November issue of OGE by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

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

Гаси огни!

2012 NOVEMBER НОЯБРЬ

p. / стр. 14

В России решают проблему сжигания ПНГ

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

Russia Tries to Solve the APG Flaring Problem p. / стр. 22

Gazprom Neft R&D Center General Director Mars Khasanov Gives His First Interview Since Being Appointed Марс Хасанов дает первое интервью на посту генерального директора ООО «Газпромнефть НТЦ»

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

As the Year of the Water Snake Approaches, Consider Charity as a Proper New Year’s Gift С приближением Года Водяной Змеи, подумайте о благотворительности как о подходящем новогоднем подарке Pat Davis Szymczak

here’s been a lot happening as we move towards the New Year – and in the Chinese cycle, the Year of the Water Snake. So it won’t be long now before business people in Russia start to exchange ceramic and plush toy images of the snake. I’d like to propose another idea however, if you’re haven’t yet made a decision on how you will greet your business partners this New Year. While I’ve had a sense that our clients are more or less optimistic about 2013, there is a worry in everyone’s mind that the world will dip back into a second round of recession. When that happens, people suffer. So if you have a gift budget this year, why not donate to charity in the name of the person you greeting? If you are doing business in Russia, my recommendation is that you consider a donation to the Russian Orphan Opportunity Fund (ROOF), www.roofnet.org. Founded nearly 15 years ago, ROOF was one of the first orphan charities to develop tutoring curricula to help young adult graduates of the Russian orphanage system pass exams to complete a high school diploma and enter college. Over the years, ROOF has expanded its work to include advocacy for the rights of orphans, and most recently, the development of mico-loan programs to empower ROOF students to start their own small businesses. The issue is more than humanitarian; it’s about the strength of the country’s labor force and the health of society. But you’ll learn much more if you just visit the

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Пэт Дэвис Шимчак

од, богатый самыми разными событиями, подходит к концу, и мы приближаемся к Новому году – по китайскому календарю это будет Год Водяной Змеи. Вскоре в России начнут обмениваться керамическими и плюшевыми игрушками, символизирующими змею. Но если вы еще не приняли решение о том, как поздравить ваших деловых партнеров с наступающим Новым Годом, я бы предложила другой вариант. Несмотря на ощущение, что наши клиенты настроены более или менее оптимистично в отношении 2013 года, у каждого есть чувство обеспокоенности, что мир может погрузиться во второй цикл рецессии. Когда такие события происходят, страдают люди. Поэтому, если вы располагаете какими-то подарочными средствами, почему бы не передать их на благотворительные нужды от имени человека, которого вы поздравляете? Если вы ведете бизнес в России, я бы порекомендовала вам подумать о пожертвовании в фонд «Возможности детям-сиротам» – Russian Orphan Opportunity Fund (ROOF), www.roofnet.org. Фонд ROOF основан 15 лет назад и стал одним из первых благотворительных фондов для сирот, которые создают образовательные программы, помогающие выпускникам российских детских домов успешно сдавать выпускные школьные экзамены и получать свидетельства о среднем образовании, чтобы поступить в образовательные учреждения высшего уровня. Позднее фонд ROOF расширил свою деятельность и сейчас включает адвокатскую защиту прав сирот, а совсем недавно стал разрабатывать программы микро-займов, которые позволят студентам ROOF начать собственное небольшое дело. Данный вопрос выходит за рамки человеколюбия; он касается состояния рабочей силы в стране и здоровья общества. Вы сможете узнать намного больше, если посетите сайт ROOF, www.roofnet.org. Подумайте о возможном пожертвовании в этот праздничный период и, если вам понравится такая идея, поделитесь ею со своими друзьями. Между тем, как редактор журнала «Нефть и газ Евразия», я хочу пригласить всех наших читателей посетить наш новый сайт – www.oilandgaseurasia.com. Он только что запущен, и в наступающем году мы планируем расширять его функциональные возможности. Так что, пожалуйста, заходите на этот сайт время от времени. Вы заметите, что мы уже размещаем там видеоматериалы и официальные

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА ROOF website, www.roofnet.org and read what it has to say. Consider a donation this Holiday Season and if you like this idea, pass it on to your friends. Meanwhile, as Editor of Oil&Gas Eurasia, I’d like to encourage all of our readers to visit our new website – www. oilandgaseurasia.com. It’s just launched and as we proceed into the New Year we’ll be adding to the functionality. So please check in from time to time. You’ll notice already that we are now posting video and white papers. These are two new lead generators that we hope advertisers will appreciate. Also, we’re now offering contextual advertising programs. This is a key-word based system that will automatically feed an advertiser’s banner ads into any article in which the advertiser’s key word selection appears. You can find out more about this by writing me direct at p.szymczak@eurasiapress.com. Рlease, check us out. And enjoy our November issue. We’re full of articles this month from the many travels around Russia by our Moscow-based editorial team. We hope you like them. Our Correspondent, Lada Ponomareva, reports from Noyabrsk where Gazprom Neft is cutting down on its flaring of associated gas. The company just unveiled a new processing plant where it captures APG and processes it for use as natural gas. That’s part one of the project. Part two focuses on a gas pipeline that will ship the processed APG from Noyabrsk to Tobolsk where Sibur can use it for petrochemical processing and production. Also, this month, our Technology Editor, Elena Zhuk, interviews Mars Khasanov, General Director of Gazprom Neft’s Research & Development Center in St. Petersburg. Oil&Gas Eurasia is proud to be the first journal in which Mars has agreed to be interviewed since his appointment at Gazprom Neft. In his interview, Mars discusses how Gazprom Neft plans to create within its R&D center a culture of processing innovations from the lab bench into the market place like a conveyor. OGE wishes Mars and Gazprom Neft the best for 2013 as we approach the new year. Also in this issue is a look at the new innovation center opened by DuPont in Moscow this month. DuPont – like many global corporations active in Russia – is attracted to the strong scientific and technological base found in Russia and its educational system. Increasingly, Russia is attracting foreign investment into centers of scientific excellence that support product development for sales around the world. And coming up in December? Don’t miss Elena Zhuk’s report on the Serbian National Refinery upgrade – live from Belgrade. You can follow Oil&Gas Eurasia daily now with our daily website updates; our Weekly Brief Newsletter and our Social Media connections on Twitter, Facebook and Linkedin. Visit us today and don’t forget to subscribe and download our 2013 Media Planner! Remember, Oil&Gas Eurasia is Russia’s only international oil and gas trade media – we’re in Russia for Russia, on the ground and in the know! For you!

#11 November 2012

документы (White Papers). Это две наши новые рубрики, которые, как мы надеемся, оценят рекламодатели. Кроме того, мы предлагаем контекстные рекламные планы. Это система, основанная на ключевых словах, автоматически вводящая баннеры рекламодателя в любую статью, где появляется подборка ключевых слов рекламодателя. Для получения более подробной информации напишите мне напрямую по следующему адресу: p.szymczak@ eurasiapress. com. Пожалуйста, обращайтесь к нам. Воспользуйтесь возможностью познакомиться с нашим ноябрьским выпуском. В этот номер журнала включен ряд статей, связанных с поездкам членов нашей московской редакционной коллегии по России. Мы надеемся, что эти материалы будут интересны для вас. Наш корреспондент Лада Пономарева пишет из Ноябрьска, где компания «Газпром нефть» сокращает объемы попутного газа, сжигаемого на факеле. Компания недавно осуществила торжественное открытие новой установки подготовки газа, где попутный нефтяной газ (ПНГ) улавливается и очищается для дальнейшего использования в качестве природного газа. Это первая часть данного проекта. Вторая часть предусматривает строительство газопровода, по которому подготовленный газ будет перекачиваться от Ноябрьска до Тобольска, где компания «Сибур» сможет использовать его в нефтехимических процессах. Также в этом месяце наш редактор по технологиям Елена Жук взяла интервью у Марса Хасанова, генерального директора ООО «Газпромнефть НТЦ» в Санкт-Петербурге. Наша редакция гордится тем, что «Нефть и газ Евразия» стал первым журналом, которому Марс согласился дать интервью после своего назначения в «Газпром нефти». В этом интервью Марс рассказывает о том, как «Газпром нефть» планирует в рамках своего Центра НИОКР создать культуру продвижения инноваций от лабораторных стендов до рынка, подобно конвейеру. В связи с приближающимся Новым годом, НГЕ желает Марсу и «Газпром нефти» всего наилучшего в 2013 году. В этом же номере журнала мы предлагаем познакомиться с новым инновационным центром, открытым в этом месяце компанией DuPont в Москве. Компанию DuPont, как и многие мировые корпорации, работающие в России, привлекает сильная научно-техническая база России и ее образовательная система. России удается привлекать все больше зарубежных инвестиций в развитие научно-инновационных центров, поддерживающих разработку продуктов для реализации по всему миру. Что нас ожидает в декабре? Не пропустите сообщение Елены Жук о модернизации нефтеперерабатывающих заводов сербской нефтяной компании НИС – репортаж из Белграда. Вы можете постоянно следить за новостями НГЕ на наших сайтах с ежедневным обновлением, в еженедельном информационном бюллетене Weekly Brief, а также в социальных сетях на Twitter, Facebook и Linkedin. Посетите нас сегодня и не забудьте оформить подписку и загрузить наш медиа-план на 2013 год! Помните, что «Нефть и газ Евразия» – это единственное в России международное нефтегазовое периодическое издание. В России для России, всегда на местах событий и в курсе происходящего – мы работаем для вас! Oil&GasEURASIA

Òåõíîëîãèÿ WiBand™- øèðîêîïîëîñíîå òåõíè÷åñêîå ðåøåíèå äëÿ îáðàáîòêè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ, ðåãèñòðèðóåìûõ ñ ïîìîùüþ ñòàíäàðòíîé ìîðñêîé áóêñèðóåìîé êîñû

Ñòàíäàðòíàÿ îáðàáîòêà

Îáðàáîòêà ïî òåõíîëîãèè WiBand

Â ïðèâåäåííîì âûøå ïðèìåðå ñðàâíèâàþòñÿ èçîáðàæåíèÿ îäíîãî è òîãî æå äâóìåðíîãî íàáîðà äàííûõ ïîñëå îáðàáîòêè ïî ñòàíäàðòíîé ìåòîäèêå è ïî òåõíîëîãèè WiBand. Èçîáðàæåíèå, ñîîòâåòñòâóþùåå òåõíîëîãèè WiBand, îòëè÷àåòñÿ çíà÷èòåëüíî áîëåå âûñîêèì ðàçðåøåíèåì áëàãîäàðÿ áîëåå ðîâíîé àìïëèòóäíî-÷àñòîòíîé õàðàêòåðèñòèêå êàê íà íèçêî÷àñòîòíîé, òàê è íà âûñîêî÷àñòîòíîé ãðàíèöàõ ñïåêòðà, è çàïîëíåíèþ âîëí-ñïóòíèêîâ. Â ýòîì ïðèìåðå êîñà áóêñèðîâàëàñü íà ãëóáèíå 15 ì. (Äàííûå ïðåäîñòàâëåíû êîìïàíèÿìè Polarcus è Ophir.)

ÃËÎÁÀËÜÍÛÅ ÖÅÍÒÐÛ ÎÁÐÀÁÎÒÊÈ ÄÀÍÍÛÕ GXT: ÕÜÞÑÒÎÍ, ÄÅÍÂÅÐ, ÊÀËÃÀÐÈ, ËÎÍÄÎÍ, ÐÈÎ-ÄÅ-ÆÀÍÅÉÐÎ, ÀÁÅÐÄÈÍ, ÊÀÈÐ, ÏÎÐÒ-ÕÀÐÊÎÐÒ, ËÓÀÍÄÀ, ÌÎÑÊÂÀ, ÏÎÐÒ-ÎÔ-ÑÏÅÉÍ

Âðåçû â àìïëèòóäíî-÷àñòîòíîé õàðàêòåðèñòèêå ñèãíàëîâ, âîçíèêàþùèå â èñòî÷íèêàõ è ïðèåìíèêàõ âñëåäñòâèå îáðàçîâàíèÿ îòðàæåíèé îò ñâîáîäíûõ ãðàíèö (âîëíû-ñïóòíèêè), îáû÷íî ïðèâîäÿò ê óìåíüøåíèþ ðàçðåøåíèÿ ïðè ðåãèñòðàöèè äàííûõ â ìîðñêèõ óñëîâèÿõ. Òåõíîëîãèÿ îáðàáîòêè WiBand êîìïàíèè GXT ïîçâîëÿåò ïîëó÷àòü ïîëíûé ñïåêòð äàííûõ ïðè èñïîëüçîâàíèè òðàäèöèîííûõ áóêñèðóåìûõ êîñ, ÷òî îáåñïå÷èâàåò âûñî÷àéøåå ðàçðåøåíèå ðàçðåçîâ. Äîïîëíèòåëüíàÿ èíôîðìàöèÿ èìååòñÿ íà ñàéòå iongeo.ru/WiBand.

GX TECHNOLOGY

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè →

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

APG | ПНГ 14

Taming the Flame Gazprom Neft Takes Steps to Solve its APG Flaring Problem

Гаси огни! «Газпром нефть» предпринимает усилия для решения проблемы сжигания ПНГ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

R&D | НИОКР

Gazprom Neft R&D Center to Set Up Assembly Line for Innovations Implementation «Газпромнефть НТЦ» создает конвейер для внедрения инноваций New DuPont Innovation Center Launched in Moscow DuPont открывает первый инновационный центр в Москве

MARKETS | РЫНКИ

Russia’s Eastern Gas Program First Korea, then the Rest?

Восточная газовая программа России Сначала Корея, а потом все остальные?

REFINERY MODERNIZATION | МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

NIS Considers Heavy Residue Processing Technologies NIS выбирает технологии переработки тяжелых остатков

GAS TREATMENT | ПОДГОТОВКА ГАЗА

Effective Flow Diagram of a Gas Treatment Unit Proposed Due to Increased Requirements to Product Quality Эффективная технологическая схема секции подготовки газа при повышении требований к качеству товарной продукции

WELL STIMULATION | ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА

Stress Сontrol as a Method for a Perfect Well Construction Управление напряженным состоянием – способ строительства идеальной скважины

DOWNHOLE EQUIPMENT | СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Rotary Steerable System: a New Twist in the Evolution of Downhole Drilling Systems

Моторизованная управляемая система:

новый виток эволюции буровых забойных систем

LEGISLATION | ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО

Kazakhstan Proposes New Rules for Subsoil Use Казахстан предлагает изменения в законодательство о недропользовании

CONFERENCE | КОНФЕРЕНЦИЯ

Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы 13-я Международная научно-практическая конференция

