ГРП, по крайней мере, в СНГ, к более широкому использованию сухих смесей для приготовления гелей в процессе гидроразрыва. Большинство техпроцессов автоматизируются, например, кратно возрос спрос на высокопроизводительные автоматизированные комплексы для цементирования». Программа конференции включала шесть технических сессий, вместивших более двух десятков докладов. Их прослушало около сотни участников, представлявших нефтегазодобывающие («Роснефть», «Газпром», «Газпромнефть», «ЛУКОЙЛ», «Башнефть», «Татнефть», «Белоруснефть» и др.), нефтегазосервисные (Schlumberger, Trican Well Service, Weatherford, Baker Hughes, «Когалымнефтегеофизика», «Пакер-сервис», «КАТКонефть», «БВТ-Восток» и др.), производящие оборудование («Фидмаш», «Новинка», NOV CTES, НПФ «Пакер», НПО «Бурение», «РосТЭКтехнологии», Global Tubing, «Тегас», ОМК и др.) компании. Особенностью нынешней конференции стал практически паритетный количественный состав представителей компаний, оказывающих сервисные услуги, и их заказчиков, нынешних и потенциальных. Это весьма способствовало установOil&GasEURASIA

КОНФЕРЕНЦИЯ

informal one. It should also be noted that many reports had been prepared jointly by the customers and contractors thus summarizing the successful experience of the work.

The emphasis of the program was placed on innovation and best practice. The audience learned about the integrated approach to the intensification of oil and gas from a low-temperature heterogeneous carbonate reservoir using coiled tubing, the adaptation the AbrasiFRAC technology via the tubing, about unique post-fracturing flushing at the Verkhnechonskoye gas condensate field, the experience of well development after the StageFRAC* multi-stage fracturing in horizontal wells (using special liner arrangements equipped with isolation packers and HF ports, the experience gathered during the CT perforation at the Urengoi oil and gas condensate field, and about the flexible pipe being able to transfer a highly viscous plugging liquid and magnetic substances to limit water inflows at the oil wells in Turkmenistan and much more.

Significant interest was shown to the news about the state-of-the-art equipment for coiled tubing technologies, i.e. the dowhole two-phase separator, HydroPull configuration, SmartCoil* real-time wireless communication system, ARADIA Coiled Tubing String Management and Fatigue Analysis System and other hardware and software developments.

The mainstream equipment has stayed within the focus of the conference. The Fidmash Company has presented a full range of equipment for modern high-tech operations to enhance oil recovery and effective cementing. The Novinka Design Bureau and BelNIPIneft made several announcements about the equipment for coiled tubing drilling and the positive results of its application obtained at the fields of the Pripyat Depression. Representatives of the Burenie Research and Production Association, RosTEKtechnology, Weatherford have shared the news about the latest developments from their companies intended for repair and maintenance of wells. Dr. H.B. (Bernie) Luft, who conducted the last year’s workshop, spoke about his own innovative design, the Duralink spoolable mechanical coiled tubing connector. Industrial Group Tegas have presented their improved self-propelled nitrogen compressor plants.

The topic of the oilfield chemistry was represented by the new chemicals for fracturing, surfactants, chemical reagents for drilling and well service, developed by the Field Chemistry Scientific-Educational Center at Gubkin Russian State University of Oil and Gas and inhibitors for the protection of oilfield equipment manufactured by the FLEK Company.

The report entitled the “Shale Gas. Opportunities and Prospects”, presented by the FID Group brought into focus a very important topic – the use of unconventional hydrocarbons and coiled tubing drilling for economically feasible production.

The report authors L. Hruzilovich and I. Pirch invited the conference participants to a broader discussion of the topic of unconventional hydrocarbons, and emerging technologies of their production. This discussion has concluded the conference.

The organizers hope that the discussion will continue on the pages of the Coiled Tubing Times journal and on the website forum www.cttimes.org.

We invite you to explore our media assets and look forward to see you at the next conference! Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

лению перспективных контактов в процессе общения, в том числе неформального. Следует также отметить, что многие доклады были подготовлены совместными усилиями заказчиков и подрядчиков и резюмировали совместный успешный опыт проведения работ. Акцент программы был сделан на инновации и самый передовой опыт. Слушатели узнали о комплексном подходе к интенсификации добычи нефти и газа из низкотемпературного неоднородного карбонатного коллектора с применением ГНКТ, об адаптации технологии AbrasiFRAC для работы через НКТ, об уникальных промывках после ГРП на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении, об опыте освоения скважин после многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах StageFRAC* (с применением специальных компоновок-хвостовиков, оборудованных изолирующими пакерами и портами ГРП, об опыте проведения перфорации на ГНКТ на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении, о том, что гибкая труба способна пропускать высоковязкую тампонирующую жидкость и магнитоактивные вещества для ограничения водопритоков на нефтяных скважинах Туркменистана и о многом другом. С большим интересом была воспринята информация о новейшем оборудовании для колтюбинговых технологий: забойном двухфазовом сепараторе, компоновке HydroPull, компоновке беспроводной передачи данных SmartCoil*, системе регистрации усталости трубы ARADIA* и других технических и программных разработках. Техника основного ряда также не осталась вне фокуса конференции. Компания «Фидмаш» представила полный комплекс оборудования для выполнения современных высокотехнологичных операций по повышению нефтеотдачи пласта и эффективного цементирования скважин. КБ «Новинка» и «БелНИПИнефть» выступили с рядом сообщений об оборудовании для колтюбингового бурения и положительном опыте его использования на месторождениях Припятского прогиба. Представители НПО «Бурение», «РосТЭКтехнологий», Weatherford ознакомили участников конференции с новыми достижениями своих компаний, предназначенными для ремонта и обслуживания скважин. Лектор прошлогоднего семинара Берни Луфт рассказал о собственной инновационной разработке – барабанных соединителях для колтюбинга. Промышленная группа «Тегас» презентовала усовершенствованные самоходные азотные компрессорные установки. Тематика нефтепромысловой химии была представлена новыми реагентами для ГРП, поверхностно-активными веществами, химическими реагентами для бурения и ремонта скважин, созданными в Научно-образовательном центре «Промысловая химия» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ингибиторами для защиты нефтепромыслового оборудования компании «ФЛЭК». Доклад «Добыча сланцевых газов. Возможности и перспективы», представленный Группой ФИД, был посвящен весьма актуальной теме – нетрадиционным углеводородам и применению колтюбингового бурения для их экономически оправданной добычи. Авторы доклада, Л. Груздилович и И. Пирч, пригласили участников конференции к широкому обсуждению тематики нетрадиционных углеводородов и перспективных технологий их добычи. Эта дискуссия и завершила конференцию. Организаторы надеются, что обсуждение будет продолжено на страницах журнала «Время колтюбинга» и на форуме сайта www.cttimes.org. Ждем вас на наших ресурсах и на следующей конференции!

55

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

К

F

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

56

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

70

625

35

120/150

14~16

20~40

76~78

HDQSA-73-35

73

635

35

120/150

14~16

20~40

80~82

HDQSA-76-35

76

695

35

120/150

14~16

20~40

82~86

HDQSA-80-35

80

810

35

120/150

14~16

20~40

86~90

HDQSA-92-70

92

930

70

120/150

16~18

30~50

98~102

HDQSA-96-70

96

930

70

120/150

16~18

30~50

102~106

HDQSA-100-70

100

930

70

120/150

16~18

30~50

106~110

HDQSA-110-50

110

640

50

120/150

16~18

30~50

118.6~121.4

HDQSA-114-50

114

640

50

120/150

16~18

30~50

121.4~124.3

HDQSA-114-70

114

815

70

120/150

16~18

30~50

121.4~124.3

HDQSA-148-50

148

680

50

120/150

18~20

40~60

154.8~159.4

HDQSA-150-50

150

680

50

120/150

18~20

40~60

157.1~161.7

HDQSA-210-35

210

1160

35

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

50

120/150

60-80

118.6-121.4

HDQSC-114-50

114

990

50

120/150

60-80

121.4-124.3

HDQSC-148-50

148

1130

50

120/150

80-100

154.8-161.7

HDQSC-210-35

210

1450

35

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.