Oil&GasEURASIA

™ Ȼɭɪɟɧɢɟ

Ɉɰɟɧɤɚ

Ɂɚɤɚɧɱɢɜɚɧɢɟ Ⱦɨɛɵɱɚ ȼɧɭɬɪɢɫɤɜɚɠɢɧ Ɂɚɤɚɧɱɢɜɚ ɧɵɟ ɪɚɛɨɬɵ

ɉɨɜɵɲɟɧɢɟ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɧɚɩɪɚɜɥɟɧɧɨɝɨ ɛɭɪɟɧɢɹ ɜ ɫɤɜɚɠɢɧɚɯ ɫ ɨɝɪɚɧɢɱɟɧɧɨɣ ɢɧɬɟɧɫɢɜɧɨɫɬɶɸ ɧɚɛɨɪɚ ɭɝɥɚ Ɍɣɬɭɠɧɛ MotarySteerable ɥɩɧɪɛɨɣɣ :HDWKHUIRUG ɺɝɦɺɠɭɬɺ ɨɠɟɩɬɭɛɹɴɣɧ ɢɝɠɨɩɧ ɧɠɡɟɮ ɭɫɛɟɣɱɣɩɨɨɶɧɣ ɢɛɜɩɤɨɶɧɣ ɟɝɣɞɛɭɠɦɺɧɣ Ƚɂȿ ɣ ɫɩɭɩɫɨɶɧɣ ɮɪɫɛɝɦɺɠɧɶɧɣ ɬɣɬɭɠɧɛɧɣ ɋɎɌ ɬɪɩɬɩɜɬɭɝɮɺ ɪɩɝɶɳɠɨɣɹ ɸɯɯɠɥɭɣɝɨɩɬɭɣ ɨɛɪɫɛɝɦɠɨɨɩɞɩ ɜɮɫɠɨɣɺ ɬɥɝɛɡɣɨ ɬ ɨɠɜɩɦɷɳɩɤ ɪɫɩɬɭɫɛɨɬɭɝɠɨɨɩɤ ɣɨɭɠɨɬɣɝɨɩɬɭɷɹ ɨɛɜɩɫɛ ɮɞɦɛ ɋɢɫɬɟɦɚ ɩɪɟɞɫɬɚɜɥɹɟɬ ɫɨɛɨɣ ɡɚɛɨɣɧɵɣ ɞɜɢɝɚɬɟɥɶ ɫ ɭɡɥɨɦ ɩɟɪɟɤɨɫɚ ɢ ɞɨɪɚɛɨɬɚɧɧɵɣ ɦɨɞɭɥɶ 0:' Ɉɧɚ ɩɪɟɞɧɚɡɧɚɱɟɧɚ ɞɥɹ ɛɭɪɟɧɢɹ ɫɬɜɨɥɨɜ ɞɢɚɦɟɬɪɨɦ ɨɬ ɞɨ ɦɦ ɫ ɧɚɛɨɪɨɦ ɤɪɢɜɢɡɧɵ ɨɬ ɞɨ ɧɚ ɦɟɬɪɨɜ ȼ ɫɢɫɬɟɦɟ ɩɪɢɦɟɧɹɟɬɫɹ ɧɨɜɚɹ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɹ ɤɨɧɬɪɨɥɹ ɧɚɩɪɚɜɥɟɧɢɹ ɛɭɪɟɧɢɹ 7%6 ɤɨɬɨɪɚɹ ɞɥɹ ɭɩɪɚɜɥɟɧɢɹ ɫɤɨɪɨɫɬɶɸ ɜɪɚɳɟɧɢɹ ɞɨɥɨɬɚ ɢɫɩɨɥɶɡɭɟɬ ɦɨɞɭɥɹɰɢɸ ɩɨɬɨɤɚ ɛɭɪɨɜɨɝɨ ɪɚɫɬɜɨɪɚ Ɍɟɯɧɨɥɨɝɢɹ 7%6 ɨɛɟɫɩɟɱɢɜɚɟɬ ɩɨɥɧɵɣ ɩɪɨɫɬɪɚɧɫɬɜɟɧɧɵɣ ɤɨɧɬɪɨɥɶ ɩɪɢ ɧɟɩɪɟɪɵɜɧɨɦ ɜɪɚɳɟɧɢɢ ɤɨɥɨɧɧɵ ɱɬɨ ɩɨɡɜɨɥɹɟɬ ɨɬɤɚɡɚɬɶɫɹ ɨɬ ɦɟɬɨɞɚ ɫɥɚɣɞɢɪɨɜɚɧɢɹ ɧɟɨɛɯɨɞɢɦɨɝɨ ɬɪɚɞɢɰɢɨɧɧɵɦ ȼɁȾ ȼ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɟ ɩɨɜɵɲɚɟɬɫɹ ɦɟɯɚɧɢɱɟɫɤɚɹ ɫɤɨɪɨɫɬɶ ɛɭɪɟɧɢɹ ɢ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɶ ɨɱɢɫɬɤɢ ɫɬɜɨɥɚ ɩɪɢ ɷɬɨɦ ɫɢɫɬɟɦɚ ɫɬɚɧɨɜɢɬɫɹ ɷɤɨɧɨɦɢɱɧɨɣ ɚɥɶɬɟɪɧɚɬɢɜɨɣ Ɋɍɋ ɩɪɢ ɛɭɪɟɧɢɢ ɫɤɜɚɠɢɧ ɫ ɧɟɛɨɥɶɲɢɦɢ ɬɟɦɩɚɦɢ ɧɚɛɨɪɚ ɭɝɥɚ ɋɢɫɬɟɦɚ MotarySteerable ɩɨɡɜɨɥɢɥɚ ɨɬɤɚɡɚɬɶɫɹ ɨɬ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɹ ɫɥɚɣɞɚ ɢ ɭɩɪɨɫɬɢɥɚ ɤɨɧɬɪɨɥɶ ɧɚɞ ɬɪɚɟɤɬɨɪɢɟɣ ɛɭɪɟɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɧɚ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɢ (DJOH )RUG ɘɠɧɵɣ Ɍɟɯɚɫ ɋɒȺ ɩɨɡɜɨɥɢɜ ɤɥɢɟɧɬɭ ɫɷɤɨɧɨɦɢɬɶ ɛɨɥɟɟ ɞɨɥɥɚɪɨɜ ɋɒȺ ɋɢɫɬɟɦɚ ɛɵɥɚ ɭɫɩɟɲɧɨ ɩɪɢɦɟɧɟɧɚ ɩɪɢ ɛɭɪɟɧɢɢ ɜ ɢɧɬɟɪɜɚɥɟ ɦ ɩɪɨɣɞɟɧɧɨɦ ɡɚ ɨɞɧɨ ɞɨɥɛɥɟɧɢɟ ɩɪɢ ɫɪɟɞɧɟɣ ɫɤɨɪɨɫɬɢ ɩɪɨɯɨɞɤɢ ɦ ɱ ȼɩɟɪɜɵɟ ɜ ɦɢɪɟ ɪɚɛɨɬɚ ɩɨ ɨɛɟɫɩɟɱɟɧɢɸ ɜɟɪɬɢɤɚɥɶɧɨɫɬɢ ɫɬɜɨɥɚ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɛɵɥɚ ɨɫɭɳɟɫɬɜɥɟɧɚ ɫ ɨɛɵɱɧɵɦ ɡɚɛɨɣɧɵɦ ɞɜɢɝɚɬɟɥɟɦ ɩɪɢ ɩɨɥɧɨɦ ɢɫɤɥɸɱɟɧɢɢ ɪɟɠɢɦɚ ɫɥɚɣɞɢɪɨɜɚɧɢɹ ȼ ɨɛɳɟɣ ɫɥɨɠɧɨɫɬɢ ɫ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɟɦ ɫɢɫɬɟɦɵ MotarySteerable ɛɵɥɨ ɩɪɨɛɭɪɟɧɨ ɦɟɬɪɚ ɤɚɤ ɧɚ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹɯ ɫ ɬɪɚɞɢɰɢɨɧɨɣ ɝɟɨɥɨɝɢɟɣ ɬɚɤ ɢ ɜ ɫɥɚɧɰɟɜɵɯ ɩɨɪɨɞɚɯ

:HDWKHUIRUG ȼɫɟ ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ

ZHDWKHUIRUG FRP ZHDWKHUIRUG UX

#11 November 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION WELLHEAD EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Cameron’s Wellhead Solutions Технические решения Cameron по оборудованию устья скважины

EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

В ОАО «СМП-Нефтегаз» водители стали отчитываться за рабочую смену перед электронным терминалом

MICROSEISMIC ZONING | СЕЙСМИЧЕСКОЕ МИКРОРАЙОНИРОВАНИЕ

Assessment of Seismic Hazards for Offshore Facilities Оценка сейсмической опасности участков размещения морских сооружений на шельфе

FIRE PROTECTION | ЗАЩИТА ОТ ПОЖАРОВ

New Solutions in Water and Foam Fire Extinguishing Новые решения в области водяного и пенного пожаротушения

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки Cameron . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки «Питер Газ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Insert / вкладка ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

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

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

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal, Ksenia Romanova DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com WEB EDITOR Lada Ponomareva CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex GUEST CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER PHOTO Pyotr Degtyarev TRANSLATION Littera, Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал, Ксения Романова МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 «Спецавтоматика». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

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 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

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

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД «Littera» Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

8 Shlyuzovaya emb, Suite 201, Moscow 117152, Russia. Tel./Fax: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. 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 © 2012, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. 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 © 2012, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

Наша служба безопасности говорит о безопасности. Наши операторы говорят о контроле технического процесса. Но когда дело доходит до обеспечения безопасности персонала и предприятия, нам всем необходимо говорить на одном языке.

Устраните фактор неопределенности, снизьте риск с DeltaV SIS. Интеллектуальная система противоаварийной защиты от Emerson представляет собой комплексный набор инженерных инструментов и программ, позволяющий вашей команде справляться с конфигурированием, сигнализацией и мониторингом состояния устройств, при этом обеспечивая разделение систем в соответствии с требованиями МЭК 61511 и 61508. Система DeltaV SIS сокращает Ваши затраты на обучение и обслуживание на протяжении всего жизненного цикла за счет отсутствия огромных массивов информации различных подсистем и баз данных. Узнайте больше о безопасности и передовых практиках, загрузив книгу об обеспечении безопасности на протяжении жизненного цикла: www.Metran.ru/DeltaVSIS

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

M-I SWACO, a Schlumberger company, announced the release of the RHADIANT† ultra-high temperature nonaqueous drilling fluid system. This system eliminates drilling fluid product degradation, prevents wellbore control issues such as barite sag and provides a thin filter cake for enhanced logging conditions. The RHADIANT drilling fluid system is specially formulated to maintain a stable rheological profile with little maintenance required. Unlike conventional non-aqueous drilling fluids, the RHADIANT drilling fluid system maintains extremetemperature stability even during prolonged static conditions. Stable rheologies in tandem with ultra-thin and slick filter ● RHADIANT drilling fluid cake deposits clear the path for system formulated to mainlogging, casing and cementing tain stable rheologies and operations. These characteris- thin filter cake to ensure tics of the fluid system enable quality reservoir characteraccurate perforation place- ization. ment, optimized completions ● Система бурового and quality reservoir character- раствора RHADIANT ization. разработана для In an ultra-high tempera- поддержания стабильных ture exploration well in the Gulf реологических свойств и of Thailand, the RHADIANT тонкой глинистой корки drilling fluid system effectively с целью качественной delivered filtration control and характеристики пласта. filter cake quality with stable rheological properties while drilling with zero lost circulation. For logging operations, the fluid system enabled the customer to perform seven openhole wireline logging runs, despite the fluid remaining static for more than 90 hours. Typical problems associated with the usage of conventional non-aqueous drilling fluids, such as barite sag and stuck pipe, were eliminated.

Новый безводный буровой раствор компании M-I SWACO, устойчивый к сверхвысоким температурам

SOURCE / ИСТОЧНИК: M-I SWACO

M-I SWACO Releases New Ultra-High Temperature Non-Aqueous Drilling Fluid

Baker Hughes Introduces Surface Water Management Service Baker Hughes announced the launch of a service that enables operators to design highperforming hydraulic fracturing fluids using produced and flowback water. The H2prO™ water management service integrates technical expertise with chemi-

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

Компания M-I SWACO, принадлежащая Schlumberger, объявила о выпуске новой системы ультра-термостойкого безводного бурового раствора RHADIANT†. Эта система предотвращает ухудшение свойств бурового раствора и такие проблемы в стволе скважины, как оседание барита, а также обеспечивает тонкую глинистую корку, что улучшает условия проведения каротажных исследований. Система бурового раствора RHADIANT разработана специально для поддержания устойчивого реологического профиля при небольших усилиях по поддержанию необходимых свойств раствора. В отличие от обычных безводных буровых растворов, система раствора RHADIANT сохраняет стабильность при экстремальных температурах даже в течение продолжительных статических условий. Стабильные реологические свойства, в совокупности с ультратонкой и гладкой глинистой коркой, облегчают каротажные исследования и операции по креплению скважины. Эти характеристики системы раствора позволяют точно определить интервал перфорации, оптимизировать работы по освоению скважины и получить качественную характеристику пласта. В сверхвысокотемпературной разведочной скважине в Сиамском заливе система бурового раствора RHADIANT обеспечила эффективный контроль фильтрации и качество глинистой корки со стабильными реологическими свойствами при бурении с отсутствием поглощения раствора. В отношении каротажных исследований, система бурового раствора позволила оператору провести семь рейсов каротажных операций приборами на кабеле в открытом стволе, несмотря на то, что раствор оставался неподвижным в течение более чем 90 часов. Удалось избежать типичных проблем, связанных с применением обычных безводных буровых растворов, таких как оседание барита и прихват труб.

Компания Baker Hughes внедряет услуги по использованию водных ресурсов Компания Baker Hughes объявила о запуске услуги, которая позволит операторам разрабатывать высокоэффективные жидкости для гидроразрыва с использованием попутно добываемой пластовой воды. В услуге по использованию водных ресурсов H2prO™ объединяются технические знания с технологиями химической и механической обработки с использованием мобильного оборудования для создания жидкости, которая позволит максимизировать добычу, минимизировать повреждение пласта и SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

cal and mobile mechanical treatment technologies to construct water that maximizes production, minimizes reservoir damage, and reduces fresh water sourcing, storage and transportation costs. Because water from every reservoir is different, selecting the most appropriate treatment requires a full understanding of the water’s chemistry. The H2prO service includes extensive pretreatment analysis in which a team of scientists and engineers with expertise in production chemistry, pressure pumping, and water treatment determines the constituents in the water that must be treated – and by how much – in order to meet production requirements. Based on this analysis and the operator’s operational requirements, application engineers choose the appropri-

Cameron Opens a New Service Base in Sakhalin Recently Cameron Company has had a Grand Opening ceremony at its new service base in Yuzhno-Sakhalinsk, Sakhalin island. Cameron Russia supplies wellhead equipment to the majority of wells within Sakhalin projects (100% of Exxon Neftegas Ltd. SOURCE / ИСТОЧНИК: CAMERON wells and two Sakhalin Energy Investment Company (SEIC) platforms). Huge 9” Christmas trees for SEIC, plenty of Wellhead and Trees components and spares including Customer stock are being handled and serviced at the new Cameron Sakhalin base. Cameron is actively operating in Russia – in the Arctic and Caspian regions, in Sakhalin, with it’s Russian headquarters located in Moscow. It is in Sakhalin that the shelf is now being most actively developed. SOURCE / ИСТОЧНИК: CAMERON And Cameron Russia now has it’s own production base (previously Cameron worked at leased premises). The company has already signed new contracts and is looking forward to the huge amount of work ahead. The Service base personnel receives, assembles and tests Cameron equipment in a special Pressure Test Bay under very high pressures exceeding 1,000 bar. The equipment is rigorously tested at the manufacturing facility, but Customers usually wish to make sure the system is reliable themselves. These gigantic pieces of equipment are transported to the field, where Cameron field personnel supervise the installation of Wellheads and Christmas trees, and then commission and maintain the wellhead equipment.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ понизить затраты, связанные получением пресной воды, ее хранением и транспортировкой. Так как вода в каждом пласте разная, для подбора соответствующей обработки требуется полное понимание химии воды. Предлагаемая услуга H2prO включает обширный предварительный анализ, в ходе которого группа ученых и инженеров, обладающих знаниями в области химии добываемой нефти, закачки жидкостей и подготовки воды, определяют состав воды, которая должна подвергнуться обработке, а также степень необходимости ее обработки для соответствия требованиям добычи. На основе этого анализа и рабочих требований оператора, специалисты по применению выбирают подходящую обработку из обширного набора услуг H2prO. Наиболее полный в отрасли набор услуг включает опции для всех основных загрязняющих веществ, содержащихся в пластовой воде, включая общее количество растворен-

Компания Камерон открыла на Сахалине новую производственную базу Осенью этого года компания Камерон (Cameron) открыла производственную базу в Южно-Сахалинске Камерон – поставщик устьевого оборудования на большинство скважин сахалинских шельфовых проектов (100 % скважин «Сахалина-1» и две из трех платформ «Сахалина-2»). Компания Камерон (США, штаб-квартира Хьюстон), насчитывающая 177-летнюю историю, – один из ведущих мировых проектировщиков, производителей и поставщиков устьевого оборудования, систем и услуг для нефтяной, газовой и перерабатывающей отрасли. Компания давно активно работает в России – на Каспии, в Арктике, на Сахалине, а главный российский офис компании расположен в Москве. Именно на Сахалине сейчас ведутся наиболее активные работы по разработке шельфа. И собственную производственную базу – до этого работали в арендованном помещении – в Камерон создали тоже не зря, потому что уже есть новые контракты и впереди огромное количество работы… Сотрудники производственной базы получают специально изготовленное на заводах Камерон оборудование, собирают его, тестируют в специальной камере фонтанную арматуру под высочайшим (около тысячи атмосфер) давлением. Конечно, все оборудование подвергается жестким испытаниям и на заводе-изготовителе, но заказчики, как правило, желают убедиться в надежности системы самостоятельно. А затем многотонные детали доставляются на месторождения, где инженеры компании осуществляют монтаж оборудования устья скважин, фонтанной арматуры, а затем обеспечивают техническое сопровождение и обслуживание устьевого оборудования.

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ate treatment from the extensive H2prO service portfolio. The most comprehensive in the industry, this portfolio includes options to address all major produced and flowback water contaminants, including total dissolved solids, heavy metals, total suspended solids, hydrogen sulfide, and other organic compounds. Post-treatment analysis verifies that the treatment program has met or exceeded specifications. Treating water at the wellsite enables operators to reduce the cost of sourcing, transporting, and storing fresh water as well as transporting, treating, and disposing of wastewater by as much as 90 percent. Operators can use produced water in high-performing hydraulic fracturing fluids.

#11 November 2012

ных твердых частиц, тяжелые металлы, общее содержание взвешенных частиц, сероводород и прочие органические соединения. Анализ, проводимый после обработки, должен подтвердить, что программа обработки соответствовала или превзошла технические требования. Обработка воды на буровой площадке позволяет операторам снизить затраты на подбор источника воды, ее транспортировку и хранение, а также на транспортировку, очистку и сброс отработанной воды примерно на 90%. Операторы могут использовать добываемую пластовую воду для подготовки высокоэффективных жидкостей для гидроразрыва пласта.

«Римера» осваивает комплекс Rimera Develops a Complex инновационных технологий упрочнения of Innovative Technologies to Strengthen материалов Materials ОАО «Ижнефтемаш», входящее в группу компаний Izhneftemash, a member of Rimera Group of companies, has introduced a series of modern technologies

«Римера», приступило к внедрению в производственный процесс комплекса современных технологий упрочнения

A Tyumen Representative Receives an Award at the All-Russian Contest in the Fuel and Energy Sector

Тюменка получила награду всероссийского конкурса в сфере ТЭК

Ekaterina Lopatina, a specialist of the Tyumen oil research center (TNK-BP subsidiary), became the winner of the all-Russian contest for the best research work of young specialists on the problems of the fuel and energy sector. The employee of the Geology and Orenburg Field Development Department at the Tyumen Oil Research Center presented a lithologic and facies analysis of one of the Orenburg oil fields. “The aim of my work was to improve the drilling efficiency at the Sorochinsko-Nikolskoye field,” said Ekaterina Lopatina. “The novelty of this work is an integrated analysis of the new 3D seismic data, core and well logging at this field. Also, the lithofacies analysis on this area was performed for the first time. Consequently, zones with the best reservoir properties have been identified which are appropriate for both exploratory and development drilling. Drilled wells confirmed the forecast.” Ekaterina did her study late in 2010 under the R&D program. In addition to the winner’s diploma, Ekaterina was honored with a letter of acknowledgement from the RF Ministry of Energy for her significant personal contribution to the development of research and innovative activity of young specialists addressing fuel and energy sector’s problems. The winner’s work proved to be useful for the company as well. “I am improving the developed technique now and apply it at other oil fields located in the Orenburg Region – Vakhitovskoye, Garshinskoye, Rostashi-Konnovskoye, Davydovskoye and others,” Ekaterina Lopatina noted. Tyumen Information portal Vslukh.ru

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

Специалист Тюменского нефтяного научного центра (дочернее общество ТНК-ВР) Екатерина Лопатина стала победителем всероссийского конкурса на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам ТЭК. Сотрудница департамента геологии и разработки месторождений «Оренбург» ТННЦ представила на конкурс работу по литолого-фациальному анализу одного из месторождений Оренбуржья. «Цель моей работы заключалась в повышении эффективности бурения на Сорочинско-Никольском месторождении, – рассказывает Екатерина Лопатина. – Новизна заключается в комплексном анализе новых данных по 3D сейсмике, керну и методам геофизического исследования скважин на этом месторождении. Также впервые для данного участка был проведён лито-фациальный анализ. В результате были выделены зоны с наилучшими коллекторскими свойствами, благоприятные для бурения, как эксплуатационного, так и разведочного. Пробуренные скважины подтвердили прогноз». Работу Екатерина выполнила в конце 2010 года в рамках НИОКР. Помимо диплома победителя, Екатерина удостоена благодарности Министерства энергетики РФ за большой личный вклад в развитие научной и инновационной деятельности молодежи по проблемам топливно-энергетического комплекса. Работа победительницы продолжает приносить и практическую пользу компании. «Наработанную методику я сейчас развиваю и применяю на других месторождениях Оренбуржской области: Вахитовском, Гаршинском, Росташи-Конновском, Давыдовском и других», – пояснила Екатерина Лопатина. Тюменский информационный портал Вслух.ру

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

designed to strengthen and modify components’ working и модификации рабочих поверхностей деталей и узлов surfaces and industrial equpment’s units. промышленного оборудования. These technologies are based on the following princiВ основу технологий положено нанесение на упрочple: a mixture of powder alloy comняемую поверхность слоя, формируемого ponents forms a layer on a hardиз смеси порошковых легирующих комened surface under the impact of понентов под воздействием концентриconcentrated energy flow in spark рованных потоков энергии в искровом, and plasma-arc processes when плазменно-дуговом процессах, под возthe surface is exposed to highдействием высокоскоростной и высокоspeed and high-temperature gas температурной газовой струи или лазерblast or laser beam. This project is ного луча. Проект осуществляется в тесном a fruit of joint efforts by scientists сотрудничестве с учеными и инженерами and engineers from Izhevsk leadведущих вузов и научных организаций ing institutes and scientific orgaИжевска – Ижевским государственным SOURCE / ИСТОЧНИК: РИМЕРА nizations – Kalashnikov Izhevsk State Technical University техническим университетом имени М.Т. Калашникова и and the Mechanics Institute at the Ural Department of the Институтом механики Уральского отделения Российской Russian Academy of Sciences. академии наук. Specialists of the Rimera’s Izhevsk plant have already Специалисты ижевского предприятия группы комintroduced an electroerosion synthesis of hard wear-re- паний «Римера» уже внедрили в производство технолоsistant coatings technology. At Izhneftemash, during the гию электроэрозионного синтеза твердых износостойmaintenance and overhaul period, it will be used predomi- ких покрытий. Основной сферой ее применения в ОАО nantly for repair and strengthening of oilfield equipment’s «Ижнефтемаш» станет восстановление и упрочнение high-wear components and units. Earlier this technology быстроизнашивающихся деталей и узлов нефтяного обоwas successfully used during repair of power generation sys- рудования при техническом обслуживании и ремонте. tems at heat-power stations in Izhevsk, Perm, Ekaterinburg, Ранее данная технология успешно использовалась при Ufa, Nizhnekamsk. ремонте энергетических установок на теплоэлектростанMany companies in Russia, Ukraine and Kazakhstan циях в Ижевске, Перми, Екатеринбурге, Уфе, Нижнекамске, also employed it effectively. а также на ряде промышленных и транспортных предприятий России, Украины и Казахстана.