57

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

National Drilling Company LLC Choses Andvanced Technology «Национальная Буровая Компания» делает ставку на новые технологии This article was supplied courtesy of National Drilling Company

T

Статья предоставлена «Национальной Буровой Компанией»

К

he National Drilling Company was incorporated in October of 2002 to initially focus омпания была основана в октябре далекого уже 2002 года и изначально ориентиon implementing new oil production technologies. At that time MWD-systems ровалась на внедрение новых технологий в нефтедобыче. В то время метод разwith hydraulic communication channels to support the oil reservoir management работки нефтяных пластов с использованием возможностей аппаратуры контроhad not been widely used in the Russian oil fields. ля параметров бурения в режиме реального времени с гидравлическим каналом связи While developing our business plan, we focused on conducting work on abandoned в российской практике широко не использовался. Разрабатывая бизнес-план, компаoil fields, where so-called “big drilling” had passed its peak. After completions on oil ния ориентировалась на проведение работ в условиях отработанных месторождений, patches with large debits of oil reservoirs, drilling companies left behind vast areas где так называемое «большое бурение» уже прошло свой пик. Освоив участки с больwhere exploration re-drilling was unprofitable, while the geology of the remaining layers шим дебетом нефтяных пластов, буровые компании оставляли значительные территоand seams showed production on these abandoned sites was still worthwhile as they are рии. Дополнительное разведбурение там было нерентабельным, а геология оставшихся more than likely to produce volumes that could cover projected costs for this type of job пластов и лакун позволяла предполагать с большой долей вероятности, что разработка and yield substantial profits. отработанных участков обеспе2003 was spent entirely on чит возможность не только preparing a base to accommoдобывать объемы, покрыва● NDC performs well construction in Western date the branch company entiющие расходы на данный вид Siberia tled the NDC-Western Siberia, работ, но и даст существенную ● Строительство скважины силами ООО and for selecting and trainприбыль. "НБК" в Западной Сибири ing qualified personnel. We Весь 2003 год ушел на подhave trained the skilled telemготовку базы, где расположилetry employees in one of the ся филиал ООО «НБК-Западная best profile institutions, which Сибирь», подбор и обучение includes Houston, Texas (USA). квалифицированных кадров.

In early 2004, we entered the Подготовка кадров для работы market of oil supply with a proс телеметрическими системами posal to sidetrack using the new осуществлялась, в том числе, generation telemetry systems – и в одном из лучших учебLogging-While-Drilling (LWD). ных центров данного профиля This technology allows drillers в Хьюстоне (штат Техас, США). to avoid going beyond the reserВ начале 2004 года компания voir, even when its thickness is вышла на рынок нефтедобычи с insignificant and avoid the extra предложением проведения зареwork to isolate water and gas, зок боковых стволов с использоand sometimes re-drilling of ванием телеметрических систем entire horizontal section. нового поколения – систем кароBy then, the company had тажа в процессе бурения. Данная already been equipped with технология позволяет избежать the latest generation of seisвыхода за пределы пласта даже mic profiling equipment made при его незначительной мощin Canada and the United States. ности и избежать дополнительTo gain client confidence and ных работ по изоляции воды и demonstrate our ability to perгаза, а иногда и перебуривания form complicated operations всего горизонтального участка. with a clear timetable for the К этому времени НБК уже имела layer sidetracking as indicated профильную аппаратуру последby the customer’s geological него поколения, изготовленную survey, we conducted severв Канаде и США. Чтобы завоеal workshops. Customers were вать доверие и продемонстри-

58

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

impressed with the results and the compaровать выполнение сложных работ с четким граny received its first full-scale work orders фиком врезки в пласт по указанным геологической along with the experience of sidetracking службой заказчика параметрам, компания провеand telemetry support. ла несколько презентационных работ. Результаты But oil patchers’ happiness is shortработ удовлетворили заказчика, и, вместе с опытом lived. Some time between 2005 and 2006, работ по зарезке боковых стволов и телеметричеthe best management practices in the oil скому сопровождению, НБК получила первые полproduction industry had a change of heart. ноценные заказы на проведение данных работ.

In an effort to streamline production, major Однако, счастье нефтедобытчика недолгоcustomers started to drive the drilling вечно. Где-то на стыке 2005 и 2006 годов поменяdepartments out of their assets, focusing лась общая практика организации нефтедобычи. only on the end result of the whole comКрупные заказчики, оптимизируя свое производplicated chain, and namely, the immediate ство, стали выводить из своих активов управления receipt of the final product, i.e. crude oil. буровых работ, сосредоточив свое внимание тольThe National Drilling Company had, as ко на конечном результате всей сложной цепочки – they say, to be re-deployed on the march непосредственном получении конечного продукта, ● Underbalanced drilling unit choke manifold and participate in public tenders as a genто есть, нефти. «Национальной Буровой Компании» ● Блок дросселирования установки для бурения на eral contractor, who would take charge of пришлось перестраиваться и участвовать в общих депрессии the entire range of oil production manageтендерах как генеральному подрядчику, берущему ment from scratch. This was a new and на себя весь цикл работ по добыче нефти «с нуля». difficult job for us, but at the same time it Для компании это было новым и сложным делом, но was great experience, too. The experience of outsourcing, of finding the best possible она приобрела и большой опыт, в том числе, по поиску субподрядчиков и подбору оптиchemicals for every new geological site under development was unmatched. мальных химреагентов для каждого вновь осваемого геологического участка.

At a certain stage of our business, we conducted an economic analysis and На определенном этапе деятельности, проведя экономический анализ, руководство reached the conclusion that we needed to expand in order to optimize our work; con- компании пришло к заключению, что для оптимизации работы необходимо расширяться и sequently, we set out to prepare the base for the full-profile petroleum production. We готовить базу для полнопрофильной работы в нефтедобычи. Были приобретены мобильpurchased mobile drilling rigs and the base for their technical support and repairs. ные буровые установки и база по их техническому сопровождению и ремонту.

All this can be attributed to the technical side of the company, but an increasingly Все вышесказанное относится в большей степени к технической стороне работы компаimportant role in its development was played by the issues of organizational support нии, но все более важную роль в ее становлении и развитии приобретали вопросы органиand, above all, the customer relations. зационного характера и, прежде всего, работа с заказчиками.

Sometimes, negotiations with customers were very hard indeed and we had to Переговоры с заказчиками бывали очень непростыми, от некоторых заказов приходиrefuse from some orders. But in most cases, we have found mutual understanding лось отказываться. Но, в большинстве случаев, удавалось достигнуть взаимопонимания, и and were eager to complete all works, taking into account regulations and customers’ компания стремилась учитывать все регламенты и требования заказчиков по конкретным requirements for particular jobs. This tactic enabled us to endure the hardest times of видам работ. В сложный период мирового экономического кризиса эта тактика позволила the global economic crisis in the absence of orders at the time and the need to pre- компании «пройти между Сциллой и Харибдой», в отсутствие заказов сохранив ключевых serve the unique core of the company expertise. высококвалифицированных сотрудников.

We’d like to believe that all hardships are behind us and we will not be distracted Хочется верить, что сегодня все трудности остались позади, и уже ничто не будет from our main task - the quality performance of customer assignments and adoption мешать компании решать ее основные задачи – качественно выполнять заданий заказчика of new technologies in the oil production. и внедрять новые технологии в нефтедобыче.

At the moment, the most attractive thing seems to be the intensive development of В настоящее время наиболее привлекательным направлением представляется интенnew technologies at the already developed fields. The NDC LLC tries to the best of its сивное внедрение новых технологий на уже освоенных месторождениях. ООО «НБК» стаability to get actively involved in the development of new technologies in the area. рается, по мере возможности, активно внедрять инновационные технологии на таких This year, the company acquired an underbalanced drilling rig in Canada. Initially, участках. В этом году компания приобрела в Канаде установку для бурения на депрессии. as in the case of telemetry eight years ago, we were met with cautious attitude from Изначально, как и при использовании телеметрических систем восемь лет назад, отношеout customers. To show the capabilities of new technology, we have adopted a busi- ние заказчиков было настороженным. Чтобы показать возможности новой техники и убеness plan for the drilling presentations at several sites to urge the real capability of дить потенциальных заказчиков в возможности получить больший дебит нефти на уже greater oil production rates at depleted fields upon our potential customers. We are выработанных месторождениях, компания разработала бизнес-план по проведению преconfident that in the next five to seven years, there will be no alternative to the under- зентационного бурения на ряде участков. Специалисты НБК уверены, что на ближайшие balanced drilling in the already developed areas. пять-семь лет альтернативы бурению на депрессии на уже освоенных участках не будет.

The customers’ desire to raise production involves some intensive use of novel Желание заказчика повысить уровень добычи предполагает интенсивное использоваtechnologies. However, the use of new technologies is not possible without the real ние новых технологий, о которых здесь и идет речь. Однако использование новых техноcost of manufacturing the required equipment in the right quantities, training person- логий невозможно без реальных затрат на изготовление необходимого оборудования в nel and bringing improvements in a number of support operations. If the customer is нужных объемах, подготовки квалифицированных кадров и повышения качества сопроrealistic about these issues, then the intensity of work, and eventually the oil produc- водительных работ. Если заказчик будет реально оценивать эти аспекты, то интенсивность tion, should actually increase. работ, и, соответственно, добыча нефти реально повысятся.

At present, being aware of the complexity of challenges facing the National Drilling В настоящее время, понимая всю сложность стоящих перед «Национальной Буровой Company, while maintaining a certain degree of ambition to achieve the level of a company Компанией» задач и стремясь достичь уровня востребованной на рынке компании с широwith a broad portfolio of services in demand on the market, we seek to keep the quality of ким портфелем услуг, НБК старается поддерживать качество проводимых работ, постоянcompleted drilling up to the mark by introducing new technologies all the time, convincing но внедрять новые технологии, убеждать заказчика в выгодности развития новых технолоcustomers of the benefits of new technologies and maintaining the highest qualifications of гий и непрерывно повышать квалификацию инженерно-технических работников. the company’s engineers and technicians. Кроме того – и это немаловажно – руководство компании старается поддерживать у And not least, we try to keep a sense of the company employees’ involvement in the сотрудников чувство сопричастности к коллективу, выполняющему важную работу и польcorporate community that is sought-after and respected both locally and globally. зующемуся уважением в регионе и в стране. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

59

WELL KILLING

ADVERTORIAL SECTION

Salt Systems for Well Killing Солевые системы для глушения Michael Petrushin, Director General, Zirax

Михаил Петрушин, генеральный директор ООО «Зиракс»

“To what extent does application of modern salt systems for well killing reduce the losses associated with repair and preventive maintenance on the oil or gas wells?”

«Насколько применение современных солевых систем для глушения позволяет сократить потери, связанные с ремонтом и профилактикой нефтяных или газовых скважин?»

T

И

he use of high-quality synthetic anhydrous calспользование качественного синтетического безcium chloride can significantly reduce the time водного хлористого кальция позволяет существенrequired to stabilize a well in the required proно сократить время вывода скважины «на режим». duction mode. That is, the return of the well after То есть, на возвращение скважины после консервации для preservation for repair or maintenance for the same ремонта или ТО на те же (или более высокие) показатели (or more) production figures, which were prior to добычи, которые были до консервации. В России, по нашей the preservation. In our estimate, the average time of оценке, средний срок вывода скважины «на режим» при bringing the well “on line” in Russia when using conиспользовании обычных продуктов (таких, как галит или ventional products (such as halite or waste calcium абгазный хлористый кальций в виде отходов химических chloride as chemical production waste) is three to six производств) составляет от трех до шести недель. И все это weeks. And throughout the time, the well yields sigвремя скважина дает существенно меньше газа или нефти, nificantly less gas or oil, than it was before repairs. чем давала до ремонта.

That is, five weeks on average, or just a little over То есть, в среднем пять недель, или чуть больше месяa month, the well does not produce at full capaciца, скважина работает не в полную мощь. В зависимости от ty. Depending on the well flowrate, it is easy to calдебита скважины, можно легко подсчитать прямые потери, culate the direct losses that the operating company которые добывающая компания при этом будет нести. would incur at that. Чем в этой ситуации помогает продукт от Zirax?

How can the product from of Zirax help in this sitВо-первых, надо учитывать, что сам по себе хлористый кальuation? ций бывает разных видов. Есть синтетический, а есть так назыFirst, we must remember that calcium chloride ваемый «абгазный» – то есть тот, который делается на основе includes different varieties. There is synthetic, and отходов разных химических производств. Соответственно, в there is the so-called “waste” – that is, the one that ● Michael Petrushin, Director General, Zirax таком продукте достаточно много примесей, которые при глуis based on the waste generated by chemical indus- ● Михаил Петрушин, генеральный директор шении закупоривают полые пространства как в зоне перфораtries. Accordingly, such a product contains a lot of ООО «Зиракс» ции, так и непосредственно в самом добывающем коллектоimpurities that during the well killing can clog the ре. В качестве примера – примеси, содержащиеся в «абгазном» hollow space both in the zone of perforation, and directly in the producing reservoir. хлориде кальция (например, оксиды железа или магния) сразу вступают в реакцию с пластоAs an example, the impurities contained in the “waste” calcium chloride (e.g., oxides вой водой при глушении скважины и формируют осадки, которые уже не растворяются. И of iron or magnesium) immediately react with the formation water during the kill and вывести их потом можно только либо соляной кислотой (если они растворяются в соляной form sediments that cannot be dissolved. You can remove them only by hydrochlo- кислоте), либо механическим путем – и то, и другое требует больших финансовых затрат. ric acid (if they can dissolve in hydrochloric acid) or mechanically – both ways are При использовании синтетического продукта, где практически нет примесей, поскольvery expensive. ку он производится из синтетического хлора и природного карбоната кальция, вывести If you use a synthetic product, with almost no impurities, because it is made from скважину «на режим» подучается существенно быстрее. Порядка 90% производимого synthetic chlorine and natural calcium carbonate, you can suceed in bringing the well Zirax синтетического хлорида кальция марки PelletOil используется именно для глуше“on line” much faster. About 90 percent of synthetic calcium chloride produced by Zirax ния (то есть, ремонта) скважин. Используется он и в качестве буровых растворов, приunder the PelletOil brand name is used specifically for well killing (i.e. repair). It is being садки для буровых растворов, компонента тампонажного цемента и т.д. used as drilling muds, additives for drilling muds, oil-well cement component, etc. При этом с 2011 года компания Zirax для ряда своих клиентов уже не поставляет Meanwhile, since 2011, Zirax has not been only supplying calcium chloride for some исключительно хлорид кальция. Компания предлагает нефтегазодобывающим клиенof its customers. The company offers the ready-made salt systems to its oil and gas pro- там уже готовые солевые системы, содержащие в гранулах хлорида кальция и ингибиducing customers containing granules of calcium chloride, corrosion inhibitors, and торы коррозии, и гидрофобизирующие добавки, позволяющие снижать образование hydrophobic additives, allowing the industry to reduce the formation of emulsions, to эмульсий, ограничивать водоприток и добывать больше нефти со скважины – при этом limit water influx and produce more oil from the well – all the components have already все компоненты уже заложены в синтетических гранулах хлорида кальция в заданных been included in the synthetic granules of calcium chloride in the specified proportions пропорциях методом специального напыления. by a special coating. Непосредственно в скважине эта новая солевая система, которая получила название Directly in the well, this new salt system, which got the name of WOTASOFT, with a WOTASOFT (ВОТАСОФТ), с гидрофобной добавкой – мы называем ее мягкий гидрофоhydrophobic additive – we call it a soft water-repellent agent – prevents the formation of бизатор – предотвращает образование эмульсий воды и нефти, и поры, через которые water-oil emulsions, and the pores through which oil seeps, remain free from water. In проходит нефть, остаются свободными от воды. Таким образом, нефти выходит больше, this way, more oil seeps, whereby the resistance to its seepage is less, much of the water при этом сопротивление ее выходу – меньше, большая часть воды остается внутри колremains inside the reservoir, and the pores are not clogged. лектора, поры не забиваются.