Smith Bits Introduces New PDC Drillbit Family for Russia Smith Bits, a Schlumberger company, announced the availability of the new Viking Bits family of drill bits. These polycrystalline diamond compact (PDC) products feature a cutting structure that enables the bit to drill efficiently at both low torque and low hydraulic power. “Traditional PDC bits do not perform well in many Russian land drilling applications because of low hydraulic and mechanical energy at the bit,” said Guy Arrington, president, Bits & Advanced Technologies, Schlumberger. “The Viking SOURCE / ИСТОЧНИК: SMITH BITS Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания Smith Bits предлагает новое семейство буровых долот PDC для России Принадлежащая Schlumberger компания Smith Bits объявила о выпуске нового семейства буровых долот – Viking Bits. Вооружение этих долот с поликристаллическими алмазными вставками (PDC) позволяет осуществлять эффективное бурение такими долотами при низком крутящем моменте и низкой гидравлической мощности. «Обычные PDC долота зачастую оказываются неэффективными при бурении на суше в России из-за низкой гидравлической и механической энергии на долоте, – отметил Гай Аррингтон, президент подразделения по долотам и передовым технологиям компании Schlumberger. – В семействе долот Viking удалось решить эти проблемы и повысить эксплуатационные характеристики за счет изменения конструкции долота». Семейство буровых долот Viking спроектировано на основе знаний о литологии и опыта бурения в России. Эти долота выпускаются в России, Италии и Норвегии из высококачественных материалов; они могут Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

#11 November 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Bits family overcomes these challenges and improves performance with changes in the bit design. The Viking Bits family of drill bits is designed based on knowledge of lithology and drilling experience in Russia. The bits are manufactured in Russia, Italy and Norway from premium materials, and are available in either steel or matrix bodies. To date, the Viking Bits family has drilled more than 200,000 meters in multiple Russian land basins. In one Eastern Siberia field, Viking Bits have increased average rates of penetration by 25%, compared to nearby offset wells with similar profiles. In addition, individual run length was extended, reducing the number of overall bit trips. Viking Bits family exclusively designed to meet unique challenges of Russian land market

New Technology to Enhance Oil Recovery in Tatneft Tatneft successfully uses a new technology that helps to increase oil recovery from the reservoir by injecting microgel polymer systems with surfactants (MGS-KPS technology). This technology, designed by TatNIPIneft experts (Tat NIPIneft is a part of Tatneft company) received the Grand Prize of the 19th Oil and Gas. Petrochemistry – 2012 International Exhibition. The MGS-KPS technology is designed to regulate the process of oil displacement and to increase oil recovery in heterogeneous and multilayered reservoirs. It can be used both at the early stage of the reservoir flooding and in long-term flooding conditions.

изготавливаться со стальным корпусом или корпусом матричного типа. К настоящему времени долотами семейства Viking пробурено более 200 тыс. м на суше в различных бассейнах России. На одном месторождении в Восточной Сибири, при использовании долот Viking удалось повысить механическую скорость проходки на 25% по сравнению с соседними скважинами, имеющими аналогичный профиль. Кроме того, увеличилась продолжительность каждого рейса долота, в результате чего сократилось общее количество СПО. Семейство долот Viking разработано исключительно для специфических условий бурения на суше в России

В «Татнефти» используют новую технологию ПНП В ОАО «Татнефть» успешно применяется технология увеличения нефтеизвлечения из пластов путем закачки микрогелевых полимерных систем с ПАВ (технология МГСКПС). Данная разработка специалистов ТатНИПИнефть Компании удостоена Гран-при XIХ Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия - 2012». Технология МГС-КПС предназначена для регулирования процесса вытеснения нефти водой и увеличения нефтеизвлечения в неоднородных и многопластовых коллекторах, и может использоваться как на ранней стадии заводнения коллектора, так и в условиях длительного заводнения. Технологический эффект достигается за счет снижения проницаемости обводненных интервалов и увеличения эффективности вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта путем закачки гелирующих полимерных композиций различного типа.

SOURCE: TATNEFT / ИСТОЧНИК: ТАТНЕФТЬ

LUKOIL Opens an R&D Center

«ЛУКОЙЛ» открыл научно-исследовательский центр

LUKOIL has opened an R&D center at Kstovo (Nizhny Novgorod Region). The center is a joint venture established by LUKOIL-Nizhegorodnefteorgsyntez Refinery and LUKOIL-Nizhegorodniinefteproyekt Research Institute. The purpose behind this new venture is to develop and commercialize energy- and resource-saving technologies. The Center is equipped with an up-to-date analytic base, workbenches and pilot units for oil refining processes: hydro-treatment, hydrogen reduction, extraction and bitumen production. All the units are controlled from one control room. Two pilot units were built and put into operation at the Center, with application of the LUKOIL technologies and patents: one for powerefficient high-purity and high-pressure hydrogen separation from hydrogen-containing gases, and another for the removal of hard-toremove sulfur-aromatic compounds from diesel fuel. In 2013 the Center plans launching pilot units for hydro-treatment and high-pressure hydro-cracking, for liquid extraction and also a series of other technologies.

«ЛУКОЙЛ» открыл научно-исследовательский центр в Кстово (Нижегородская область). Данный центр является совместным проектом нефтеперерабатывающего завода «ЛУКОЙЛНижегороднефтеоргсинтез» и научно-исследовательского института «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект». Центр предназначен для разработки и коммерциализации энергои ресурсосберегающих технологий. Он оснащен современной аналитической базой, стендами и пилотными установками процессов НПЗ – гидроочистки, концентрирования водорода, экстракции, производства битумов, – управление которыми ведется из единой операторной. В центре построены и введены в эксплуатацию две пилотные установки, созданные с применением разработок и патентов «ЛУКОЙЛа»: для энергоэффективного выделения водорода с высокими чистотой и давлением из водородсодержащих газов и очистки дизельного топлива от трудноудаляемых серо-ароматических соединений. В 2013 году в центре планируется запуск пилотных установок гидроочистки и гидрокрекинга высокого давления, жидкостной экстракции и ряда других технологий.

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

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

The technological effect is achieved through reducing the permeability of water-bearing intervals and increasing the efficiency of oil displacement from the reservoir’s sless permeable zones by pumping gelling polymer compositions of various types. The technology employs polyacrylamide-based gelforming compositions. Depending on the application site’s geological and technical conditions, different methods are employed – either an injection of a mobile microgel system or a sequential injection of a gel-forming slug and a microgel composition. The inclusion of surface-active agents (surfactants) into the mobile microgel system simultaneously increases the formation coverage ratio and crude oil displacement. The MGS-KPS technology fits the all-weather application as there is no restrictions regarding both the mineralization of water used to create compositions and the use of surfactants with a low pour point. Compared to other polymer solutions, the MGS-CPS compositions are characterized by a low polymer and cross-linking agent content, but they provide for a high residual resistance factor. This helps reducing treatment costs without losing the process’ efficiency. It is also possible to choose from a variety of compositions and injection methods, depending on the the application site’s conditions. This also contributes to the economic and technological efficiency. This technology has been introduced at Tatneft’s fields since January, 2012. Employing the MGS-KPS technology, 87 injection wells were injected during eight months of 2012. The technology is widely used by all Tatneft’s oil and gas production departments. Its expected technological efficiency is two years.

TNK-BP Deploys Online Monitoring System to Improve Safety

SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

TNK-BP, together with EMEX, announced that it is deploying a unique integrated system for monitoring and consolidating Health, Safety and Environmental (HSE) data in all company subsidiaries. The new system will improve safety levels in the company and ensure that the most effective management decisions are taken in the HSE sphere. Deployment of the new system, which has a common data base covering all company subsidiaries will enable real-time tracking of incidents and detailed statistical analysis of a wide range of parameters to identify current trends and effectively prevent HSE risks. The system will be available in the form of an application for desktop computers and, in the future, tablet PCs used by company managers and HSE specialists. The process of integrating all subsidiaries into the project, at a total cost of over $1.5 million, is scheduled for completion during 2013. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В технологии предусмотрено применение гелеобразующих композиций на основе полиакриламида, получаемых с помощью индукторов гелеобразования (сшивателей) двух типов. В зависимости от геолого-технических условий участка применения определяются различные способы воздействия: закачка подвижной микрогелевой системы, либо последовательная закачка гелеобразующей оторочки и микрогелевой композиции. Включение поверхностноактивных веществ (ПАВ) в состав подвижной микрогелевой системы одновременно способствует увеличению коэффициентов охвата пласта и вытеснения нефти. Технология МГС-КПС может внедряться всесезонно, что обеспечивается отсутствием ограничений на минерализацию воды, используемой для получения композиций, а также применением ПАВ с низкой температурой застывания. Композиции МГС-КПС, в сравнении с другими полимерными растворами, характеризуются низким содержанием полимера и сшивателя, однако обеспечивают высокий остаточный фактор сопротивления. Это позволяет снижать затраты на проведение обработок без потери технологической эффективности. Возможность выбора различных составов и способов закачки в зависимости от условий участка применения также способствует повышению экономической и технологической эффективности. На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» технология внедряется с января 2012 года. За восемь месяцев 2012 года закачка по технологии МГС-КПС произведена в 87 нагнетательных скважин, технология востребована всеми НГДУ ОАО «Татнефть». Прогнозная продолжительность технологической эффективности – два года.

ТНК-ВР внедряет систему онлайнмониторинга для повышения уровня промышленной безопасности ТНК-ВР сообщает, что совместно с компанией EMEX внедряет уникальную интегрированную систему мониторинга и консолидации данных по охране труда, промышленной безопасности и охране окружающей среды (ОТ, ПБ, ООС) на всех предприятиях компании. Новая система повысит уровень промышленной безопасности в ТНК-ВР и обеспечит принятие наиболее эффективных управленческих решений в сфере ОТ, ПБ и ООС. Внедрение системы с единой базой данных, включающей все дочерние общества компании позволит в режиме реального времени отслеживать инциденты, а также формировать развернутый статистический анализ по широкому спектру параметров для определения текущих тенденций и эффективного предотвращения рисков. Система будет доступна в виде приложения на стационарных, а в дальнейшем и планшетных ПК руководства компании, а также специалистов ОТ, ПБ и ООС. Завершить процесс интеграции всех дочерних обществ в проект, общие инвестиции в который превышают $1,5 млн, планируется в течение 2013 года. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

APG

Taming the Flame Gazprom Neft Takes Steps to Solve its APG Flaring Problem

Гаси огни! «Газпром нефть» предпринимает усилия для решения проблемы сжигания ПНГ

Lada Ponomareva Лада Пономарева

Oil&GasEURASIA

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

№11 Ноябрь 2012

IBUR Holding’s modernized Vyngapur gas-processing plant in Russia’s Yamal region has increased associated petroleum gas (APG) processing by up to 99 percent after introducing a new production unit for low-temperature condensation and rectification (LTCR). The plant has expanded it’s facilities to increase gas processing capacities by 0.75 billion cubic meters (bcm), boosting total APG processing to 2.4 bcm per year. According to Leonid Mikhelson, Chairman of the Board of NOVATEK, operations at the Vyngapur gas processing plant, as well as the construction of a new petroleum products pipeline to the gas condensate refinery at Tobolsk-Neftekhim, are important milestones in the Russian government’s program on increasing utilization of APG. On January 8, 2009, the Russian government issued Decree No. 7 “On Incentives for Reduction of Air Pollution by APG Flaring,” which required oil companies to adhere to a strict limit of gas flaring starting in 2012. In future years, oil companies are not allowed to flare more than 5 percent of the total volume of associated petroleum gas produced at their oil fields.

In This Case, It’s Important Not to Be a Leader At present, Russia ranks first in the world among countries that flare associated gas. According to the Central Dispatch Department of the Fuel and Energy Sector, amounts of flared gas in Russia are two times greater than in Nigeria, which is ranked second in the world in APG flaring. Russia, Nigeria, Iran, and Iraq account for 52.8 percent of global gas flaring (see Table 1). As environmental concerns associated with oil and gas production continue to rise, state agencies in Russia are beginning to take action. Oil companies are now obligated to include indicators of APG utilization in their financial statements. As a result of increased regulation of APG flaring, Russia achieved the highest reduction rate of gas flaring

ПНГ

одернизированный Вынгапуровский газоперерабатывающий завод компании «СИБУР Холдинг» в ЯНАО увеличил переработку попутного нефтяного газа (ПНГ) до 99% благодаря новой установке НТКР (низкотемпературной конденсации и ректификации). Расширение мощностей на заводе позволило увеличить его перерабатывающие возможности на 0,75 млрд м³, и теперь ГПЗ сможет перерабатывать до 2,4 млрд м³ ПНГ в год. Запуск Вынгапуровского ГПЗ и начало строительства продуктопровода «Пуровский завод по переработке конденсата (ЗПК) – «Тобольск-нефтехим» стали, по словам председателя правления компании «НОВАТЭК» Леонида Михельсона, очень важными событиями в рамках выполнения правительственной программы по утилизации попутного нефтяного газа: 8 января 2009 года вышло Постановление Правительства РФ № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Основным требованием для добывающих компаний стало установление целевого показателя сжигания ПНГ на факельных установках на 2012 год и последующие годы в размере не более 5% от общего объема извлеченного ПНГ.

Главное – не быть лидером

Сейчас объемы сжигания ПНГ в России все еще занимают первое место: по данным ЦДУ ТЭК, показатели в стране более чем в два раза превышают показатели Нигерии, которая находится на второй позиции. Четыре страны – Россия, Нигерия, Иран и Ирак – вместе сжигают 52,8% от мирового объема утилизации ПНГ на факелах (см. табл. 1). Поскольку в последние годы вопрос воздействия на экологию становится все острее, государственные органы не могли больше оставаться в стороне от проблемы. Компании в финансовых отчетах теперь обязательно должны прописывать показатели использования ПНГ. Как результат всех этих действий, в 2011 году России удалось представить наибольшие объемы сокращения ● Table 1 / Таблица 1 выбросов. И хотя пока страна по-прежнему The Top-10 APG Flaring Countries 2007–2011, Billion Cubic Meters сжигает большие объемы ПНГ и удерживает Топ-10 стран по сжиганию попутного нефтяного газа 2007–2011 за собой звание лидера в этой области, общая Country / Страна 2007 2008 2009 2010 2011 ситуация в мире идет на поправку. Так, по данным Всемирного банка по Russia / Россия 52,3 42,0 46,6 35,6 37,4 сокращению факельного сжигания попутноNigeria / Нигерия 16,3 15,5 14,9 15,0 14,6 го газа (Global Gas Flaring Reduction – GGFR), Iran / Иран 10,7 10,8 10,9 11,3 11,4 в 2010 году объемы выбросов по сравнению с предыдущим годом уменьшились на 9,7% Iraq / Ирак 6,7 7,1 8,1 9,0 9,4 (около 13 млрд м³). Парадоксально, но в этом USA / США 2,2 2,4 3,3 4,6 7,1 достижении есть большая заслуга России, а Algeria / Алжир 5,6 6,2 4,9 5,3 5,0 также Казахстана, чьи показатели по сжиKazakhstan / Казахстан 5,5 5,4 5,0 3,8 4,7 ганию ПНГ уменьшились на 11,4 млрд м³ и 1,2 млрд м³ соответственно, что эквивалентно Angola / Ангола 3,5 3,5 3,4 4,1 4,1 30 млн т выбросов CO2 (динамика объема сжиSaudi Arabia / Саудовская гания и использования ПНГ в России пред3,9 3,9 3,6 3,6 3,7 Аравия ставлена на рис. 1). Venezuela / Венесуэла 2,2 2,7 2,8 2,8 3,5 В России в настоящее время 70% всех нефтяных месторождений составляют малоWorld total / Всего в мире 154 146 147 138 140 дебитные месторождения, добыча ПНГ на SOURCE / ИСТОЧНИК: GLOBAL GAS FLARING PARTNERSHIP Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2012

of any country in the world in 2011, but still ranks first in flaring associated natural gas. Still, current trends point to an improved situation in the global flaring of APG. According to the World Bank report on Global Gas Flaring Reduction, APG flaring decreased by 9.7 percent in 2010, amounting to almost 13 bcm of spared natural gas that could be used for commercial purposes. Russia and Kazakhstan achieved the greatest reductions in gas flaring: Russia decreased flaring by 11.4 bcm, Kazakahstan by 1.2 bcm. Consequently, both countries reduced their annual CO2 emissions by 30 million tons (see Fig. 1). At present, 70 percent of all Russian oilfields produce between 5 and 50 million cubic meters of associated gas annually, amounting to approximately 20 bcm of associated gas that is flared each year. The primary hindrance to increase APG utilization for oil companies operating these fields is the high costs associated with commercial utilization of associated gas. Many of these oilfields are remotely located and contain small hydrocarbon reserves, making it expensive to build additional infrastructure to utilize this gas. Thus, companies are currently searching for the most efficient way to solve this problem. Many experts believe that the most efficient solution to APG flaring is to design and manufacture small-size FLARE LOSSES AND VOLUME OF APG USAGE IN RUSSIA / ДИНАМИКА ОБЪЕМА СЖИГАНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ В РФ 80

100%

80% 60 60% 40 40% 20 20%

0 2009

2010

2011

2012

2013

2014

APG Flaring, bcm / Объем сжигания ПНГ, млрд м³ APG utilization, bcm / Объем утилизации ПНГ, млрд м³ Utilization rate, bcm / Уровень утилизации ПНГ, % SOURCE / ИСТОЧНИК: MINISTRY OF ENERGY OF RF, CDU TEK

● Fig. 1 ● Рис. 1

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

APG

которых составляет от 5 до 50 млн м³/год. Именно на таких объектах сжигается наибольшее количество попутного газа – около 20 млрд м³. Одна из основных проблем заключается в том, что затраты на коммерческую утилизацию побочного продукта на таких месторождениях является нецелесообразной из-за удаленности объектов, из-за небольших запасов ресурсов. Поэтому перед компаниями сейчас стоит задача эффективного решения этих вопросов. Многие эксперты считают, что возможным вариантом может стать разработка и изготовление небольших модульных газоперерабатывающих установок или небольших заводов, что позволит перерабатывать ПНГ по упрощенной схеме и выделять ШФЛУ.

КС превращается в ГПЗ Именно по такой схеме решили пойти компании «СИБУР» и «Газпром нефть», создав совместный проект по повышению уровня утилизации ПНГ в Ноябрьском регионе, в рамках которого был построен Вынгапуровский газоперерабатывающий завод. Вынгапуровский ГПЗ создан на базе одноименной компрессорной станции (КС) недалеко от города Ноябрьска в ЯНАО. В 2009 году на КС была запущена в эксплуатацию установка низкотемпературной сепарации, которая позволила извлекать широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ) из ПНГ – на тот момент около 230 тыс. т/год. Затем, в рамках проекта по модернизации производства, была произведена модификация трех турбокомпрессорных агрегатов, и уже в феврале 2010 года мощность КС увеличилась на 32%: с 1,4 до 1,85 млрд м³/год, а объемы выделения ШФЛУ выросли до 250 тыс. т/год (см. табл. 2). ПНГ для переработки на Вынгапуровский ГПЗ будет поступать со всех восточных месторождений компании «Газпром нефть – Ноябрьскнефтегаз». Сейчас сырье поставляется с пяти месторождений – Вынгапуровского, Новогоднего, Еты-Пуровского, Вынгаяхинского, Ярайнерского. Как результат совместной работы двух компаний, «Газпром нефть» будет получать сухой отбензиненный газ, а «СИБУР» – широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которые являются основным сырьем для нефтехимической промышленности. «Строительство Вынгапуровского завода является завершением очередной программы „СИБУРа“ по расширению газоперерабатывающих мощностей и транспортной инфраструктуры на Ямале. Мы значительно увеличили Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

ПНГ ● Table 2 / Таблица 2

Project Phases for Construction of Vyngapur Gas Processing Plant Этапы реализации проекта «Строительство Вынгапуровского ГПЗ» What has been done / Что было сделано

Phase / Этап

APG acceptance NGL Production (1,000 (bcm per year) / tons per year) / Прием ПНГ (млрд Производство ШФЛУ м3/год) (тыс. т/год)

Extraction of Target Components (%,С3+) / Извлечение целевых компонентов (%, С3+)

Dry Stripped Gas Production (bcm per year) / Выработка СОГ (млрд м3/год)

230

1.3 / 1,3

1.85 / 1,85

250

1.75 / 1,75

2.7 / 2,7

640

98.5-99 / 98,5-99

2.4 / 2,4

Upgrading of the Vyngapur compressor station (CS), start-up of the unit for low-temperature gas separation (LTS), construction of a petroleum products pipeline joining Vyngapur CS to railroad loading rack (89 km) / Проведена Up to 1.4 / До 1,4 I. 2008–2009 модернизация Вынгапуровской КС, введена в эксплуатацию установка низкотемпературной сепарации газа (НТС), построен продуктопровод Вынгапуровская КС – Наливная ж/д эстакада (89 км) II. 2009–2010

Upgrading of three turbo-compressor units / Произведена модернизация трех турбокомпрессорных агрегатов

Completion of construction of the Vyngapur gas processing plant, construction of gas reciprocating power plant having capacity of 6.8 MW/hour / III. 2010–2012 Завершены работы по строительству Вынгапуровского НПЗ, построена газопоршневая электростанция мощностью 6,8 МВт/час

● Desiccant dehydration plant. ● Блок осушки на адсорбентах.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

#11 November 2012

APG ● Dmitriy Konov: “Construction of the Vyngapur plant completes

SIBUR’s program that envisages the expansion of gas processing facilities.” ● Дмитрий Конов: «Строительство Вынгапуровского ГПЗ является завершением очередной программы „СИБУРа“ по расширению газоперерабатывающих мощностей». modular gas processing units to process APG and simultaneously extract natural gas liquids from oilfields.

SIBUR and GazpromNeft decided to follow this plan, set up a joint project to improve APG utilization in the Noyabrsk region, and built the Vyngapur gas processing plant as a result. The Vyngapur gas processing plant is built near a compressor station by the same name and is located in the Yamal-Nenets Autonomous Region in Russia’s Far North. A low-temperature gas separation unit was put into operation at the compressor station in 2009, enabling the extraction of approximately 230,000 tons of natural gas liquids from associated gas. In February 2010 the compressor station capacity was increased by 32 percent to 1.85 bcm per year, and the volume of natural gas liquids extracted from APG increased to 250,000 tons per year (see Table 2). The Vyngapur plant will process APG from all eastern oilfields operated by Gazprom Neft and Noyabrskneftegaz. Currently, APG is delivered to the plant from five fields: Vyngapurovskoye, Novogodneye, Yety-Purovskoye, Vyngayakhinskoye, and Yaraynerskoy. As agreed by both companies, Gazprom Neft will receive the processed dry gas from Vyngapur and SIBUR will receive the natural gas liquids, which can be used in the petrochemical industry. “Construction of the Vyngapur plant appears to be the completion of another program of SIBUR aimed at the expansion of gas processing facilities and transport infrastructure in Yamal. We managed to significantly expand the company’s potential to process APG, transport refined products, and create a reliable source of raw materials for the petrochemical industry in the West-Siberian region,” Dmitriy Konov, CEO of SIBUR, said at a press conference.

● Fig. 2 ● Рис. 2 CAPITAL INVESTMENT IN APG UTILIZATION PROJECTS (RUSSIA), BLN RUBLES ИНВЕСТИЦИИ В ПРОЕКТЫ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ (РОССИЯ В ЦЕЛОМ), МЛРД РУБЛЕЙ 100

0 2009

2010

2011

2012

2013

2014

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Compressor Station Turns Into a Gas Processing Plant

потенциал компании по приему и переработке попутного нефтяного газа, транспортировке получаемых продуктов, создали надежную сырьевую основу для расширяющегося нефтехимического производства в Тобольске в рамках формирования Западно-Сибирского нефтехимического кластера», – сказал генеральный директор компании «СИБУР» Дмитрий Конов на пресс-конференции, посвященной открытию Вынгапуровского ГПЗ.

От сырья до транспорта «СИБУР» также начал строительство магистрального продуктопровода «Пуровский завод по переработке конденсата (ЗПК) – «Тобольск-нефтехим», что еще раз подтверждает планы компании по расширению сырьевой базы за счет газовых ресурсов севера. Общая протяженность продуктопровода составит 1 100 км. Пропускная способность на участке от Пуровского ЗПК через Губкинский и Муравленковский ГПЗ и далее через Ноябрьскую наливную эстакаду до Южно-Балыкской головной насосной станции – более 4 млн т в год. Чуть позже предполагается окончание строительства второго участка – от ЮжноБалыкской ГНС через наливную станцию в Ноябрьске до Тобольска. Пропускная способность этого участка составит до 8 млн т сырья. Окончание строительства продуктопровода запланировано на второй квартал 2015 года. По прогнозам экспертов, к 2015 году Пуровский завод, принадлежащий «НОВАТЭКу», будет принимать до 11 млн т газового конденсата, передавая «СИБУРу» около 0,9 млн т газов стабилизации, которые по своему составу практически аналогичны ШФЛУ и тоже являются сырьем для нефтехимии. Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

ПНГ ● Leonid Mikhelson: “Vyngapur GPP becomes an additional source

of gas that requires adequate transportation facilities.” ● Леонид Михельсон: «Вынгапуровский ГПЗ становится

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

UTILIZATION RATE BY COMPANIES IN 2011, % УРОВЕНЬ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ ПО КОМПАНИЯМ В 2011 ГОДУ, % 100

● Fig. 3 ● Рис. 3

Rosneft / Роснефть

Gazprom Neft / Газпром нефть

Russneft / Русснефть

Slavneft / Славнефть

Average, Russia / Среднее по РФ

LUKOIL / ЛУКОЙЛ

Bashneft / Башнефть

TNK-BP / ТНК-BP

SIBUR has also started construction on a petroleum products pipeline from the Purovsky gas condensate processing plant to Tobolsk-Neftekhim, signaling the company’s intention to expand gas production in Russia’s Far North region. The new pipeline will stretch 1,100 kilometers to the Yuzhno-Balyk pumping station, and exceed 4 million tons of annual capacity. The company plans to construct a second section of the pipeline from YuzhnoBalyk to Tobolsk in the future to expand the throughput capacity to 8 million tons annually. Completion of the first pipeline is planned for the 2nd quarter of 2015. According to industry forecasts, the NOVATEK plant at Purovsky is projected to reach a capacity of 11 million tons of gas condensate and transit 0.9 million tons of gas to SIBUR by 2015. For SIBUR, this project will enable further development of the Tobolsk petrochemical site. “Both of these events are interrelated – a complete value chain is built from raw materials, transport to processing plants, and refining to increase value-added. Next year a final investment decision should be made regarding the larger-scale extension of the Tobolsk site, for which the Vyngapur gas processing plant becomes an additional source of gas that needs to be provided with adequate transportation facilities,” Leonid Mikhelson noted. A number of domestic and foreign companies have worked with SIBUR and Gazprom Neft to modernize the Vyngapur gas processing plant and to help build the new pipeline. Major processing equipment was supplied by: Kazancompressormash, (compressor equipment from

Tatneft / Татнефть

From Raw Mat to Transport

Для «СИБУРа» проект становится дополнительной сырьевой базой для развития инвестиционных проектов, для развития Тобольской нефтехимической площадки. «Оба эти события взаимосвязаны – выстраивается полная цепочка от сырья и транспорта до переработки этого сырья в продукты высокого передела. В следующем году должно быть принято окончательное инвестиционное решение по более масштабному расширению Тобольской площадки, для которой Вынгапуровский ГПЗ становится дополнительной сырьевой базой, которая должна быть сверхнадежно обеспечена транспортными мощностями», – отметил Леонид Михельсон. Вместе с «СИБУРом» и «Газпром нефтью» над проектами модернизации Вынгапуровского ГПЗ и строительства нового продуктопровода работал ряд отечественных и зарубежных компаний. Поставщиками основного технологического оборудования стали «Казанькомпрессормаш» (компрессорное оборудование, Россия), Solar (компрессорное оборудование, турбодетандер, США), «НПО им. Фрунзе» (теплообменное оборудование, Украина), «Тамбовский комсомолец» (емкостное оборудование, Россия), Metso (запорно-регулирующая арматура, Финляндия). Проектировщиками выступили «НИПИгазпереработка» (Краснодар) и «Ленниихиммаш» (Санкт-Петербург). Подрядными работами на ГПЗ занимались «Нефтьмонтаж» (Сургут), «СтройТрансГаз-М» (Словакия). Подрядчиками по строительству продуктопровода «Пуровский завод по переработке конденсата (ЗПК) – «Тобольск-нефтехим» выступили «Евракор» (работы по реконструкции и новому строительству газопроводов на участке от Вынгаяхинского месторождения до Вынгаяхинской компрессорной станции, Москва), «Томскгазстрой» (работы по строительству и

Surgutneftegaz / Сургутнефтегаз

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

дополнительной сырьевой базой, которая должна быть сверхнадежно обеспечена транспортными мощностями».

SOURCE / ИСТОЧНИК: MINISTRY OF ENERGY OF RF, COMPANIES’ DATA

#11 November 2012

PHOTO: SIBUR / ФОТО: СИБУР

APG

● Low-temperature condensation and rectification unit. ● Установка низкотемпературной конденсации и ректификации.

Russia); Solar (compressor equipment and turbo-expander from the USA); NPO imeni Frunze (heat-exchange equipment from Ukraine); Tambovskiy Komsomolets (tanks and vessels from Russia); and Metso (shutoff and control valves from Finland). Design work was done by: NIPIgazpererabotka (Krasnodar) and Lenniikhimmash (St. Petersburg). Neftmontazh (Surgut) and StroiTransGaz-M (Slovakia) were contractors for the gas processing plant. Evracor (Moscow) and Tomskgazstroi (Tomsk) were contractors for pipeline upgrading and construction. And Sibenergomontazh (Gorno-Altaysk), Spetsmontazhstroi (Noyabrsk) and Uralspetsstroi (Surgut) were contractors for the vacuum compressor stations.

реконструкции газопроводов от Еты-Пуровского месторождения до Вынгаяхинского), компании «Сибэнергомонтаж» (Горно-Алтайск), «Спецмонтажстрой» (Ноябрьск) и «Уралспецстрой» (Сургут) занимались подрядными работами по вакуум-компрессорным станциям.

Кто больше После выхода Постановления № 7 показатели российских добывающих компаний по утилизации ПНГ заметно улучшились, и по итогам 2011 года можно проследить позитивную тенденцию. Компания «Сургутнефтегаз» в 2011 году отправила на переработку более 50% добытого ПНГ (всего было произведено 12,94 млрд м³). При помощи установки компрессорных станций, газотурбинных и газопоршневых электростанций компании удалось увеличить уровень утилизации попутного газа до 98%. На отдельных добывающих подразделениях «Башнефти» коэффициент полезного использования ПНГ вырос до 95%, хотя общий показатель компании в 2011 году снизился с 83,1 до 80%. Такое снижение компания объясняет быстрым ростом добычи нефти в период с 2009 по 2011 годы (см. подробнее «В чем нуждается российский ТЭК», НГЕ, №7-8 2012, стр. 18) и, соответственно, ростом объемов извлекаемого ПНГ. Сейчас компания занимается реализацией программы по утилизации ПНГ, результатом которой станет достижение коэффициента полезного использования попутного газа в объеме 95% к концу 2013 года. Растут показатели и у компании «ЛУКОЙЛ», которая также работает по программе по повышению уровня использования ПНГ, на которую «ЛУКОЙЛ» собирается выделить 33 млрд рублей. Целевой показатель из постановления правительства в 95% компания собирается достигнуть в 2014 году. По итогам прошлого года коэффициент утилизации ПНГ составлял 78,5% (для сравнения: в 2009 году – 71%, в 2010 году – 76,8%). Показатели «Роснефти» по сжиганию попутного газа в 2011 году оказались самыми высокими – порядка 6,9 млрд м³ (см. диаграмму 1), тогда как «Газпром нефть» в 2011 году отправила на факел около 60% добытого попутного газа (1,7 млрд м³). Сейчас компания активно занимается проектами по утилизации ПНГ, одним из которых стал проект по строительству Вынгапуровского ГПЗ. Объем инвестиций, которые будут потрачены на реализацию этих проектов, в 2013 году может достигуть $1 млрд.

Дорогой факел Некоторые эксперты видят в этом постановлении ряд недостатков, которые затрудняют оперативное и эффективное реагирование компаний. Например, в документе не ● Diagram 1 / Диаграмма 1 FLARING LOSSES BY COMPANIES IN 2011, BCM / ОБЪЕМ СЖИГАНИЯ ПНГ ПО КОМПАНИЯМ В 2011 ГОДУ, МЛРД М³

Who Produces More After the Russian government issued Decree No. 7 on regulating associated gas flaring, the performance of Russian oil companies in APG utilization improved significantly, and one can trace this positive trend to successful operations in 2011. In 2011, Surgutneftegaz sent over 50 percent of it’s APG for processing, producing 12.94 bcm of additional commercially-available natural gas. The company man-

Rosneft / Роснефть 1,5

TNK-BP / ТНК-BP

1,7 6,9

1,7

LUKOIL / ЛУКОЙЛ Gazprom Neft / Газпром нефть

1,9

Others / Прочие ВИНК 2,4 Independent Companies / Независимые

SOURCE / ИСТОЧНИК: MINISTRY OF ENERGY OF RF, COMPANIES’ DATA

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

ПНГ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

aged to increase it’s level of associated gas utilization by 98 percent by using it’s modernized compressor stations, gas turbines, and gas reciprocating power plants. At several Bashneft sites, APG utilization increased by 95 percent, though the company’s overall utilization of associated gas decreased from 83.1 percent to 80 percent in 2011. Bashneft representatives stated that the reduction in APG utilization is due to the company’s rapid growth in oil production from 2009 to 2011 (read more about this in “It's End Times for Easy Hydrocarbons” OGE, No. 7-8 2012). The company is now implementing a new program to regain it’s losses in APG utilization, with the aim of utilizing 95 percent of all associated gas by the end of 2013. LUKOIL has improved it’s overall APG utilization, but still falls short of the target utilization rate set by the Russian government. Thus, the company is implementing a new 33 billion-ruble program to continue reducing the flaring of associated gas. LUKOIL plans to achieve a 95 percent rate of APG utilization by 2014. At the end of 2011, the company’s utilization was approximately 78.5 percent (71 percent in 2009, 76.8 percent in 2010). Gazprom Neft has been the most successful company in reducing APG flaring. In 2011 the company flared only 1.7 bcm (about 60 percent of the company’s total APG), compared to Rosneft’s 6.9 bcm (see Diagram 1). GazpromNeft is now actively developing APG utilization projects, one of which is the Vyngapur gas processing plant. The company plans to invest up to $1 billion in these projects through 2013.