60

Oil&GasEURASIA

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

To sum it up: a) The well stabilizes much faster, virtually within three days, and b) The well lets produce more oil, and pump less water.

In other words, the use of the “soft” Zirax salt systems is the next, more modern and efficient level of wells operating. We already have some real examples of successful product use in Russia and the CIS countries – for example, in Kazakhstan.

We have already done about two dozen well treatments – I cannot give the customers’ names. But proven facts are there, when the well only in one rather than two or three days gets stabilized, whereas without our solutions, this process would take at least ten or twelve days, and the customer benefit from one well could reach tens of thousands of U.S. dollars.

In fact, we have reduced the time needed to “stabilize” fivefold (!). At the same time, most oil wells started to produce 40 percent more oil. How long should this effect continue is hard to predict as we need to gather the statistics. But in any case, both the main (shorter time needed to “stabilize”) and side (improving oil recovery) effects are rather high. Even if a well yields more oil for one week only, the treatment costs pay off immediately and with a vengeance in any case.

What has to be understood is that we are not talking about an enhanced oil recovery technology, but rather a way to better repair and maintain wells, and cut the cost of additional chemicals. As a result, you do not need to fight in the previous scale in case of emulsions, no need for additional inhibitors to clean the perforation zone.

Again, as a result, the well produces a more pure product, oil “repels” water and the well gets stabilized in the required mode of production.

Today we offer not just a pure calcium chloride, but enriched with organic and inorganic additives, which allow you to work more efficiently. At the same time, we are not catering only for Russia as we launched commercial shipments abroad, too. The first outbound supply was Kazakhstan, where the product had been tested on an industrial scale. They already kill wells with it in full swing over there, and the customers are very happy.

To make it clear, we have a very intelligible promo; it’s a five-minute animation film, which talks about the technology in a detailed and popular manner. Surely, the experts would see the nuances of our offer without a promo, but for those who are still considering the use of this new product – or has never used the new salt systems from Zirax before and is willing to learn more – the film will be very useful.

Please visit http://www.youtube.com/watch?v=Gz6y0_B-9dcc and see for yourself.

I’m sure you’ll like it. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

В итоге: а) скважина выходит на режим существенно быстрее, то есть буквально в течение трех суток; и б) скважина позволяет добывать больше нефти, меньше качает воды. Иными словами, применение «мягких» солевых систем Zirax – следующий, более современный и эффективный уровень эксплуатации скважин. У нас уже конкретные примеры успешного использования этого продукта и в России, и в странах СНГ – например, в Казахстане. Мы сделали уже порядка двух десятков обработок скважин, клиентов я пока называть не буду. Но есть подтвержденные факты, когда скважины не то, что за два или три дня, а всего лишь через сутки выходили «на режим», тогда как без использования наших растворов этот процесс занимал минимум 10-12 дней, при этом выгода для клиента с одной скважины достигала десятков тысяч долларов США. То есть, по сути, мы в пять раз (!) сократили сроки вывода «на режим». При этом на большинстве обработанных скважин нефти стали добывать процентов на 40 больше. Сколько будет держаться этот эффект, мы пока не знаем – нужно нарабатывать статистику. Но, в любом случае, и основной (сокращение сроков выхода «на режим»), и побочный (повышение нефтеотдачи) эффект – достаточно высокий. Пусть даже скважина всего неделю будет давать больше нефти, в любом случае для клиентов затраты на обработку окупаются сразу и с лихвой. При этом следует понимать – это не технология повышения нефтеотдачи, а просто способ более качественного ремонта и обслуживания скважин, а также снижение затрат на дополнительные химические реагенты. В результате, не надо бороться в тех масштабах, которые были раньше, с эмульсиями, не требуются дополнительные ингибиторы для прочистки зоны перфорации. То есть, повторю: в результате скважина выдает более чистый продукт, нефть «отталкивает» воду и скважина выходит «на режим». Сегодня мы предлагаем не просто чистый хлористый кальций, но уже обогащенный органическими и неорганическими добавками, которые позволяют работать более эффективно. При этом поставляем этот продукт не только по России: мы начали коммерческие поставки и за рубеж. Первой внешней поставкой стал Казахстан, где продукт уже испытан в промышленном масштабе, в Казахстане им уже вовсю глушат скважины, клиенты очень довольны. Чтобы было понятнее, мы создали очень внятный ролик, где в анимационном фильме, примерно за пять минут, подробно и доступно все рассказано. Специалисты, безусловно, и без ролика понимают нюансы нашего предложения, а для тех, кто просто пока еще думает над применением нашего нового продукта – либо еще не использует новые солевые системы Zirax и хотел бы побольше о них узнать – фильм будет весьма полезным. Заходите на http://www.youtube.com/watch?v=Gz6y0_B-9dcc и смотрите. Уверен, что вам понравится.

61

STOCKHOLM PRECISION TOOLS AB

Stockholm Precision Tools AB – мировой лидер в области разработки инклинометрических навигационных измерительных систем. Уже более 15 лет компания успешно разрабатывает и внедряет уникальные гироскопические инклинометры в нефтяном, газовом и горнодобывающем секторе. Регулярные заказы от крупнейших нефтегазовых, горнодобывающих и нефтесервисных монополий являются не только показателем доверия к качеству и надежности оборудования, произведенного компанией Stockholm Precision Tools AB, но и дают возможность совершенствовать технологии приборостроения, а также расширять географию компании. На сегодняшний день Stockholm Precision Tools AB имеет представительства на пяти континентах, а геонавигационное оборудование установлено в 25 странах мира.

ГЕОГРАФИЯ КОМПАНИИ

Геофизическое оборудование, произведенное компанией Stockholm Precision Tools AB, активно используется в проектах по разработке продуктивных залежей в нефтегазоносных провинциях Северной, Центральной и Южной Америки, в странах Европы, Ближнего Востока и Южной Азии, Африки и Австралии. Stockholm Precision Tools AB активно развивается, расширяя географию своего присутствия, компания имеет широкую дилерскую сеть по всему миру, а также ряд представительств.

США Канада Австралия Россия Индия Колумбия Чили

ОАЭ Иран Оман Армения Тунис Малави Италия

Исландия Мексика Сирия Нигерия Эквадор Пакистан Финляндия

Франция Гондурас Польша Республика Маврикий

SPT GYRO TRACER

SPT GYRO TRACER HT

Бесплатформенный гироскопический инклинометр GyroTracer™ – это высокоточный надежный прибор для подземной навигации. Он применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях. Gyro Tracer™ предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонноVгоризонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов скважин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer™ не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитноVнеустойчивых зонах. Гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании. Измерения проводятся при остановках скважинного прибора в точках измерения. GyroTracer™ может работать как c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор, так и в автономном режиме с питанием от многозарядного батарейного модуля. При работе с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно использовать одножильный или многожильный кабель. GyroTracer является мировым лидером по вырезке боковых стволов. На сегодняшний день с его помощью вырезано более 500 скважин по всему миру.

Stockholm Precision Tools AB впервые представляет высокотемпературный гироскопический инклинометр GyroTracer НТ™. Высокотемпературный гироскопический инклинометр – это высокоточный надежный прибор для подземной навигации, который применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях.

Gyro Tracer НТ™ предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонноVгоризонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов скважин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer НТ™не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитноVнеустойчивых зонах. Гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании. Измерения проводятся при остановках скважинного прибора в точках измерения. GyroTracer НТ™ может работать c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор. При работе с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно использовать одножильный или многожильный кабель.

Технические преимущества

Технические характеристики

t «¾ÂÎÌÂÔÅ¿½ÂÏ ¿ØÎËÇËÏËÔÊÐÛ Å Ê½ÁÂÃÊÐÛ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÛ скважин. t ªÂ ÌËÁ¿ÂÍÃÂÊ ¿ÈÅÜÊÅÛ É½ÀÊÅÏÊËÀË ÌËÈÜ ¤ÂÉÈÅ t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÌÍÂÁ¿½ÍÅÏÂÈÙÊËÆ Ç½ÈžÍË¿ÇÅ ÌÂÍÂÁ ʽԽÈËÉ замера. t ¡ÈÜ Ê½Ô½È½ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÔÂÎÇËÆ Î×ÂÉÇÅ ÁËÎϽÏËÔÊË Ä½Á½ÏÙ широту исследуемой скважины. t ªÂ Ï;ÐÂÏ Ê½Ô½ÈÙÊËÀË ËÍÅÂÊÏÅÍË¿½ÊÅÜ ¿ ÐÎÏÙ t «ÏÎÐÏÎÏ¿Å ÁÍÂÆѽ §½ÃÁØÆ Ä½ÉÂÍ ÊÂĽ¿ÅÎÅÉ ËÏ предыдущего. t ¡ËÌÐÎÏÅÉ½Ü ÎÇËÍËÎÏÙ Á¿ÅÃÂÊÅÜ ®¬ ÌË ÎÏ¿ËÈÐ ÎÇ¿½ÃÅÊØ до 120 м/мин. t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÁËÌËÈÊÅÏÂÈÙÊØÒ ÌÍÅÎÌËÎ˾ÈÂÊÅÆ t ËÄÉËÃʽ ǽÈžÍË¿ÇŠʽ ˾ËÍÐÁË¿½ÊÅŠĽǽÄÔÅǽ t ©ÅÊÅɽÈÙÊË ¿ÍÂÉÜ ÌÍËÎÏËÜ Ç½Ç ÎÈÂÁÎÏ¿Å ¿ØÎËÇËÆ надёжности и качества работы аппаратуры и программного обеспечения инклинометра. t ¥ÄÉÂÍÂÊÅ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÊËÎÅÏÂÈÙÊË ÅÎÏÅÊÊËÀË ®Â¿Âͽ t ºÇÎÌËÍÏ ÅÄÉÂÍÂÊÊØÒ Á½ÊÊØÒ ¿ &YFM Å ÁÍÐÀÅ ÎϽÊÁ½ÍÏÊØ форматы.

Технические преимущества

t ÍÂÉÜ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ÎÂÇ t ¡Å½Ì½ÄËÊ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ e t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ÁÈÜ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ ÁË

t ®Ï½¾ÅÈÙÊËÎÏÙ ÌËǽĽÊÅÆ ½ÄÅÉÐϽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ËÌÍÂÁÂÈÂÊÅÜ ÄÂÊÅÏÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÌÎÅÁ½ÈÙÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÇÈËÊÅÏÂÈÜ ¿ ÁŽ̽ÄËÊ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ u t ¡Å½Ì½ÄËÊ Í½¾ËÔÅÒ ÏÂÉÌÂͽÏÐÍ u e ® t ©½ÇÎÅɽÈÙÊË ͽ¾ËÔ Á½¿ÈÂÊÅ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ .¬B t ¢ÉÇËÎÏÙ ½ÇÇÐÉÐÈÜÏËÍÊËÆ ¾½Ï½ÍŠԽΠt ÍÂÉÜ ÊÂÌÍÂÍØ¿ÊËÆ Í½¾ËÏØ ¾ÂÄ ÌËÁĽÍÜÁÇÅ ½ÇÇÐÉÐÈÜÏËÍÊËÆ ¾½Ï½ÍÂÅ не менее 7,2 час. t ¡½ÏÔÅÇ ÐÀÈË¿ËÆ ÎÇËÍËÎÏŠʽ ¾½Ä ¡ª t §¿½ÍÓ¿ØÆ Á½ÏÔÅÇ ÐÎÇËÍÂÊÅÜ.

Габаритные размеры t ¡Å½ÉÂÏÍ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

t ¡ÈÅʽ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s ¿ ǽ¾ÂÈÙÊËÉ ÅÎÌËÈÊÂÊÅÅ t ¡ÈÅʽ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

в автономном исполнении. t ©½Îν ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÇÀ t ¡ÈÅʽ ¾½Ï½ÍÂÆÊËÀË ÉËÁÐÈÜ ÉÉ s

Сравнение показаний азимута и зенита Gyro Tracer SPT против показателей Конкурента А, Канада 2008 122 72

120 70

116

68

SPT Ɂɟɧɢɬ ɧɚ ɫɩɭɫɤɟ ɹɧɜ 25

SPT Ⱥɡɢɦɭɬ ɹɧɜ 10

114

Ʉɨɧɤɭɪɟɧɬ Ⱥ ɹɧɜ 24 SPT Ⱥɡɢɦɭɬ ɧɚ ɩɨɞɴɟɦɟ ɹɧɜ 25

112

SPT Ɂɟɧɢɬ ɧɚ ɩɨɞɴɟɦɟ ɹɧɜ 25

66

Ʉɨɧɤɭɪɟɧɬ Ⱥ

Габаритные размеры t ¡Å½ÉÂÏÍ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

t ¡ÈÅʽ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÉÉ s

t ©½Îν ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ ÇÀ

1

Перо

2

Калибровочная установка

3

Батарейный модуль

4

Центратор обсадной колонны

5

Гиротрейсер

6

Наземная панель 1

SPT Ɂɟɧɢɬ ɹɧɜ 10

SPT Ⱥɡɢɦɭɬ ɧɚ ɫɩɭɫɤɟ ɹɧɜ 25

Технические характеристики t ÍÂÉÜ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ÎÂÇ t ¡Å½Ì½ÄËÊ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ e t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ÁÈÜ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ ÁË

t ®Ï½¾ÅÈÙÊËÎÏÙ ÌËǽĽÊÅÆ ½ÄÅÉÐϽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ËÌÍÂÁÂÈÂÊÅÜ ÄÂÊÅÏÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÌÎÅÁ½ÈÙÊËÀË ÐÀȽ t ¬ËÀÍÂÕÊËÎÏÙ ÅÄÉÂÍÂÊÅÜ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÇÈËÊÅÏÂÈÜ ¿ ÁŽ̽ÄËÊ ÄÂÊÅÏÊØÒ ÐÀÈË¿ u t ¡Å½Ì½ÄËÊ Í½¾ËÔÅÒ ÏÂÉÌÂͽÏÐÍ u e ® t ©½ÇÎÅɽÈÙÊË ͽ¾ËÔ Á½¿ÈÂÊÅ ÎÇ¿½ÃÅÊÊËÀË ÌÍžËͽ .¬B t ¡½ÏÔÅÇ ÐÀÈË¿ËÆ ÎÇËÍËÎÏŠʽ ¾½Ä ¡ª t §¿½ÍÓ¿ØÆ ½ÇÎÂÈÂÍËÉÂÏÍ

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА К ГИРОТРЕЙСЕРУ

СРАВНЕНИЕ ГИРОСКОПИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ 118

t «¾ÂÎÌÂÔÅ¿½ÂÏ ¿ØÎËÇËÏËÔÊÐÛ Å Ê½ÁÂÃÊÐÛ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÛ скважин. t ªÂ ÌËÁ¿ÂÍÃÂÊ ¿ÈÅÜÊÅÛ É½ÀÊÅÏÊËÀË ÌËÈÜ ¤ÂÉÈÅ t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÌÍÂÁ¿½ÍÅÏÂÈÙÊËÆ Ç½ÈžÍË¿ÇÅ ÌÂÍÂÁ ʽԽÈËÉ замера. t ¡ÈÜ Ê½Ô½È½ ÅÊÇÈÅÊËÉÂÏÍÅÔÂÎÇËÆ Î×ÂÉÇÅ ÁËÎϽÏËÔÊË Ä½Á½ÏÙ широту исследуемой скважины. t ªÂ Ï;ÐÂÏ Ê½Ô½ÈÙÊËÀË ËÍÅÂÊÏÅÍË¿½ÊÅÜ ¿ ÐÎÏÙ t «ÏÎÐÏÎÏ¿Å ÁÍÂÆѽ §½ÃÁØÆ Ä½ÉÂÍ ÊÂĽ¿ÅÎÅÉ ËÏ ÌÍÂÁØÁÐÖÂÀË t ¡ËÌÐÎÏÅÉ½Ü ÎÇËÍËÎÏÙ Á¿ÅÃÂÊÅÜ ®¬ ÌË ÎÏ¿ËÈÐ ÎÇ¿½ÃÅÊØ до 120м/мин. t ªÂ Ï;ÐÂÏ ÁËÌËÈÊÅÏÂÈÙÊØÒ ÌÍÅÎÌËÎ˾ÈÂÊÅÆ t ËÄÉËÃʽ ǽÈžÍË¿ÇŠʽ ˾ËÍÐÁË¿½ÊÅŠĽǽÄÔÅǽ t ©ÅÊÅɽÈÙÊË ¿ÍÂÉÜ ÌÍËÎÏËÜ Ç½Ç ÎÈÂÁÎÏ¿Å ¿ØÎËÇËÆ надёжности и качества работы аппаратуры и программного обеспечения инклинометра. t ¥ÄÉÂÍÂÊÅ ½ÄÅÉÐϽ ËÏÊËÎÅÏÂÈÙÊË ÅÎÏÅÊÊËÀË ®Â¿Âͽ t ºÇÎÌËÍÏ ÅÄÉÂÍÂÊÊØÒ Á½ÊÊØÒ ¿ &YFM Å ÁÍÐÀÅ ÎϽÊÁ½ÍÏÊØ форматы.