прописано, за какой период определяется показатель сжигания и на какой момент с начала добычи он должен быть достигнут. Также в постановлении не учтены проблемы, связанные с утилизацией ПНГ на ряде месторождений (малых, удаленных, находящихся на ранних стадиях разработки, с высоким содержанием неуглеводородных компонентов). Постановление не решает в полной мере задачи полезного использования ПНГ. Единственным инструментом, при помощи которого достигается хотя бы снижение объемов сжигаемого ПНГ – это выплаты за те объемы попутного газа, которые были утилизированы на факелах сверх разрешенной нормы. С 1 января 2012 года вступили в силу новые принципы расчета выплат за сжигание ПНГ, таким образом доработанное постановление предписывает: ● ввод целевого показателя сжигания ПНГ на факельных установках на уровне 5% от общего объема добытого попутного газа; ● определение выплат за выбросы, превышающие целевой показатель, как выплаты за сверхлимитное загрязнение; ● ввод повышающего коэффициента 4,5 к ставкам платы за выбросы для объемов, которые превышают целевой показатель; ● ввод повышающего коэффициента 6,0 к ставкам платы за выбросы при отсутствии средств измерения и учета, которые бы подтверждали фактический объем образования, использования и сжигания на факельных установках.

Flaring is Costly

THE STRUCTURE OF APG USAGE BY OIL COMPANIES IN 2011 СТРУКТУРА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ ВИНК В 2011 ГОДУ

Some analysts believe that the Russian government’s decree on reducing associated gas flaring could have a number of negative impacts on the industry due to the lack of it’s clarity, as it does not stipulate how to measure APG flaring in a defined production period for all oil companies. Second, the decree does not account for variations in field size, location, and stage of development, which could impact the levels of APG utilization. Finally, analysts state that the decree does not offer a solution to increase the efficient use of associated gas at oilfields. Currently, the only mechanism used to increase APG utilization is a fine for flaring gas in excess of the permitted amounts. New principles for calculating the fee for APG flaring were enforced on the 1st of January of 2012, so the revised Decree requires the following: ● Target the amount of APG flaring at 5 percent of the total amount of the produced associated gas; ● Define the fee for emissions exceeding the target value; ● Introduce a scale-up factor of 4.5 to the fee rate for emissions exceeding the target value; ● Introduce a scale-up factor of 6.0 to the fee rate for APG emissions at fields that lack equipment to measure flaring. In 2009 the total industry fines for flaring was 0.34 billion rubles. In 2012, this sum could increase almost 50 times to 16 billion rubles (according to the data of the Energy Center Skolkovo). Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Diagram 2 ● Диаграмма 2

1% 15% 33% 24%

75% 52%

Usage / Использование Flaring / Сжигание Process losses Технологические потери

SOURCE / ИСТОЧНИК: MINISTRY OF NATURAL RESOURCES AND ENVIRONMENT OF RF, COMPANIES’ DATA, SKOLKOVO ENERGY CENTER

In-house needs (gas-turbine power plant, holding furnace, gas-compressor station) / Собственные нужды (ГТЭС, котельные, печи, КС) Supply to a third party (sales to SIBUR, to state district power plant, to citizens) / Поставки третьим лицам (Продажи «СИБУРу», ГРЭС, населению) Self-processing (GPP, processing at SIBUR’s plants) / Собственная переработка (ГПЗ, переработка на ГПЗ «СИБУРа»)

И если в 2009 году суммарная плата по всей отрасли за выбросы при сжигании ПНГ составили 0,34 млрд рублей, то в 2012 году, учитывая все повышающие коэффициенты, эта сумма может увеличиться почти в 50 раз и достичь 16 млрд рублей (данные Энергетического центра «Сколково»).

PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

R&D

Gazprom Neft R&D Center to Set Up Assembly Line for Innovations Implementation «Газпромнефть НТЦ» создает конвейер для внедрения инноваций Elena Zhuk Елена Жук

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

nformation on the day-to-day operations of the research centers of major Russian oil companies rarely appears on the pages of industry journals. OGE tried to redress the balance. Mars Magnavievich Khasanov, General Director of Gazpromneft NTC, gave his first interview since taking office in December 2011.

Oil and Gas Eurasia: Mars Magnavievich, please, tell us what is the purpose of the R&D Center? Mars Khasanov: The task of Gazpromneft NTC (Gazprom Neft R&D Center) lies in scientific and technical support for such business processes as exploration, upstream, field development, drilling, equipment selection; ensuring full utilization of the wells’ potential during their operation, development and selection of the latest new-generation technologies that increase the oil recovery factor. Another goal is to control the efficiency and to optimize operating and capital costs. For new technologies, the R&D Center is often both the tool and the design office for the creation of an “assembly line” with regard to technology implementation, assessment, ranking of technology-related challenges, and controlled introduction of technologies into production via projects.

НИОКР

нформация о деятельности научных центров крупных российских нефтегазовых компаний нечасто появляется на страницах профильных журналов. НГЕ попытался компенсировать этот пробел. Первое интервью с момента вступления в должность в декабре 2011 года дает генеральный директор «Газпромнефть НТЦ» Марс Магнавиевич Хасанов.

Нефть и газ Евразия: Марс Магнавиевич, расскажите, пожалуйста, с какой целью создавался Центр? Марс Хасанов: Задачей «Газпромнефть НТЦ» является научно-техническое сопровождение таких бизнеспроцессов, как разведка, разработка и освоение месторождений, бурение скважин, подбор оборудования, а также обеспечение стопроцентного использования потенциала скважин при их эксплуатации, разработка и подбор технологий нового поколения, позволяющих значительно увеличить КИН. Еще одна задача – контроль эффективности, оптимизация операционных и капитальных затрат. Что касается технологий, зачастую НТЦ является проектным офисом для создания конвейера по их внедрению, определению технологических вызовов и их ранжированию, внедрению технологий в производство по проектному принципу.

Khasanov, Mars Magnavievich Doctor of Engineering, Professor, author of over 200 publications, including five monographs, 60 patents. Born in 1955. In 1977 graduated from the Faculty of Physics, Bashkir State University. In 1978–1981, worked as an engineer at the Institute of Organic Chemistry, Bashkir Branch of the USSR Academy of Sciences. In 1981–1993 – Engineer, Assistant Professor, Associate Professor, Professor at Ufa Petroleum Institute (UGNTU). In 1982–1985 – Postgraduate research at AzINETEHIM (Baku). At the same institute in 1990–1992 Mars Khasanov does his post-doctoral research. In 1993–1999 worked as head of the laboratory, deputy director, director of Neftegaztehnologiya R&D Center of Yuganskneftegaz. In 1999–2002 he held the post of director at YuganskNIPIneft’s Ufa branch. From 2002 to 2005 – Director of Science at YUKOS EP. From 2005 to 2011 – Director of Science at Rosneft.

PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Хасанов Марс Магнавиевич

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Родился в 1955 году. В 1977 году окончил физический факультет Башкирского государственного университета. В 1978–1981 годах работал инженером Института органической химии Башкирского филиала Академии наук СССР. В 1981– 1993 годах – инженер, ассистент, доцент, профессор Уфимского нефтяного института (УГНТУ). В 1982 –1985 годах – аспирант АзИНЕТЕХИМ (г. Баку). В этом же институте в 1990–1992 годах работал над докторской диссертацией. С 1993 по 1999 год работал заведующим лабораторией, заместителем директора, директором ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» научно-проектного центра ОАО «Юганскнефтегаз». В 1999–2002 годах – директор Уфимского филиала «ЮганскНИПИнефть». С 2002 по 2005 год – директор по науке ЗАО «ЮКОС ЭП». С 2005 по 2011 год – директор по науке ОАО «НК „Роснефть“». Доктор технических наук, профессор, автор более 200 печатных работ, в том числе пяти монографий, 60 патентов.

#11 November 2012

PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

R&D

● Сutting-edge technologies could increase oil production

at Gazprom Neft’s producing fields by 700-950 million tons. ● За счет инновационных технологий только на действующих

месторождениях компании «Газпром нефть» можно извлечь дополнительно 700-950 млн т нефти.

OGE: How old is the Center? Khasanov: Gazpromneft NTC celebrates its 5-year anniversary this November. The center is actually a successor to Gazprom Neft’s R&D Department. At the time of founding, the R&D Center was organized along three strategic directions: geology and exploration, upstream design and monitoring, and engineering and technological project support. It started operating in Moscow in the corporate headquarters of Gazprom Neft, but in the spring of 2008, the head office of Gazpromneft NTC moved to St. Petersburg. The Center also has separate departments in Moscow, Tyumen and Noyabrsk.

OGE: What new technologies has the Center developed for maturing fields in Russia? Khasanov: To boost the efficiency for current assets, increase the oil recovery factor and reduce the cost of oil production, we introduced the ERA Programme (“Electronic Research of Assets”), a set of computer technologies for controlling the upstream production process. Between 2013–2015, several technologies will be implemented within this programme, such as the smart selection of segments and wells for geological and technical actions,

НГЕ: Как давно работает Центр? Хасанов: В ноябре исполняется пять лет с момента создания ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр» на базе научно-аналитического департамента «Газпром нефти». На момент основания в НТЦ было организовано три основных функциональных направления – геология и геологоразведка, проектирование и мониторинг разработки, а также инженерно-технологическое сопровождение проектов. Свою работу сотрудники НТЦ начали в Москве, в корпоративном центре «Газпром нефти», а весной 2008 года главный офис «Газпромнефть НТЦ» переехал в СанктПетербург. Обособленные подразделения Центра расположены в Москве, Тюмени и Ноябрьске.

НГЕ: Какие новые технологии для месторождений поздней стадии разработки сегодня в фокусе внимания Центра? Хасанов: Для повышения эффективности разработки текущих активов, увеличения КИН и снижения себестоимость добычи нефти мы запустили программу «Эра» («Электронная Разработка Активов»), которая представляет собой комплекс компьютерных технологий управления разработкой и добычей. В 2013–2015 годах в рамках программы будет внедрено несколько технологий, в частности, интеллектуальный подбор зон и скважин для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), технологии управления фильтрационными потоками и повышения потенциала добывающих скважин. Это позволит снизить темпы сокращения базовой добычи и увеличить эффективность геолого-технических мероприятий на 20%, что обеспечит к 2020 году дополнительную добычу до 6 млн т нефти в год. В наших текущих активах есть малопродуктивные участки с очень низкой проницаемостью, которые мы пока не разрабатываем из-за низкой рентабельности проектов. На таких участках мы используем, например, бурение горизонтальных стволов с многостадийным ГРП (по пять-семь трещин на горизонтальном стволе длиной 700-1 000 м). Объем бурения горизонтальных, многоствольных, многозабойных стволов в компании увеличивается, причем иногда их приходится проводить с большой точностью в пласте толщиной до 3 м. Чтобы обеспечить такое ювелирное проведение стволов, мы создали Центр геологического сопровождения бурения. Специалисты Центра в режиме «он-лайн» управляют бурением в условиях удаленного доступа с использованием роторно-управляемых систем и геонавигации, располагая моделью месторождения в ежеминутном (ежечасном) режиме. С применением новых технологий управления бурением эффективность проводки скважины в продуктивном пласте повышается с 60 до 85-90%, а скорость бурения увеличивается на 10%. Такие центры существуют во многих зарубежных компаниях, теперь он есть и у нас. В целом, технологический портфель компании делится на три группы (1 – повышение эффективности разработки текущих активов; 2 – вовлечение в разработку нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов; 3 – реализация прорывных возможностей), в зависимости от задач, которые необходимо решить. Все перспективные месторождения компании, добыча на которых к 2020 году должна составить около 50% от общей добычи, требуют решения новых для нас технологических задач. По нашим оценкам, за счет инновационных технолоOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

selection of filtration flow technology, as well as increasing the production capacity of the wells. This will reduce the rate of production decline, and simultaneously boost the efficiency of geological and technical measures by 20 percent, thus ensuring up to 6 million tons per year of extra oil by 2020. Our current assets include less productive zones with very low permeability; these currently stay idle because of the very low profitability. At such zones we drill, for example, multi-stage horizontal wells (with five to seven fractures per 700-1,000-meter horizontal well). This is the most effective method for developing unproductive, low-permeability and low-yield reservoirs. The volume of horizontal, branched, multicore, multi-directional wells is on the rise in the company. Sometimes the wells have to be drilled with fine precision, horizontally up to three meters wide. To ensure such high-precision drilling, we established the Geosteering Center. With remote online access, rotary systems and geosteering, our specialists use the field model to control the drilling process online in near-real time or per-hour mode. With the application of new drilling technologies, efficiency of installing a well in the reservoir grows from 60 to 85-90 percent, and the drilling rate by 10 percent. Similar R&D centers exist in many foreign companies, now we have it, too. Overall, the company’s technology portfolio is divided into three groups (1 – enhancing the productivity of current assets; 2 – developing difficult reserves; 3 – implementing breakthrough potential), depending on the tasks that need to be addressed. All the promising fields of the company (which by 2020 must produce about 50 percent of total production) provide new technological challenges.

НИОКР гий только на действующих месторождениях компании можно дополнительно извлечь 700-950 млн т нефти. К 2020 году вклад относящихся к перечисленным группам технологий может составить порядка 35 млн т из планируемых 100 млн т нефтяного эквивалента годовой добычи.

НГЕ: Часто говорят, что в отрасли ощущается дефицит квалифицированных кадров, специалистов в возрасте 30-40 лет и отсутствие преемственности. Хасанов: Да, мы действительно его ощущаем и уделяем очень много внимания этой проблеме. Важной работой по формированию кадрового резерва является привлечение вчерашних студентов и аспирантов, которых мы приглашали к себе на стажировку. Для этого мы развиваем сотрудничество с университетами. Например, в этом году был создан лабораторный центр в Санкт-Петербургском государственном горном университете, где сегодня аспиранты выполняют задания и по нашему заказу. В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина открыта кафедра геологии углеводородных систем, совместно организованная ВУЗом и «Газпромнефть НТЦ». На кафедре ведется подготовка специалистов для нефтегазовой отрасли по программе «Магистр». В июне 2012 года состоялся первый выпуск магистров в количестве 11 человек, все выпускники трудоустроены в ведущие нефтегазовые компании. В МФТИ мы открыли специализацию «Нефтяной инжиниринг». Кстати, не обязательно, чтобы в научнотехнических центрах компаний работали только выпускники нефтяных ВУЗов. Современный нефтяной инжиниринг настолько наукоемкий, что требует углубленного знания физики, математики, химии, материалов. Одной

●

PHOTO / ФОТО: SALYM PETROLEUM DEVELOPMENT

Gazpromneft NTC and Salym Petroleum Development will improve technology by the end of 2012 to start drilling horizontal multiple-fracture wells on Upper Salym field. ● К концу 2012 года «Газпромнефть НТЦ» и Salym Petroleum Development планируют отработать технологию, чтобы начать бурение горизонтальных стволов со множественными ГРП на Верхнесалымском месторождении.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2012

R&D

Cooperation Gazprom Neft works with leading science, technology and research institutions in the country and around the world to solve technical challenges. The company’s partners in Russia include Institutes of the Academy of Sciences, Institute of Applied Mathematics, Institute of Mechanics, leading universities – Lomonosov’s Moscow State University, “Gorny” National University of Mineral Resources, Gubkin’s State Oil and Gas University, Moscow Institute of Physics and Technology, St. Petersburg State University, Tyumen Oil and Gas University, and other leading Russian institutions. We also cooperate with the Delft Technical University (Netherlands) and the University of North Dakota (USA). In recent years, there is an increasing number of contacts with international R&D and technical community, exchange of experience is also on the rise. For example, earlier this year a group of employees was selected to work together with Schlumberger experts. We estimate that even at the already-producing fields of the company, implementing cutting-edge technologies could add 700-950 million tons of oil production. By 2020, applying these technologies could help our company reach up to 35 percent of the planned production of 100 million tons of oil equivalent.

OGE: It is often said that the industry is short of qualified personnel, experts of 30-40 years of age, and that there is no succession. Khasanov: Yes, we do feel this and we study the problem closely. Every half-year there is a new project, and it needs scientific and engineering support. That is why retaining students and graduates who recently interned with us is paramount for forming a talented team. This is why we develop our cooperation with universities. For example, this year, a lab was created in the St. Petersburg State Mining University, where graduates work on our projects, among others. A new department of geology of hydrocarbon systems, recently opened in the Gubkin’s State Oil and Gas University, was jointly organized by the university and Gazpromneft NTC. The department prepares the MSc personnel for the oil and gas industry. In June 2012, the first 11 Masters graduated – all of them are now employed in leading oil and gas companies. In Moscow Institute of Physics and Technology, we opened the “Petroleum Engineering” specialization. By the way, being an oil university graduate is not obligatory for fetching a job at an oil company’s R&D center. Modern oil engineering is so hi-tech that it requires in-depth knowledge of physics, math, chemistry and materials. One of the objectives of the Center is to accept young people from other (related) branches, switching them to the oil industry. OGE: To what extent do the projects of the Center reflect international science trends? Khasanov: Maybe this sounds immodest, but I am living with the idea that we are at the cutting edge of petroleum engineering. Perhaps, in some ways we’re behind, in others ahead, but I believe that our level does reflect global developments. In general, we see our shortcomings and develop appropriate programs for improvement.

из задач Центра является прием молодых специалистов с других (смежных) направлений, погружение их в задачи нефтяной отрасли.