2

64

110 108

62

106 60

104 58

102 0

100

200

300

400

500

600

700

0

800

100

200

300

400

500

Сравнение показаний зенитного угла Gyro Tracer SPT, Серия 35 и Серия 40, Австралия 2008

Ɂɟɧɢɬ

00

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700

800

3

-64,0 -64,5

600

700,0

-65,0 -65,5

SPT 35

SPT 40

-66,0

4

-66,5 -67,0 -67,5

Ƚɥɭɛɢɧɚ

®Í½¿ÊÂÊÅ ÌËǽĽÊÅÆ ½ÄÅÉÐϽ ÌÍÅ ÎÌÐÎÇ ŠÌËÁ×ÂÉ (ZSP 5SBDFS 415 ®ÂÍÅÜ Å ®ÂÍÅÜ ¿ÎÏͽÈÅÜ

5

131,00 130,50 130,00

Ⱥɡɢɦɭɬ

129,50 129,00 128,50

SPT 35

128,00 127,50 127,00 126,50 126,00 125,00 0,0

100,0

200,0

300,0

Ƚɥɭɛɢɧɚ

400,0

500,0

600,0

700,0

SPT 40

6

WELL KILLING

ADVERTORIAL SECTION

New Approach to Purification of Kill Fluids Новый подход к очистке жидкости глушения M.A. Terentiev (3М Russia), Candidate of Biological Sciences; V.I. Nadenov, Yu.V. Danchenko (Novomet-Perm), Doctor of Engineering,

I

n recent years, oil producers became more attentive to protection of pay zones against contamination during well servicing operations (WSO), in particular during well killing operations. To some extent, this was facilitated by the RF Committee for Mining and Industrial Supervision, Enactment No. 71 dated 06.06.03, “On Approval of Mineral Resources Conservation Regulations”. Article 108 of these Regulations states that during well servicing operations it is prohibited to apply working fluids reducing permeability of the bottomhole formation zone. In this connection, removal of mechanical impurities that are contained in kill fluids (KF) and cause deterioration of the reservoir’s porosity and permeability (P&P) has become one of the most significant problems. Operators and service companies make their best to enhance maintaining purity of KF and other working fluids not only in deference to the Mineral Resources Conservation Regulations. In our opinion, their main incentive is hard benefits.

According to standards of west and leading Russian oil producers, a fluid entering a well must not contain suspended particles exceeding 5 µm in size. But most Russian companies do not regulate this parameter; therefore less severe requirements are set for the KF, which limit only a total content of suspended solids (SS) as applied to properties (permeability and pore size) of reservoirs under development. To comply with mentioned standards, companies and their well servicing contractors must undertake the following steps: – improve arrangements for a mixing system, in particular, equip it with KF filtration units; – monitor quality of the KF being mixed; – treat the tank trucks’ tanks to achieve the required purity for fluid to be delivered to the well.

In technical terms, the first two actions are most feasible though quite expensive.

Modern mixing units ensure preparation of high quality KF with SS content equal to 10-30 mg/l and its systematic monitoring. Mixing units using obsolete technologies for KF preparation (purification is based on particle sedimentation), despite their disadvantages (a long operating cycle due to low sedimentation velocity of fine particles; impossible sedimentation of 5-8-µm particles due to Brownian movement), also succeed in preparation of acceptable quality fluids. At the same time, results of numerous audits of killing crews in Noyabrsk, Nizhnevar tovsk, and at other fields showed that SS content in the kill fluid delivered to the well by tank trucks is practically always higher than in the initial fluid from the mixing unit. A reason for this is not in deficient tank cleaning operations (appropriate regulations are fulfilled) but in practical failure to prepare the kill fluid immedi- ● Fig. 1. Appearance of DuoFlo™ filter. ately before each ● Рис. 1. Внешний вид фильтра ДуоФло™.

64

М.А. Терентьев (ЗАО «3М Россия»), к.б.н; В.И. Найденов; Ю.В. Данченко (ЗАО «Новомет-Пермь»), д.т.н.,

В

последние годы нефтедобывающие компании (НК) стали уделять все больше внимания защите продуктивных пластов от загрязнений при проведении текущего ремонта скважин (ТРС), в частности, при выполнении операций по глушению скважин. В определенной степени этому способствовало постановление Госгортехнадзора РФ № 71 от 06.06.03 года «Об утверждении „Правил охраны недр“», в ст. 108 которых указывается, что, при проведении ремонтных работ в скважине не допускается применение рабочих жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта. В связи с этим проблема устранения механических примесей, содержащихся в жидкости глушения (ЖГ) и ухудшающих фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, приобрела большее значение. Однако движение эксплуатационников и сервисных компаний в сторону улучшения дисциплины поддержания чистоты ЖГ и других рабочих растворов диктуется не только уважением к «Правилам охраны недр». Прямая выгода – это, на наш взгляд, – главный стимул этого движения. В стандартах западных НК и ведущих российских НК установлено, что жидкость, поступающая в скважину, не должна содержать взвешенных частиц размером более 5 мкм. Большинство российских компаний это не регламентируют, и поэтому предъявляются менее жесткие требования к ЖГ, ограничивающие общее содержание в ней твердых взвешенных веществ (ТВВ) применительно к характеристикам (проницаемости и размеру пор) разрабатываемых пластов. Выполнение указанных стандартов требует от компаний и их подрядчиков по текущему ремонту скважин проведения мероприятий, включающих: – совершенствование организации системы приготовления растворов, в частности, ее оснащение установками для фильтрования ЖГ; – мониторинг качества приготовляемой ЖГ; – подготовку емкостей автоцистерн до требуемой чистоты для доставки жидкости на скважину. С технической точки зрения наиболее выполнимыми, хотя и достаточно затратными, являются первые два мероприятия. На современных растворных узлах обеспечивается приготовление ЖГ высокого качества с содержанием ТВВ=10-30 мг/л и осуществляется ее систематический контроль. На растворных узлах, где применяется устаревшая технология подготовки ЖГ (очистка основана на отстаивании частиц) со свойственными ей недостатками (продолжительный производственный цикл из-за низкой скорости осаждения мелкодисперсных частиц, невозможность осаждения частиц размером 5-8 мкм из-за броуновского движения), также удается подготовить раствор приемлемого качества. В то же время, результаты многочисленных аудитов бригад по глушению в Ноябрьске, Нижневартовске и на других месторождениях показали, что содержание ТВВ в жидкости глушения, доставленной в автоцистернах на скважину, практически всегда в несколько раз выше, чем в исходной жидкости с растворного узла. Причина заключается не в отсутствии операций по зачистке емкостей – соответствующий регламент выполняется, а в практической невозможности их подготовки непосредственно перед каждым заполнением раствором глушения. Кроме того, являясь коррозионно-агрессивной средой для углеродистой стали, жидкость глушения вызывает коррозионное поражение емкостей во время ее транспортирования с растворного узла на скважину. При этом в жидкости появляются многочисленные частицы продуктов коррозии. Обеспечение стабильно высокой чистоты ЖГ требует, как указывалось выше, относительно затратных мероприятий, к числу которых можно, помимо вышеперечисленных, добавить и антикоррозийную защиту емкостного парка растворных узлов, парка автоцистерн. Это требует и серьезных организационных усилий. Тем не менее, есть радикальное средство преодоления существующего – неприемлемого – положения дел. В любой промышленной технологии, где мехпримеси удаляются на нескольких этапах производственного процесса, самый грамотный подход – их контроль в точке, возможно более Oil&GasEURASIA

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ● Fig. 2. Portable DuoFlo filter at the

well ● Рис. 2. Мобильный фильтр ДуоФло

на скважине

filling. Besides, being a corrosive medium for carbon steel, the kill fluid causes corrosion damage of tanks during its transportation from the mixing unit to the well. Moreover, numerous particles of corrosion products emerge in the fluid.

Certainly, maintaining stable high purity of the KF requires expensive actions mentioned above, which also can be supplemented by anticorrosive protection of mixing unit tanks and tank truck’s tanks. This also requires serious arrangement efforts. Nevertheless, there is a drastic remedy to overcome the existing, to be honest, unacceptable situation. In any industrial technology with mechanical impurities to be removed at several stages, the most efficient approach to their removal is to monitor the impurities in the possible closest point to their source (filtration at the mixing unit). However, in technologies where zero mechanical impurities are a key quality component, multiple filtrations are applied with final post-filtration before application.

To prevent contamination of the bottomhole formation zone with various mechanical impurities from the KF, the fluid final filtration is proposed to be carried out directly during the process of its pumping into the well. For this purpose, a portable suction filter is installed between the tank truck and the pumping unit. The filter must be small in size and must have an acceptable weight for easy transportation, installation, and servicing, as well as sufficient throughput performance and service life with high fineness purification for compliance with pumping process parameters.

Filtration unit DuoFlo™ by 3М, with improved geometry of a bag filter (increased by 62 percent filtering surface area) and supporting double-walled perforated basket (the filter is fully supported by the basket support surfaces) meets the listed requirements (Fig. 1).

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

близкой к их источнику (фильтрация на растворном узле). Однако в таких технологиях, где отсутствие механических примесей в продукте – ключевой компонент его качества, применяется многоступенчатая фильтрация с финальной контрольной фильтрацией перед применением. Для предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта различного рода механическими примесями из ЖГ предлагается финишную очистку жидкости проводить непосредственно при ее закачке в скважину. Для этого между автоцистерной и насосным агрегатом устанавливается работающий на всасывание мобильный фильтр. Последний должен иметь небольшие габариты и приемлемую массу для удобства транспортировки, подключения и обслуживания, а также обладать достаточной производительностью и ресурсом при высокой тонкости очистки для соблюдения технологического режима закачки. Фильтрационная установка DuoFlo™ от компании 3М, с усовершенствованной геометрией мешочного фильтроэлемента (увеличенная на 62% площадь фильтрующей поверхности) и поддерживающей двухстенной перфорированной корзины (полная опора фильтроэлемента на опорные поверхности корзины) соответствует перечисленным требованиям (рис. 1).

Характеристики фильтра приведены ниже:

Длина, см .........................................................................................................................72,6 Диаметр, см .....................................................................................................................17,8 Площадь фильтрации, м2.................................................................................................0,62 Объем задерживаемого осадка, л ....................................................................................5,3 Максимальный поток, м3/ч ................................................................................................34 Максимальный перепад давления, МПа ........................................................................0,24 Тонкость очистки, мкм ......................................................................................... 1, 5, 10, 25 Максимальная температура, °С ..................................................................................до 149 Корпус фильтра DuoFlo™ выполнен из химически стойкой нержавеющей стали.

Filter features are described below. Сменный фильтроэлемент (картридж) изготавливается из материала на основе термоLength, cm .............................................................................................................72.6 скрепленных полипропиленовых или полиэфирных волокон, химически стойких к расDiameter, cm ..........................................................................................................17.8 творам солей, кислот, щелочей и органических растворителей. Материал картриджа Filtration area, m2 ...................................................................................................0.62 имеет градиентно-пористую структуру, обеспечивающую глубинный механизм фильтраFilter cake volume, l .................................................................................................5.3 ции и высокую грязеемкость.

Maximum flow, m3/h .................................................................................................34 ЗАО «3М Россия», совместно с ЗАО «Новомет-Пермь», в разное время года провели Maximum differential pressure, MPa .....................................................................0.24 опытно-промышленные испытания фильтра в нескольких НГДУ Западной Сибири, геоPurification fineness, µm ............................................................................ 1, 5, 10, 25 графически удаленных друг от друга. Фильтр DuoFlo™ в системе «автоцистерна – насоMaximum temperature, С ............................................................................... up to 149 сный агрегат – скважина» показан на рис. 2.

DuoFlo™ filter body is made of chemically resistant stainless steel. A changeable filПри испытаниях использовали картриджи с рейтингом фильтрации преимущественtering element (cartridge) is made of material based on thermally bonded polypropylene но 5 мкм, предполагая, что ими будет обеспечена высокая степень очистки раствора or polyester fibers that are chemically глушения и достигнут приемлемый resistant to salt, acid, and alkali soluресурс по объему прокаченной tions and organic solvents. A cartridge жидкости. В процессе испытаний material has a gradient porous structure анализировали содержание ТВВ ensuring deep filtration and high dirtи фракционный состав механичеholding capacity. ских примесей в исходной (после 3M Russia jointly with Novometавтоцистерны) и очищенной (после Perm, at different year seasons, carried фильтра) жидкости, объем прокаout pilot testing of the filter in several ченной через картриджи жидкоoil-and-gas production departments сти, а также проводили визуаль(OGPD) of West Siberia, geographicalный осмотр картриджей. В таблице ly remote from each other. See Fig. 2 представлены результаты испытаfor DuoFlo™ filter in the system “tank ● Fig. 3. Appearance and fractional composition of mechanical impurities from ний фильтра DuoFlo™ в одном из truck – pumping unit – well”. НГДУ. Учитывая схожесть полученkill fluid before (а) and after (b) filter.

During testing, cartridges with filtra- ● Рис. 3. Вид и фракционный состав механических примесей из жидкости ных при каждом глушении резульtion rating of mainly 5 µm were used, on глушения до (а) и после (б) фильтрации. татов (проведено более 40 глушеНефть и ГазЕВРАЗИЯ

65

WELL KILLING

ADVERTORIAL SECTION

the a priori presumption that they would ensure ний с применением фильтра), приводим некоa high degree of the kill fluid purification with an торые из них. acceptable volume of pumped fluid to be achieved. Из-за содержания значительного количества In the course of testing, SS content and fractionзагрязнений (ТВВ=89 мг/л) неочищенная жидal composition of mechanical impurities in the кость имела коричневый оттенок, после проinitial (after tank truck) and purified (after filter) хождения через фильтр становилась практичеfluid, and a volume of pumped through cartridges ски прозрачной (ТВВ=17 мг/л). Степень очистки fluid were analyzed, and cartridges were inspectжидкости составила 80%. Характерные механиed visually. The table below presents results of ческие примеси, отфильтрованные из указанных DuoFlo™ filter testing in one of the OGPDs. Let us проб жидкости, представлены на рис. 3. cite some of the killing results taking into account На входе в фильтр осадок представлял собой their similarity (over 40 killings were carried out смесь частиц песка и чешуек продуктов коррозии with the filter application). емкости с размером от сотен микрометров до Due to significant contamination content нескольких миллиметров, а также конгломераты (SS=89 mg/l), unpurified fluid was brown in color ● Fig. 4. Mechanical impurities filtered from 10 cubic мелкодисперсных частиц желтого цвета, являand after filtration became nearly clear (SS=17 meters of the kill fluid ющихся по данным рентгено-флюоресцентного mg/l). A degree of fluid purification was 80 per- ● Рис. 4. Механические примеси, отфильтрованные из и химического анализов частицами оксидов и cent. See Fig. 3 for typical mechanical impurities 10 м3 раствора глушения гидрооксидов железа. После фильтра в жидкости filtered from the specified fluid samples. глушения остались коллоидные частицы железа, At the filter suction, sediments consisted of размер которых соответствовал рейтингу фильmixed sand particles and tank corrosion product scales with a size from several hun- трации применяемых картриджей. dred micrometers to several millimeters, as well as aggregates of yellow fine particles Для наглядного представления о количестве загрязнений, попадающих в коллекbeing ferrous oxide or hydroxide particles according to data of roentgen-fluorescent and тор при отсутствии фильтра всего лишь с 10 м3 раствора глушения, на рис. 4 приведена chemical analyses. After the filter, the fluid contained only colloid ferrous particles, sizes фотография картриджа с частично извлеченными из него простым встряхиванием крупof which met the filtration rating of the cartridges applied. нодисперсными частицами.