НГЕ: В какой степени осуществляемые в Центре разработки соответствуют мировым тенденциям развития науки? Хасанов: Может это и нескромно прозвучит, но я живу с мыслью о том, что мы находимся на передовом фронте нефтяного инжиниринга. Возможно, в чем-то отстаем, в чем-то опережаем, но я считаю, что наш уровень соответствует мировому. В целом, мы видим свои недостатки и разрабатываем соответствующие программы улучшения. НГЕ: Для того, чтобы оценивать свой уровень, нужно сопоставлять его с мировым. Вы взаимодействуете с международными профессиональными организациями? Хасанов: Тридцать сотрудников НТЦ являются членами SPE. В июле на базе «Газпром нефти» в Санкт-Петербурге сформирована Северо-западная секции SPE. Специалисты Центра участвуют во всех конференциях SPE в России и в ряде ее конференций за рубежом. Мы активно сотрудничаем с научно-техническим центром Shell, а поскольку ведем совместные проекты с ТНК-BP, то тесно взаимодействуем с Тюменским нефтяным научным центром. НГЕ: По каким направлениям российские разработки достаточно высокотехнологичны, а где необходимо привлечение опыта зарубежных коллег? Хасанов: По моему мнению, сегодня на рынке доступны все технологии, можно купить любую из них. Конкурентным преимуществом нефтяной компании в современном мире является не наличие собственных технологий, а умение правильно выбирать и применять эти технологии, все время совершенствовать свой уровень. Успешные компании отличаются от остальных тем, что правильно применяют технологии, используют их потенциал на 100% и вовремя меняют. Мы считаем, что в среднесрочной стратегии должны быть умными покупателями и двигаться быстро, но последовательно, в частности, в отношении технологий. НГЕ: Но ведь и умным покупателем быть непросто. Хасанов: Мы работаем в этом направлении с тем, чтобы у нас появился конвейер внедрения инноваций. Речь идет о системе технологического менеджмента – СТМ.

НГЕ: Что нужно сделать, чтобы эта система эффективно работала? Хасанов: Прежде всего, нужно развивать и усиливать саму систему как проектное направление мониторинга, поиска и внедрения технологий. Необходимо создать проектный офис, корпоративную культуру, которая обеспечивает правильное внедрение технологий и их максимально эффективное использование. Еще один важный аспект – система технологического обучения. Передовыми технологиями нельзя управлять по-старому, потому что они всегда являются объектами с огромной присоединенной массой. У нас внедрена система технологического обучения, мы читаем курсы лекций в НТЦ, выезжаем на добывающие предприятия. Кроме того, в 2012 году, на базе дочерних обществ «Газпром нефти», созданы четыре региональных центра компетенций, в задачи которых входит формирование и реализация программ испытаOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

OGE: To evaluate your own level you must compare it with the world. Do you work with international organizations? Khasanov: Thirty employees of the Center are SPE members. In July, the Northwestern section of SPE was established in St. Petersburg on the basis of Gazprom Neft. Experts of the Center attend all SPE conferences in Russia and some conferences abroad. We work closely with Shell R&D center; since we run joint projects with TNK-BP, we also work closely with the Tyumen Petroleum Research Center.

НИОКР

Сотрудничество «Газпром нефть» сотрудничает с ведущими научно-техническими и исследовательскими учреждениями по всему миру. Среди партнеров компании в России – Институты РАН, Институт прикладной математики РАН, Институт проблем механики РАН, ведущие ВУЗы – МГУ им. Ломоносова, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, МФТИ, СПбГУ, Тюменский нефтегазовый университет и другие ведущие российские

OGE: In what fields is Russian know-how sufficiently hitech, and where do we need to learn from colleagues abroad? Khasanov: In my opinion, today the oil companies have access to all technologies. There are many servicing firms on the market that are engaged in R&D and generate new technologies, there is a huge number of equipment: drilling rigs, platforms, etc. In today’s world, the competitive edge of an oil company lies in its ability to design and apply technologies to constantly improve it's own know-how, rather than in the proprietary technologies. Successful players differ from the others because they use the technologies correctly, use 100 percent of the potential offered by the technologies, and change them in due time. We believe that in the medium-term we should be smart buyers and move quickly but consistently, in particular with regard to technology.

OGE: But after all, being a smart buyer is not easy. Khasanov: We are working in this direction; we want to set up the “assembly line” for innovations. And that means the technological management system, or TMS.

OGE: What do you need to make its operation more efficient?

Khasasnov: First, we need to develop and enhance the system itself as a project for monitoring, searching for and implementing technologies. We must set up a project office, corporate culture, to ensure correct implementation and full utilization of technologies. Another important aspect is the system of technological learning. Advanced technologies always have huge added masses. We do have such a system of technological learning; we have a course of lectures in the R&D Center, visit production and foreign facilities. Also in 2012, on the basis of Gazprom Neft’s subsidiaries four regional expertise centers were created. Their purpose is to prepare and implement programs for testing new technologies, as well as to ensure the exchange of experience with other companies in such areas as finalizing of the fields using the hole branching technologies (Gazpromneft-Noyabrskneftegaz), development of low permeability reservoirs (Gazpromneft-Khantos), development of fractured reservoirs (Gazpromneft-Vostok), efficient operation of the pipelines (Muravlenkovskneft branch of Gazpromneft-Noyabrskneftegaz). It is also important to engage a knowledge management system and to expand a technology bank. OGE: What is the technology bank? Khasanov: The work is just beginning. We see this as a structured database of best technological solutions, ideas, algorithms, links to software, instructions and standards that define how to work with technologies. Currently, as a pilot project, experts of our Tyumen branch are creating a database Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

университеты. Налажено сотрудничество с Дельфтским техническим университетом (Нидерланды), с университетом штата Северная Дакота (США). В последние годы растет число контактов с представителями международных исследовательских и технических учреждений, ширится обмен опытом. К примеру, в начале года в Центре геологического сопровождения бурения «Газпромнефть НТЦ» была выделена группа сотрудников для совместной работы со специалистами Schlumberger. ний новых технологий и обмена опытом с другими предприятиями по нескольким направлениям: довыработка запасов с помощью технологий зарезки боковых стволов («Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), разработка пластов с низкой проницаемостью («Газпромнефть-Хантос»), разработка трещиноватых коллекторов («ГазпромнефтьВосток»), эффективная эксплуатация трубопроводов (филиал «Муравленковскнефть» «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаза»). Также важным является развитие системы распространения знаний и опыта, наполнение банка технологий.

НГЕ: Что представляет собой банк технологий? Хасанов: Работа над ним только начинается. В перспективе мы видим его как структурированную базу наилучших технологических решений, идей, алгоритмов, ссылок на программные продукты, инструкции и стандарты в области работы с технологиями. Сейчас, в качестве пилотного проекта, силами специалистов тюменского филиала мы создаем базу технологических решений по обустройству объектов. Другим важным направлением является создание пособий, шаблонов, руководств, которые бы разъясняли, где и в каких случаях применять ту или иную технологию. Неправильно к каждому месторождению подходить как к новому, начинать моделировать, изучать и только через два-три года определить, какую технологию следует применять. Нам нужны обобщения, которые я называю шаблонами принятия решений по применению технологий. Это некий интеллектуальный продукт, на вход которого подаются характеристики месторождения (проницаемость, толщина, наличие газовой шапки, вязкость нефти и т.д.), а на выходе выдается решение – как месторождение разрабатывать. Такое первое решение – как совет опытного эксперта, всегда гарантирует, что мы не отклонимся от правильного направления.

НГЕ: На какие технологии и методы делается акцент для эффективного управления добычей? Хасанов: В области добычи углеводородов большое внимание мы уделяем решению вопросов автоматизации и компьютеризации технологических процессов. Один из таких высокотехнологичных проектов – интеллектуальное адаптивное управление малопродуктивными

R&D of technology solutions for installing the surface facilities. Another key direction is providing instructions, templates, guidelines that explain where, how and what technology must be used. It is not right that we approach each field as a new object, start modelling and the research – this requires at least two-three years to establish what technology should be used. We need such generalizations, which I call the decision-making templates for the use of technology. This is a kind of smart product, on entering the properties of a field (permeability, thickness, presence of gas cap, oil viscosity, etc.). It results in a field development solution. It is very important to get this initial solution that is like an advice of highly experienced specialist: always ensures that we stay on the right track.

OGE: What technologies and methods do you focus on to

#11 November 2012

скважинами. В режиме адаптивного управления скважинами (АУС) малопродуктивные скважины оборудуются высокопроизводительными насосными установками, работающими в режиме периодического кратковременного включения. Параметры режима подбираются с помощью разработанного специалистами компании алгоритма управления. В результате объем добычи нефти повышается на 10-15%, а потребление электроэнергии снижается на 30-40%. До 2016 года технология будет внедрена на 100% подходящего для нее фонда, что составляет 15% от всего механизированного фонда скважин. Экономический эффект ожидается в размере более 500 млн рублей в год.

НГЕ: Насколько «Газпром нефти» интересны технологии добычи нефти из сланцевых пород и плотных коллекторов? Хасанов: Аналогом сланцевых залежей в России является баженовская свита. По нашим оценкам, в зоне присутствия «Газпром нефти» находится около 150 млн т такой нефти, и успехи зарубежных нефтяных компа-

manage production efficiently? Khasanov: In the field of hydrocarbon production, we pay great attention to issues of automation and computerization of the technologic processes. One of such high-tech projects is the intelligent adaptive control of low-yield wells. In the Adaptive Well Control (AWC) mode, lowyield wells are equipped with high-performance pump units turned on periodically for short periods. Precise options are selected by experts Successful players differ from the others because they use the using control algorithm developed by the comtechnologies correctly, use 100 percent of the potential offered by pany. As a result, oil production grows 10-15 percent while power consumption is reduced by the technologies, and change them in due time. 30-40 percent. By 2016, this technology will be Успешные компании отличаются от остальных тем, что implemented on 100 percent of suitable wells, which is 15 percent of equipped well stock. The правильно применяют технологии, используют их потенциал expected economic effect is over 500 million на 100% и вовремя их меняют. rubles a year.

OGE: How interested is Gazprom Neft in oil production from shale rock and tight reservoirs? Khasanov: In Russia, similar properties to shale deposits are present in the Bazhenov Formation. According to our estimates, about 150 million tons of such oil is in our zone of presence, though the success of foreign oil companies in this field have further boosted our interest. We started with a pilot project that will be run on the basis of Salym Petroleum Development (SPD), our joint venture with Shell. Experts at the R&D Center together with SPD specialists are researching geologic modeling, geo-mechanical properties of the layers, search for so-called “sweet spots” for drilling the first well. This year, we will hone the technology and will be ready to start drilling horizontal multiple-fracture wells. We hope to master this technology and to replicate it in the future. OGE: Most developments of the Center are focused on the fastest returns. Is there an option to engage in theoretical study? Khasanov: I do not believe in the so-called “pure science” in petroleum engineering. Moreover, all projects, especially the new projects are the source of new challenges, intensifier for both technologies and people. I personally witnessed how the young guys changed and opened up from completely new sides when they were given a particular project. A tough project, too – the one that had to be done in a short time, within three weeks rather than three years, for example. Oil technologies cannot be developed without diligent running of the groundwork.

ний в этой области, безусловно, увеличили наш интерес. Мы начали с пилотного проекта, который будет проводиться на базе нашего совместного с Shell предприятия – Salym Petroleum Development (SPD). Специалисты НТЦ, совместно со специалистами SPD (создана рабочая группа), ведут исследования геологического моделирования, геомеханических свойств пластов и заняты поиском так называемых «сладких мест», чтобы пробурить первую скважину. К концу этого года мы отработаем технологию и будем готовы к тому, чтобы начать бурение горизонтальных стволов со множественными ГРП. Надеемся, что сумеем эту технологию освоить и в дальнейшем тиражировать.

НГЕ: Большинство разработок Центра, наверное, ориентированы на то, чтобы эффект от их внедрения наступал как можно скорее. Есть ли возможность заниматься теоретическими исследованиями? Хасанов: Я не верю в так называемую «чистую науку» в нефтяном инжиниринге. Более того, все проекты, особенно новые, – источник новой постановки задач, ускоритель развития как технологий, так и людей. На моих глазах молодые ребята менялись и открывались совершенно с другой стороны, когда начинали заниматься конкретным проектом. Причем проектом, который надо было выполнить в сжатые сроки – не за три года, а за три недели, к примеру. Не выполняя текущую работу, невозможно развивать нефтяные технологии. Oil&GasEURASIA

Russia & CIS Executive Summit Downstream Oil & Gas

Join the Top Executives

Shaping the Industry

of This Key Region 21 - 23 FEBRUARY 2013 MADINAT JUMEIRAH 路 DUBAI

WWW.EUROPETRO.COM I INFO@EUROPETRO.COM I + 359 2 427 22 05

MARKETS

Russia’s Eastern Gas Program First Korea, then the Rest?

Восточная газовая программа России Сначала Корея, а потом все остальные? Ben Priddy

Бен Придди

o shield the Russian gas industry from the Western economic downturn, Gazprom should focus efforts on meeting rising demand in the Asia Pacific region, President Vladimir Putin told industry leaders on October 22 in Moscow. Putin added that a combined rise in North American shale gas production, weakening demand for gas in Europe, and the EU anti-monopoly investigation into Gazprom, could weaken the company’s position as Europe’s main supplier of natural gas. Thus, it should look to the Asia-Pacific region to open a new vector of the Russian gas business, he explained. The energy-hungry markets of China, South Korea, and Japan are in search of new supplies of oil and gas, seeking ways to reduce their domestic energy deficits. China, as the region’s largest market for oil and gas, is the primary target for Russia’s gas diplomacy. But a decadelong dispute over prices and pipeline routes has frustrated the Russo-Chinese gas partnership. How can Moscow overcome the disputes and expand Russian gas sales further into Asian markets? According to a meeting between Russian and South Korean experts the day after Putin’s remarks, the answer should be: first the Korean Peninsula, then the rest.

азпром» должен сконцентрировать усилия на обеспечении растущего спроса на газ в АзиатскоТихоокеанском регионе, чтобы оградить российскую газовую отрасль от последствий экономического спада на Западе, порекомендовал президент Путин руководителям газовой промышленности на встрече, состоявшейся 22 октября в Москве. Путин также добавил, что сочетание таких факторов, как рост добычи сланцевого газа в Северной Америке, снижение спроса на газ в Европе и антимонопольное расследование Европейским Союзом деятельности «Газпрома», может пошатнуть устоявшееся положение компании как основного поставщика природного газа в Европу. По мнению президента, «Газпрому» необходимо обратиться к Азиатско-Тихоокеанскому региону, чтобы открыть новые возможности для российского газового бизнеса. Рынки Китая, Южной Кореи и Японии, испытывающие острую потребность в энергоносителях, ищут новых поставщиков нефти и газа с целью сокращения внутреннего энергетического дефицита. Крупнейший в регионе рынок для нефти и газа, Китай является основным объектом газовой дипломатии России. Однако продолжающийся в течение десятилетия спор о ценах и маршрутах трубопроводов мешает газовому партнерству России и Китая. Как может Москва разрешить разногласия и продвинуть сбыт газа далее на азиатские рынки? На следующий день после того, как российский президент высказал свои замечания, состоялась встреча между российскими и южнокорейскими экспертами. По результатам этой встречи ответ таков: сначала – Корейский полуостров, а затем другие страны.

Gazprom’s Asian Vector The Russian National Energy Security Fund held a forum in Moscow October 23 to discuss the strategic challenges of developing energy ties in the Asia-Pacific region. “Russia is a natural leader in Eurasia and has many [economic and security] interests in East Asia,” Gleb Ivashentsov, former Russian ambassador to South Korea, stated at the forum. “[However,] military and political interests of [regional] governments are growing…and dependence on energy imports [in these countries] might lead to increased competition over access to resources. There is a need for an East Asian partnership that enables cooperation between energy suppliers, transit states, and consumers,” Ivashentsov explained. Moscow, according to officials at the forum, should use the Eastern Gas Program to open an ‘Asian Vector’ for Russia’s gas industry.

«Г

Азиатский вектор «Газпрома» Российский Фонд национальной энергетической безопасности провел 23 октября в Москве форум с целью обсуждения стратегических задач по развитию энергетических связей в Азиатско-Тихоокеанском регионе. «Россия – естественный лидер в Евразии, и у нее много интересов [в отношении экономики и безопасности] в Восточной Азии», – отметил Глеб Ивашенцов, бывший посол России в Южной Корее, в своем выступлении на форуме. «[Однако] усиливаOil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

РЫНКИ

Eastern Gas Program / Восточная газовая программа Sakhalin1-2 Fields Месторождения «Сахалин 1-2»

Sobinsko-Payginskoe Field Собинско-Пайгинское месторождение

Prospects of Sakhalin Shelf Перспективные участки Сахалинского шельфа

Chayandinskoe Field Чаяндинское месторождение

Yurubcheno-Tokhomskoe Field Юрубчено-Тохомское месторождение

Kazakhstan Казахстан

Eastern corridor to PRC Восточный коридор в КНР Kovyktinskoe Field Ковыктинское месторождение Chikanskoe Field Western corridor to PRC Чиканское месторождение Западный коридор в КНР

China Китай Active pipelines Действующие газопроводы Pipeline gas supply Поставки трубопроводного газа

Mongolia / Монголия Pipelines under construction Строящиеся газопроводы

Business, government, and think-tank representatives at the forum agreed that Moscow should focus initial efforts on linking Far Eastern natural gas fields to consumers on the Korean Peninsula, before expanding into other Asian markets. “The Republic of Korea is looking [to attract] new suppliers that would increase the diversification of the country’s natural gas imports,” according to Sergei Pravosudov, director of the Institute of National Energy. South Korea, as the world’s second-largest importer of liquefied natural gas (LNG) after Japan, is almost completely dependent on gas imports to satisfy the country’s domestic demand. According to the U.S. Energy Information Administration (EIA), approximately 80 percent of South Korea’s LNG imports came from Qatar, Malaysia, Oman, and Indonesia in 2009, creating a number of energy security challenges. LNG tankers destined for South Korea must first transit the Strait of Malacca – one of the world’s key energy chokepoints – before entering the South China Sea. A gas partnership with Russia offers an alternative to South Korea’s dependence on LNG imports through this volatile region. For the Russians, opening an “Asian Vector” for the Russian gas industry “…is particularly important given the [current state of] relations with our traditional gas consumers – the European Union,” Pravosudov stated. There is a key additional advantage for Russia to establish energy ties with South Korea before other East Asian countries. The South Koreans are willing to pay European prices for Russian gas, something that Beijing has refused to do because it can get cheaper gas from Central Asian suppliers like Turkmenistan and Kazakhstan. Signing a long-term supply contract at these price levels would bolster Moscow’s position at the negotiating table with the Chinese, according to experts gathered at the Moscow forum. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Large scale gas fields Крупные месторождения газа