For visual presentation of contaminations Суммарная масса частиц варьировалась getting to the reservoir in case of absent fil- ● Table 1. Testing results at well killing от 50 до 140 г, в зависимости от состояния tration only with 10 cubic meters of the ● Табл. 1. Результаты испытаний на глушении скважины емкости. Механические примеси меньшеfluid, see Fig. 4 with a picture of a cartridge го размера прочно удерживались ворсиTank truck № Particle content (SS) АвтоцисSample | Проба Содержание частиц, with coarse particles partially removed стой поверхностью картриджа. Их масса, терна, № (ТВВ) from it by simple shaking. определенная путем сравнения масс отраW/o filtration | Без фильтрации 177 A total weight of particles varied from ботавшего (после сушки) и чистого кар1 After DuoFlo™, 5 µm 50 to 140 grams depending on the tank триджей, изменялась от 700 до 1 500 г.

66 После ДуоФло™, 5 мкм condition. Mechanical impurities of smallНаработка картриджей по объему проW/o filtration | Без фильтрации 235 er size were firmly retained by the carкаченной жидкости (до возникновения 2 After DuoFlo™, 5 µm tridge hairy surface. Their weight was недопустимых потерь напора жидкости 61 После ДуоФло™, 5 мкм determined by comparing weights of a на приеме насосного агрегата) составляW/o filtration | Без фильтрации 89 spent cartridge (after drying) and a clean ла 120-190 м3, то есть, одним картриджем 3 After DuoFlo™, 5 µm cartridge and varied between 700-1,500 обеспечивалось глушение четырех-шести 17 После ДуоФло™, 5 мкм grams. Performance of cartridges in terms скважин. Наличие нефти в жидкости глуof pumped fluid (before unacceptable fluid шения снижало ресурс работы картридhead losses occur at the pumping unit suction) was 120-190 cubic meters, i.e. one car- жа. Из-за олеофильных свойств пористого полипропилена нефть хорошо впитывалась в tridge was used for killing four to six wells. Oil contained in the fluid resulted in reduced материал и, в сочетании с механическими примесями, образовывала низкопроницаемый performance of the cartridge. Due to oleophilic properties of porous polypropylene, oil слой на поверхности картриджа. При содержании нефти 25-30 мг/л одним картриджем was well soaked in the material and in combination with mechanical impurities formed можно было профильтровать до 50 м3 жидкости, при этом достигалась высокая степень a low-permeable layer on the cartridge surface. If oil content was 25-30 mg/l, one car- очистки: содержание ТВВ уменьшалось с 59 до 2 мг/л. tridge can be used for filtration of up to 50 cubic meters of the fluid, with a high purificaВ настоящее время несколько десятков бригад ТРС в Нижневартовске и Ноябрьске tion degree achieved: SS content reduced from 59 to 2 mg/l. постоянно и успешно применяет мобильные фильтры DuoFlo™. Их внедрению способAt present, several tens of WSO crews in Noyabrsk and Nizhnevartovsk continuously ствовали, с одной стороны, обеспечение высокого качества фильтрата, с другой, – легand successfully apply portable DuoFlo™ filters. Their introduction was facilitated, on the кость, удобство и экономия времени при обслуживании. Технология тонкой финальone hand, by ensuring high quality filtrate and on the other, by serviceability, maintain- ной фильтрации на устье скважины в данном формате показала, что ее можно приability, and time saving. The technology of the final fine filtration at the wellhead dem- менять даже в экстремальных зимних условиях. По отзывам эксплуатационников onstrated that it could be applied even under extreme winter conditions. According to скважин, прошедших через ремонты с применением такой фильтрации, значительно well operators who already tried well servicing with application of such filtration, the well сокращаются сроки выхода скважин на уровни доремонтных дебитов. Уровни дебита returns to the pre-repair flow rate much faster. Sometimes, flow rate levels significantly в некоторых случаях существенно увеличиваются. В этом и состоит основная выгода increase. This is the main benefit of maintaining high purity of working fluids and protec- поддержания высокой чистоты рабочих жидкостей и защиты призабойной зоны плаtion of the bottomhole formation zone against contamination. ста от загрязнений.

3М Russia, Filtration Equipment Department 17, bldg. 3, Krylatskaya street, Moscow Tel.: +7 495 784 7474 www.3MCuno.ru www.3MRussia.ru/OilGas

66

3М Россия, Отдел фильтрационного оборудования Москва, ул. Крылатская, 17 стр. 3 Тел.: +7 495 784 7474 www.3MCuno.ru www.3MRussia.ru/OilGas Oil&GasEURASIA

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

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

O мобильные буровые установки

на автомобильном шасси грузоподъемностью на крюке 125 тонн;

O мобильные буровые установки на полуприцепе

грузоподъемностью на крюке от 125 до 200 тонн;

O агрегаты для бурения и ремонта скважин; O 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;

O буровые насосы; O насосно-циркуляционные системы

и циркуляционные системы;

O ЗИП и узлы к буровому

и противовыбросовому оборудованию;

O другое нефтепромысловое оборудование.

O Оказывает услуги по шефмонтажу

и пусконаладке.

www.vzbt.ru

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

Òåõíîëîãèè GX Technology + Çíàíèå ðåãèîíàëüíîé ñïåöèôèêè ËÀÐÃÅÎ = Âåëèêîëåïíîå êà÷åñòâî ñåéñìè÷åñêèõ èçîáðàæåíèé

ВЗБТ НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ

Ðàñïîëîæåííûé â Ìîñêâå Öåíòð îáðàáîòêè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ àëüÿíñà ËÀÐÃÅÎ-ION/GXT îáúåäèíÿåò â ñåáå ìîùü òåõíîëîãèé ïîäðàçäåëåíèÿ GX Technology êîìïàíèè ION ñ ãëóáîêèìè çíàíèÿìè ìè ðîññèéñêîãî ðûíêà è ðåãèîíàëüíîé ãåîëîãè÷åñêîé ñïåöèôèêè ËÀÐÃÅÎ. Ðåçóëüòàò - âûñî÷àéøåå êà÷åñòâî óñëóã ïî îáðàáîòêå ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ äëÿ ðîññèéñêèõ è ìåæäóíàðîäíûõ íåôòÿíûõ õ êîìïàíèé.

БУРОВЫХ СТАНКОВ

¼iËjivzrj ljtt }

·vËËnr|q¬ xzjzqrq

oquyzjs t p jtjsqo xrvËvxznp

Ênmys¬Ëqoj|q¬ ljtt }

½vxzËvntqn msyiqttv xrvËvxztvp uvlnsq

¡syiqttj¬ uqmËj|q¬ lv xyuuqËvkjtq¬ 3UH6'0

½vstvkvstvkj¬ viËjivzrj

qËvrvjoquyzjs tj¬ x~nurj

СЕРИИ «STALINGRAD»

400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16

+

Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.com/Russia Ðîññèéñêàÿ Ôåäåðàöèÿ, 127083, ã.Ìîñêâà, óë.8 Ìàðòà. 10, ñòð.3, êîðï. Á1-2, òåë.: +7 (499) 406-0030 ôàêñ: +7 (499) 406-0029

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