China / Китай Gas production centers Центры газодобычи

To Korea and AsianOceanian countries В Корею и страны АТР

Krasnoyarsk Красноярский

Irkutsk Иркутский

South-Yakut Южноякутский

Sakhalin Сахалинский

ются военные и политические интересы [региональных] правительств…и зависимость от импорта энергоресурсов [в этих странах] может привести к усилению конкуренции по доступу к ресурсам. Существует необходимость создания Восточно-Азиатского партнерства, которое обеспечит сотрудничество между поставщиками энергоносителей, государствами транзита и потребителями», – указал Ивашенцов. По мнению официальных лиц, высказанному на форуме, Москва должна использовать Восточную газовую программу для открытия «Азиатского вектора» российской газовой промышленности. На форуме представители бизнес-кругов, правительства и так называемых «мозговых центров» пришли к единому мнению: Москве необходимо сконцентрировать усилия на том, чтобы связать дальневосточные месторождения природного газа с потребителями на Корейском полуострове, прежде чем продвигаться дальше на другие азиатские рынки. По словам Сергея Правосудова, директора Института национальной энергетики: «Республика Корея ищет новых поставщиков, которые обеспечат диверсификацию импорта природного газа в страну». Южная Корея – второй крупнейший в мире импортер сжиженного природного газа (СПГ) после Японии – почти полностью зависит от импорта газа для удовлетворения внутренних потребностей. Согласно данным Управления по информации в области энергетики США, в 2009 году примерно 80% импорта СПГ в Южную Корею поступало из Катара, Малайзии, Омана и Индонезии, что создавало ряд угроз для энергетической безопасности страны. Танкеры для перевозки СПГ, направляющиеся в Южную Корею, прежде чем попасть в Южно-Китайское море, должны пройти Малаккский пролив – один из основных, очень загруженных проливов для доставки энергоносителей в мире. Партнерство с Россией по поставкам газа предлагает альтернативу Южной Корее, позволяя облегчить зависи-

MARKETS

#11 November 2012

As early as 2008, South Korea’s мость от импорта СПГ через эти неустойKOGAS energy company signed a East Asia Gas Imports in 2010 чивые регионы. Как указал Правосудов, для memorandum of understanding Объем импорта СПГ Российской газовой промышленности открыwith Gazprom to import gas via LNG в Восточную Азию в 2010 тие «Азиатского вектора» «…особенно важно, or pipeline as early as 2015. The proпринимая во внимание [существующие] взаTcf / трлн кубофутов posed Trans-Korean pipeline would имоотношения с нашими традиционными stretch from Vladivostok through потребителями газа – странами Евросоюза». the entire Korean Peninsula and Есть еще один ключевой фактор в пользу 6.28 tcf become South Korea’s first interустановления Россией энергетических связей 0.97 tcf national natural gas pipeline. But с Южной Кореей прежде, чем с остальными there are a number of challenges to странами Восточной Азии. В Южной Корее this project. готовы платить за российский газ европейMoscow must decide which ские цены, что Пекин отказывается делать, LNG / СПГ supply route would most favor the так как может приобретать более дешевый газ Pipeline gas / Трубопроводный газ Russian gas industry. As an alterу центральноазиатских поставщиков, таких native to the Trans-Korean pipe- *Japan, South Korea, Taiwan, China, India, Thailand, как Туркменистан и Казахстан. Подписание line, developing LNG terminals at Malaysia and Singapore долгосрочных контрактов на поставку газа *Япония, Южная Корея, Тайвань, Китай, Индия, Sakhalin would give Gazprom the Таиланд, Малайзия и Сингапур с такими уровнями цен укрепит позицию flexibility to supply gas to any numМосквы в переговорах с китайцами, считают ber of Asian or global customers, not just South Korea. эксперты, собравшиеся на форум в Москве. However, according to Sergei Pravosudov, the Trans-Korean Еще в 2008 году южнокорейская энергетическая комpipeline is the cheaper option. Building this pipeline would пания KOGAS подписала меморандум взаимопонимания make it possible to sign long-term supply contracts with с «Газпромом» об импорте газа доставкой СПГ или с both North and South Korean customers, Pravosudov использованием трубопроводного транспорта, начиная explained. “This would be beneficial to the end-user, Korea, с 2015 года. Предлагаемый транскорейский трубопровод who is trying to ease dependence on LNG and diversify the проходил бы от Владивостока через весь Корейский полуdirection and means of gas imports. It [would also] benefit остров – включая территорию Северной Кореи – и стал бы the supplier, who is looking for a more profitable means for первым южнокорейским международным трубопроводом delivering gas to a long-term consumer,” Pravosudov said. природного газа. Однако существует ряд проблем, связанBut is North Korea a reliable transit partner? ных с этим проектом. Во-первых, Москва должна определить, какой маршрут поставок наиболее подходит российской газовой проAs early as 2008, South Korea’s KOGAS energy мышленности. Альтернативный вариант транскорейскоcompany signed a memorandum of understanding му трубопроводу – развитие терминалов СПГ на Сахалине – позволит «Газпрому» поставлять газ любому числу азиатwith Gazprom to import gas via LNG or pipeline ских или мировых потребителей, не только Южной Корее. starting in 2015. Однако, по мнению Сергея Правосудова, транскорейский трубопровод – это более дешевый вариант. Строительство Еще в 2008 году южнокорейская энергетическая этого трубопровода позволит подписать контракты на компания KOGAS подписала меморандум взаимопонимания с «Газпромом» об импорте газа достав- долгосрочные поставки с клиентами в Северной и Южной Корее, указал Правосудов. «Это было бы полезным для кой СПГ или с использованием трубопроводного конечного потребителя, Кореи, которая пытается ослабить транспорта, начиная с 2015 года. зависимость от СПГ и диверсифицировать направления и средства импорта газа. Это [также] поможет поставщику, который ищет более выгодные способы доставки газа долговременным потребителям», – сказал Правосудов. “Peace Pipeline” or Pipe Dreams? Considering Moscow’s recent problems with troublesome transit states Ukraine and Belarus, it seems «Мирный трубопровод» или мечты о трубе? unwise to trust a secretive and unpredictable North Можно ли считать Северную Корею надежным транKorean government to keep the gas flowing to it’s зитным партнером? Принимая во внимание недавние southern neighbor. What would prevent Pyongyang, for проблемы Москвы с ненадежными транзитными государexample, from shutting off gas supplies to Seoul during a ствами Украиной и Беларусью, представляется неразуpolitical dispute? Russian and Korean proponents of the мным доверять закрытому и непредсказуемому руководproject stressed the positive aspects of the pipeline at the ству Северной Кореи. Что помешает Пхеньяну, например, Moscow forum. перекрыть поставки газа в Сеул при политических спорах? The proposed Trans-Korean pipeline could, for exam- Российские и корейские поборники проекта на форуме в ple, become a “peace pipeline” that would lead to increased Москве подчеркивали положительные аспекты трубопроregional security by integrating the two Koreas. “The con- вода. struction of a gas pipeline…could become the locomoТак, предлагаемый транскорейский трубопровод мог tive for [Korean] integration,” according to Pravosudov. Li бы стать «мирным трубопроводом», который бы способYu-Jin, former director of KPMG in Russia, explained that ствовал повышению региональной безопасности, объедиthe Trans-Korean pipeline would have four positive long- няя две Кореи. Как отметил Правосудов: «Строительство term effects: “It could lead to constructive cooperation with газопровода…может стать локомотивом [корейской] интеNorth Korea to increase stability on the Korean peninsula; грации». Ли Ю-Дзинь, бывший директор KPMG в России,

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

bring North Korea into the international community; increase potential for investment in the wider Asia-Pacific region; and strengthen Russia’s position at the negotiating table with China over future gas supply contracts.” Other participants at the forum disagreed. “At present, the [Trans-Korean pipeline] project faces very serious political risks, specifically with North Korea as a partner. The North Korean regime is unpredictable and economic cooperation between the North and South Korean governments won’t trump the political differences associated with both governments,” Stanislav Mitrakhovich, Leading Expert at the National Energy Security Fund, told OGE.

РЫНКИ

указал, что транскорейский трубопровод может принести четыре долговременных положительных эффекта: «Он может привести к конструктивному сотрудничеству с Северной Кореей по усилению стабильTcf / трлн кубофутов Bcf / млрд кубофутов ности на Корейском полуострове; ввести Северную Корею в международное сообщество; повысить потенциал инвестиро3.3 tcf вания в Азиатско-Тихоокеанском регионе в более широком масштабе; и, наконец, 1.6 tcf усилить позиции России в переговорах с 429 bcf Китаем по будущим контрактам на постав452 bcf 526 bcf ки газа». Другие участники форума не соглаJapan / Япония сились с этой позицией. Как сказал South Korea / Южная Корея Станислав Митрахович, ведущий специTaiwan / Тайвань алист Национального фонда энергетичеChina / Китай ской безопасности корреспонденту НГЕ: India / Индия «В настоящее время проект [транскорейского нефтепровода] сталкивается с очень серьезными политическими рисками, в частности, с таким партнером, как Северная Корея. Северокорейский режим непредсказуем, и экономическое сотрудничество Green Light for Eastern Gas Program Regardless of the political risks involved with the между правительствами Северной и Южной Кореи не Russo-Korean gas partnership, Moscow is moving forward перевесит политические расхождения между двумя праwith it’s flagship Eastern Gas Program. On October 29, вительствами». Vladimir Putin and Gazprom’s Alexei Miller announced plans to connect the giant Chayanda and Kovykta oil and «Зеленый свет» для Восточной газовой gas condensate fields with a dual east-west 3,200-kilome- программы ter pipeline system in the Far East by 2017. The western branch of the system will connect to the United Gas Supply Независимо от политических рисков, связанных с российско-корейским газовым сотрудничеством, Москва двигается вперед в реализации крупнейшей Восточной The proposed Trans-Korean pipeline could, for газовой программы. 29 октября Владимир Путин и рукоexample, become a “peace pipeline” that would lead водитель «Газпрома» Алексей Миллер сообщили о планах to increased regional security by integrating the two по подключению гигантских нефтегазоконденсатных Koreas. месторождений Чаянда и Ковыкта к двойному трубопроводу широтного направления длиной 3 200 км на Предлагаемый транскорейский трубопровод мог Дальнем Востоке к 2017 году. Западная ветка этой трубобы стать «мирным трубопроводом», который бы проводной системы будет подключена к Единой системе способствовал повышению региональной безопас- газоснабжения у Томска для обеспечения газом внутреннего рынка. Вторая ветка будет проходить на восности, объединяя две Кореи. ток, до Хабаровска и Владивостока, где Путин призвал к созданию нового центра экспорта энергоносителей в System at Tomsk and supply the domestic market with gas. Азиатско-Тихоокеанский регион. «В ближайшем будущем мы сможем создать мощноThe second branch will transit east to Khabarovsk and Vladivostok, where Putin called for the creation of a new сти экспорта газа [на Дальнем Востоке], которые смогут конкурировать с экспортом газа в Европу, возможно, energy export center to the Asia-Pacific region. “In the immediate future we can create a gas export даже превосходить их [по количеству газа, который capacity [in the Far East] that rivals gas exports to Europe, Россия в настоящее время поставляет на свой крупнейperhaps even surpassing [the amount of gas Russia cur- ший рынок]», – заявил Миллер. Миллер также сообщил, rently exports to it’s largest market],” Miller stated. Miller что новый терминал СПГ на Сахалине войдет в строй к also announced that a new LNG terminal at Sakhalin 2018 году, что расширит возможности России по эксwill come online by 2018, increasing Russia’s LNG export порту СПГ на региональные и мировые рынки. Но будет capacity to regional and global markets. But is that soon ли это достаточно быстро для российского газового бизнеса? В заключительном выступлении на форуме enough for Russia’s gas business? In closing remarks at the National Energy Security российского Фонда национальной энергетической безFund’s forum in Moscow, Oleg Nikiforov of Nezavisimaya опасности в Москве, представитель «Независимой газеGazeta voiced concern over the slow pace of Russian ты» Олег Никифоров выразил обеспокоенность медexpansion into East Asian energy markets. “Time is ленным продвижением России на восточноазиатские short. By 2016, the United States will have the capacity энергетические рынки. «Время идет быстро. К 2016 году [to supply the region] with LNG, if they desire to do so,” США, если захотят, смогут поставлять СПГ в регион», – сказал Никифоров. Nikiforov said.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

East Asia LNG Importers (2010) Восточно-Азиатские импортеры СПГ (2010)

REFINERY MODERNIZATION

NIS Considers Heavy Residue Processing Technologies NIS выбирает технологии переработки тяжелых остатков Alexei Rodikov, Chief Technologist, Technological Sector of Refining Department, NIS Алексей Родиков, главный технолог, Технологический сектор блока «Переработка» НИС

IS Refineeries finished a hydrocracking unit reconstruction at its Pachevo refinery in November. Integrating the unit into RNP refinery operations will boost the quality of motor fuels and raise production figures for the refinery, in praticular the yield of light oil products, depth of oil processing, the Nelson Index, etc. This will enable NIS Refineries to successfully compete on the Europian oil products market, including the Balkans market, which already operates on Euro-5 quality standarts. Generally speaking, refinery modernization targets two goals: 1. Raising asset quality to match regional standarts and satisfy the latest safety, environmental, and product quality requirements. 2. Executing NIS’ strategy of increasing the company’s operations in alternative markets, expanding it’s product range, and lowering production costs. Current modernization projects at RNP refinery will lead to greater efficiency and adaptability to existing and planned new regional regulations. But time constraints require refinery managers to draft long-term modernization plans before even completing current modernization projects. They must scrupulously study ongoing changer in foreing markets and regional politics in order to accurately assers the company’s needs. Managers make strategic and tactical decisions on the company’s development, modernization, restructuring, etc., with due consideration of fluctuating demand for oil products, ever-tighter environmental regulations and constantly growing competition.

ноябре завершилось строительство комплекса гидрокрекинга на НПЗ в Панчево. Интеграция данного комплекса в существующую структуру РНП позволит значительно повысить качество выпускаемых моторных топлив, а также улучшит производственные показатели завода и НИС в целом. В частности – повысить значение выхода светлых нефтепродуктов, показателя глубины переработки, индекс Нельсона и др. В целом, это позволит компании НИС успешно конкурировать на рынке нефтепродуктов Европы, включая балканский регион, где уже несколько лет действуют стандарты Евро-5 по качеству нефтепродуктов. Все модернизации, планируемые или проводимые компаниями на собственных активах (в нашем случае это заводы НИС), в конечном итоге преследуют две цели: 1. Довести собственные активы до существующих или планируемых к внедрению в данном регионе норм с тем, чтобы соответствовать современным требованиям безопасности, защиты окружающей среды, требованиям к качеству потребляемых продуктов. 2. Реализовать собственную экономическую стратегию, которая может включать необходимость выхода на альтернативные рынки продаж, расширение существующего ассортимента продукции, снижения себестоимости продукции и т.п. В рамках выполняемых в настоящее время мероприятий по модернизации завода РНП, компания НИС полностью реализует как первую, так и вторую цель для нормального и эффективного функционирования собственного бизнеса в условиях существующих и планируемых в данном регионе нормативов. Но мир не стоит на месте. Заканчивая одну модернизацию, менеджерам необходимо сразу же приниматься за планирование другой, строя долгосрочные планы, а также внимательно изучая изменения внешней экономической и политической среды региона. Таким образом, следуя постоянно изменяющимся тенденциям в потребности в нефтепродуктах, постоянно повышающимся требованиям к их качеству, все более ужесточающимся требованиям к экологическим характеристикам, постоянно нарастающей конкурентной среды менеджмент компании вынужден принимать решения по направлению и способам дальнейшего развития, модернизации, реорганизации и т.д. Одним из способов оставаться «на плаву» и быть постоянно на современном техническом уровне, удовлетворяя всем современным требованиям является постоянный процесс отслеживания, анализ и поиск способов адаптации на собственной площадке различных разработок в области новых технологий получения нефтепродуктов высокого качества. И приоритет, в настоящее время, отдается технологиям, которые позволяют с наименьшими затратами добиться существенных результатов, по возможности, с минимальным временем возврата инвестиций. Если вернуться к технологической площадке НИС, то не секрет, что сейчас компания находится в фазе активного поиска, анализа и технико-экономического обоснования альтернативных технологий, которые позволят в перспективе, частично или полностью, снизить производство низкомаржинальной продукции – в основном топливного мазута S, и параллельно повысить производство высокомаржинальной – TNG, автобензинов, керосина, дизельного топлива. В целом, данное направление можно обозначить как поиск и адаптация процессов по переработке тяжелых остатков.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

В мире сейчас представлено достаточно много разThe company’s constant monitoring, assessment and evaluation of new developments in the field enable it to работок в области конверсионных гидрогенизационных keep up with technological requirements. NIS Refineries процессов, которые позволяют решить текущие и перспекcurrently favors low-cost technologies that provide sub- тивные задачи переработки тяжелых остатков. Современные технологии переработки тяжелых остатstantial results with a short payback period. NIS is actively searching for and analyzing the eco- ков можно классифицировать по двум основным направnomic and technical benefits of implementing alternative лениям – конверсионные процессы и альтернативные technologies that will decrease production of low-margin процессы: конверсионные (с гидрогенизацией и без); products – like fuel oil 5 – and boost the output of high- ● термокаталитические – такие процессы как LC-Fining, margin products – TNG, gasoline, kerosene and diesel fuel ● H-Oil, изотерминг, юнифлекс и др.; – over the long term. In general, the company is searching ● термические – производство кокса УЗК, сольвентная for ways to adapt to heavy residue treatment processes. деасфальтизация, висбрекинг и др.; There are many products developed all over the world альтернативные: for hydrogenation processes; such products help solve cur- ● – установки газификации кокса (флексикокинг) с rent and long-term challenges of heavy residue processing. получением пара и электроэнергии; Modern heavy residue processing technologies can be – установки газификации с выработкой пара и элекclassified into two main areas – conversion processes and троэнергии; alternative processes: – с получением синтез газа и тяжелых остатков. ● Conversion (with and without hydrogenation); ● Thermocatalytic – such processes as LC-Fining, H-Oil, Термокаталитические технологии (гидрокрекинг в среде высокого давления и т.п.) предназначены в первую очередь Izoterming, Yunifleks, etc.; ● Thermal – DCU coke production, solvent deasphaltiz- для конвертирования тяжелых низкоценных нефтепродуктов в более ценные – светлые нефтепродукты, обычно конвертиing, visbreaking, etc.; руется от 30 до 90% (в зависимости от параметров процесса) ● Alternative: – coke gasification units (Flexicoking), with steam тяжелого сырья с получением TNG, бензиновой, керосиновой и дизельной фракции с низким содержанием серы. and electricity output; – gasification units with steam and electricity gen- Достоинства данных процессов: eration; ● снижение количества «тяжелых» нефтепродуктов с – with syngas and heavy residue production. увеличением выработки светлых нефтепродуктов, Thermocatalytic technology (high-pressure hydrocrack- ● очистка вырабатываемых компонентов от серы и ing, etc.) is used mainly for conversion of low-value heavy непредельных УВ – соответствие нормам по качеству. oil cut into more valuable light oil products; the conver- Недостаток данных процессов: sion rate is usually 30 percent to 90 percent of the heavy ● высокая энергоемкость; stock depending on process parameters, while the output ● необходимость использования сложной каталитической includes TNG, gasoline, kerosene and diesel fractions with системы (периодическая покупка катализатора, необходиlow sulfur content. мость остановов для регенерации или ● NIS plans to choose heavy замены, сложность ведения тех. процесAdvantages: са); ● reduction of heavy oil prod- residue processing method by ● уникальность технологического ucts margin, higher yield of light the end of 2012. ● В НИС планируют оборудования (индивидуальный заказ – oil products; высокая стоимость); ● distillation of the produced определиться с выбором ● необходимость наличия дополниcomponents (removal of sulfur способа переработки тельной инфраструктуры (установка по and non-saturated hydrocar- тяжелых остатков до конца производству водорода, снабжение азоbons) – compliance with quality 2012 года. том); standards. ● неполная конверсия тяжелого Disadvantages: сырья – наличие тяжелого остатка. ● energy-intensive; Термические технологии (физиче● requires a complex catalyst ские процессы) также предназначены system (periodic acquisition of в первую очередь для конвертироваcatalyst material, shutdown for ния тяжелых низкоценных нефтеregeneration or replacement, продуктов в более ценные – светлые the complexity of the producнефтепродукты, обычно конвертируtion process); ется от 10 до 50% тяжелого сырья с ● unique technological получением СУГ, бензиновой, дизельequipment (individual order – ной фракции. high cost); ● the need for additional Достоинства данных процессов: infrastructure (hydrogen pro● снижение количества тяжелых duction unit, nitrogen supply нефтепродуктов с увеличением выраline); ботки светлых нефтепродуктов; ● incomplete conversion of ● возможность снижения вязкости heavy crude – presence of heavy тяжелого остатка (висбрекинг), либо residue; получение альтернативного нефтепродукта (кокс). Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

REFINERY MODERNIZATION

Thermocatalytic technology (physical processes) is used mainly for conversion of low-value heavy oil into more valuable light oil products. The conversion rate is usually 10 to 50 percent of the heavy stock; the output includes LPG, gasoline and diesel fractions. Advantages: ● reduction of heavy oil products margin, higher yield of light oil products; ● potential to reduce viscosity of the heavy residue (visbreaking), or production of alternative oil product (coke). Disadvantages: incomplete conversion of heavy crude – presence of heavy residue; the product does not meet standards – further processing is required due to the high content of sulfur, olefins and heavy metals. Alternative technologies (gasification, etc.) are used for burning low-value heavy oil products in special conditions to produce CO and hydrocarbon gas (used for steam and electricity generation). There are gasification technologies that produce syngas, which can then be used to convert liquid hydrocarbons. Advantages: ● possibility of eliminating heavy oil products yield; ● extra products such as steam, electricity, or extra conversion of light oil products’ components through syngas conversion. Disadvantages: ● energy-intensive; ● the need for additional infrastructure (nitrogenoxygen plant, additional water coolant loops, etc.); ● unique process equipment; ● higher CO emissions to the atmosphere – solutions on utilization of greenhouse gases are required. To select the optimum technology and process flow (process chain) for prospective refining, clear economic strategy is a must; the company has this tool and uses it to achieve the required goals. We use our economic strategy to evaluate every potential scenario, or alternative outcomes, of project implementation (usually this is expressed in predictions of increased range and volume of oil products, reaching certain quality requirements, following tighter economic and environmental standards, etc.). The advantages and disadvantages of each scenario must be considered when finding solutions and keeping with the company’s goals of risk minimization, costcutting and fast investment retums. Thus, the given examples of a range of new technologies form a toolkit for the implementation of certain production scenarios. Each one helps in achieving, to a point, the goals of reducing the low-value heavy oil products that fall outside of modern quality requirements. Usually, economic model simulations that take into account different technologies or sets of technologies help determine the optimal solution to achieve our goals. Simulations results are then analyzed and a decision is made using the most preferred scenario in line with the company’s goals, strategies and capabilities.

#11 November 2012

Недостаток данных процессов: ● неполная конверсия тяжелого сырья – наличие тяжелого остатка; ● вырабатываемая продукция не соответствует нормам – требует дальнейшей переработки из-за высокого содержания серы и олефинов, тяжелых металлов. Альтернативные технологии (газификация и т.п.) предназначены для сжигания тяжелых низкоценных нефтепродуктов в особых условиях с получением СО и УВ газа, который далее можно использовать для выработки пара и электроэнергии. Существуют технологии газификации с получение синтез-газа, который далее можно использовать для конвертации жидких УВ. Достоинства данных процессов: возможность полного устранения выработки тяжелых нефтепродуктов; получение дополнительной продукции в виде пара, электроэнергии либо дополнительная конверсия компонентов светлых нефтепродуктов через конверсию синтезгаза. Недостаток данных процессов: высокая энергоемкость; необходимость наличия дополнительной инфраструктуры (азотно-кислородная станция, дополнительные контуры водяного охлаждения и т.п.); уникальность технологического оборудования; увеличение выбросов СО в атмосферу – необходимость принятия решений по утилизации парниковых газов. Для выбора оптимальной технологии и технологической схемы (технологической цепочки) перспективной переработки необходимо наличие четкой экономической стратегии, которой следует компания для достижения своих целей. Относительно этой стратегии определяется сценарий, или ряд альтернативных сценариев, позволяющих обеспечить реализацию выбранной стратегии (обычно это выражается в прогнозе по увеличению количества и расширению ассортимента вырабатываемых нефтепродуктов, выход на определенные требования по качеству, следование ужесточаемым экономическим и экологическим нормам и т.п.). Каждый из сценариев может иметь свои достоинства и недостатки, которые необходимо учитывать при выборе и направлять принятие решений в русло минимизации рисков, собственных затрат и быстрого возврата инвестиций. Таким образом, пример ряда новых технологий представленных в данной статье – это инструментарий для реализации определенных производственных сценариев. Каждый из процессов позволяет в разной степени достичь цели по снижению производства тяжелых, низкостоимостных нефтепродуктов, не соответствующих современным требованиям по качеству. Для выбора оптимальной технологии, для реализации своих целей обычно проводят моделирование с рассмотрением различных экономических сценариев и использованием вариантов различных технологий или комплекса технологий. Затем, по результатам моделирования производится анализ и принятие решения о наиболее предпочтительном варианте развития событий, исходя из целей, стратегии и возможностей компании.

Oil&GasEURASIA

ПОДГОТОВКА ГАЗА

Effective Flow Diagram of a Gas Treatment Unit Proposed Due to Increased Requirements to Product Quality

Эффективная технологическая схема секции подготовки газа при повышении требований к качеству товарной продукции Alexei Vakulin, Ingenix Group

Алексей Вакулин, Ingenix Group

uring preparation of the preliminary design solution for bringing a number of fields into development, an operating company with Russian participation (the project is in a non-CIS country) faced the problem of selecting an effective flowsheet of hydrocarbon mixture treatment (hereinafter – HCM).

ри подготовке предварительного проектного решения для ввода ряда месторождений в разработку операционная компания c российским участием (проект – в дальнем зарубежье) столкнулась с дилеммой выбора эффективной схемы подготовки углеводородной смеси (далее – УВС).

● Table 1 ● Табл. 1

No № п/п

Parameter / Показатель

Value / Значение

Composition / Состав

СО2, mole percent, maximum / СО2, % молн., не более

2.0 / 2,0

H2S, mg/Cm3, maximum / H2S, мг/ст. м3, не более

1.8 / 1,8

H2S+COS, mg/Cm3, maximum / H2S+COS, мг/ст. м3, не более

4.5 / 4,5

Total sulfur, mg/Cm3, maximum / Общая сера, мг/ст. м3, не более

Sour sulfur,

mg/Cm3,

maximum / Меркаптановая сера, мг/ст.

м3,

не более

6.0 / 6,0

Oxygen, mole percent, maximum / Кислород, % молн., не более

0.01 / 0,01

Water, ppm, maximum / Вода, ppm, не более

Gross calorific value, kcal/Cm3 / Высшая теплота сгорания, ккал/ст. м3

minimum 9 100, maximum 9 500 / не менее 9 100, не более 9 500

Water dew point, С, maximum / Точка росы по воде, °С, не выше

minus 7 (at transport pressure) / минус 7 (при давлении транспорта)

Hydrocarbon dew point, С, maximum / Точка росы по углеводородам, °С, не выше

minus 2 (from 1 to 70 bar) / минус 2 (от 1 до 70 бар)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2012

GAS TREATMENT

The operating company turned to the Ingenix Group experts for help in solving this problem. The peculiarity of the problem is that the tough requirements of state agencies in the host country on the physical properties of the products differ significantly from the Gazprom standards (Table 1). Crude hydrocarbon gas is characterized by the absence of hydrogen sulfide and mercaptans, low content of СО2, and the content of С5+ does not exceed 1 mole percent. Hydrocarbon dew-point temperature (HDPT), as a rule, is of decisive significance for the gas treatment flow diagram: it determines the stripping temperature. The water dew-point temperature

● Fig. 1 ● Рис. 1 Propane cooling plant Пропановая холодильная установка

Adsorption dehydration assembly / Блок адсорбционной осушки

Операционная компания обратилась за помощью в решении этого вопроса к экспертам Ingenix Group. Особенность задачи заключалась в том, что жесткие требования государственных органов страны пребывания к физическим показателям продукции значительно отличаются от стандартов ОАО «Газпром» (Табл. 1). Сырой углеводородный газ характеризуется отсутствием сероводорода и меркаптанов, невысоким содержанием СО2, содержание углеводородов С5+ не превышает 1% мольной доли. Температура точки росы по углеводородам (ТТРУВ), как правило, имеет определяющее значение на схему подготовки газа: определяет температуру отбензинивания. Температуру точки росы по воде следует принимать мини-

Legend Условные обозначения – Temperature, C / температура °C – Pressure, MPag / давление, МПа (изб) – Fuel gas / топливный газ – Flare / факел – Light-end product drain / дренаж легких нефтепродуктов – Gas-turbine engine / газотурбинный двигатель – Electric drive / электропривод

Tank gas Товарный газ

Hydrocarbon condensate – to the condensate stabilization section Углеводородный конденсат – в секцию стабилизации кондесата Crude gas Сырой газ

Hydrocarbon condensate – to the condensate stabilization section Углеводородный конденсат – в секцию стабилизации кондесата

D-101/1,2 – inlet separator of the gas treatment section; D-102/1,2 – separator of the adsorption dehydration assembly; D-301 – primary separator of the stripping assembly; D-302 – I stage low-temperature separator; D-303 – II stage low-temperature separator; D-304 – III stage low-temperature separator; D-305 – separator at the tank gas compressor; Е-301/1 – “gas-gas” heat exchanger; Е-301/2 – “gas-condensate” heat exchanger; ЕА-301 – tank gas cooler; С-301 – tank gas compressor. D-101/1,2 – входной сепаратор секции подготовки газа; D-102/1,2 – сепаратор блока адсорбционной осушки; D-301 – предварительный сепаратор блока отбензинивания; D-302 – низкотемпературный сепаратор I-й ступени; D-303 – низкотемпературный сепаратор II-й ступени; D-304 – низкотемпературный сепаратор III-й ступени; D-305 – сепаратор на приеме компрессора товарного газа; Е-301/1 – теплообменник «газ-газ»; Е-301/2 – теплообменник «газ-конденсат»; ЕА-301 – холодильник товарного газа; С-301 – компрессор товарного газа.

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

should be accepted at a minimum of 5 C below that required for low-temperature processing. In this case, there is a rather tough requirement for the gross calorific value (GCV) of the tank gas (GCV should be minimum 9,100 kcal/Cm³ and maximum 9,500 kcal/Cm³). Crude field gas is characterized by the maximum HDPT equal to 3 С at a pressure ≈ 4.8 MPa and the GCV equal to 10,340 kcal/Cm³. Assurance of the gas gross calorific value not exceeding 9,500 kcal/Cm³ will require high capital and operating costs. Usually the lower calorific value is used for engineering and thermotechnical calculations. At the same time, we can suppose that limitation of the gross calorific value can be related to the idea of limiting the content of С 3+ hydrocarbons when it is used as a fuel. As natural gas in Europe (major consumer of gas from this region) is used as fuel, this supposition seems to be most realistic. The contractor developed the process flow diagram (Fig. 1). To ensure the requirement for GCV, it is necessary to cool the dry gas to a temperature not exceeding minus 53 С. To reach this low temperature, it is possible to apply the proposed flow diagram or use an ethane (ethylene) cooling cycle with a cooling isotherm not exceeding minus 55 С. To receive gas with a GCV not higher than 9,500 kcal/Cm³, it is necessary to limit the pressure in the stripping assembly to a value not exceeding 4.5 MPa, as higher pressure and a stripping temperature below minus 50 С will facilitate methane condensation, which will result in reduction of tank gas yield and an increase of fuel gas yield. To ensure proper operation of the stripping assembly, it is necessary to use an assembly of crude gas adsorption dehydration, as the water dew-point temperature should be 5 C lower than the minimum temperature in the low-temperature processing. As the temperature of minus 53 С is achieved in the III stage low-temperature separator, the water dew-point temperature should be not higher than minus 58 С, which could be reliably ensured by application of synthetic zeolites. The semicontinuous process of adsorption gas dehydration will require a complex and expensive control system for the adsorption/desorption process. For gas treatment for a GCV not exceeding 9,500 kcal/Cm³, a special equipment version is necessary: application of cold-resistant steel (with the temperature limit down to minus 70 С) instead of climatically acceptable carbon steels. The study performed by the Ingenix Group specialists enabled them to make the following conclusions: ● The proposed technology enables treatment of hydrocarbon gas, gas condensate and oil to the requirements of the technical specification. ● Gas treatment as per the specification is possible, but will require increased capital costs. The unit cost will increase by 50 percent compared to the unit used for gas treatment according to Gazprom standards.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПОДГОТОВКА ГАЗА

мум на 5 °C ниже требуемой в процессе низкотемпературной переработки. В данном случае имеется достаточно жесткое требование по высшей теплоте сгорания (ВТС) товарного газа (ВТС не менее 9 100 ккал/ст.м³ и не более 9 500 ккал/ст.м³). Сырой газ месторождений характеризуется максимальной ТТРУВ = 3 °С при давлении ≈ 4,8 МПа и ВТС = 10 340 ккал/ст.м³. Обеспечение высшей теплоты сгорания газа не более 9 500 ккал/ст.м³ потребует больших капитальных и эксплуатационных затрат. Обычно для технологических и теплотехнических расчетов используется низшая теплота сгорания. Вместе с тем, можно предположить, что ограничение высшей теплоты сгорания может быть связано с желанием ограничить содержание углеводородов С3+ в газе при использовании его в качестве топлива. Учитывая, что природный газ в Европе (основной потребитель газа из данного региона) используется в качестве топлива, это предположение представляется более вероятным. Исполнителем была разработана технологическая схема (рис. 1). Для обеспечения требования по ВТС необходимо охладить осушенный газ до температуры не выше минус 53 °С. Для достижения столь низких температур можно применить предложенную схему или использовать этановый (этиленовый) холодильный цикл с изотермой охлаждения не выше минус 55 °С. При получении газа с ВТС не более 9 500 ккал/ст.м³, необходимо ограничивать давление в блоке отбензинивания не выше 4,5 МПа, так как повышенное давление и температура отбензинивания ниже минус 50 °С будет способствовать конденсации метана, что приведет к снижению выхода товарного газа и увеличению выхода топливного газа. Для обеспечения нормальной работы блока отбензинивания необходимо применение блока адсорбционной осушки сырого газа, так как температура точки росы по воде должна быть на 5 °C ниже минимальной температуры в процессе низкотемпературной переработки. Поскольку в низкотемпературном сепараторе III-й ступени достигается температура минус 53 °С, температура точки росы по воде должна быть не выше минус 58 °С, что гарантированно можно обеспечить применением синтетических цеолитов. Полунепрерывный процесс адсорбционной осушки газа потребует применения сложной и дорогостоящей системы управления процессом адсорбции/десорбции. При подготовке газа до ВТС не более 9 500 ккал/ст.м³, необходимо специальное исполнение оборудования: применение хладостойких сталей (с температурным пределом применения до минус 70 °С) вместо возможных по климатическим условиям углеродистых сталей. Проведённая специалистами Ingenix Group работа позволила сделать следующие выводы: ● Предложенная технология позволяет подготовить углеводородный газ, конденсат и нефть до требований, предъявляемых спецификацией. ● Подготовка газа согласно спецификации возможна, но это потребует увеличения капитальных затрат. Стоимость установки вырастает на 50% по сравнению с установкой, обеспечивающей подготовку продукции согласно стандартам ОАО «Газпром».

WELL STIMULATION

Stress Сontrol as a Method for a Perfect Well Construction

Управление напряженным состоянием – способ строительства идеальной скважины Vladimir Karev, Yury Kovalenko Institute of Problems in Mechanics of the Russian Academy of Science

Владимир Карев, Юрий Коваленко Институт проблем механики Российской академии наук

heoretical and experiроведенные в Институте mental research perпроблем механики РАН formed at the Institute of теоретические и экспериProblems in Mechanics of the ментальные исследования показаRussian Academy of Science ли, что ключом к решению широ(RAS) showed that the key to кого класса проблем, связанных с solving a wide range of problems бурением и эксплуатацией нефтяrelated to drilling and operation ных и газовых скважин, является of oil and gas wells is a geo-meгеомеханический подход, в осноchanical approach to determine ве которого лежит определение ● Head of geomechanics the stresses of the formation and ● Deputy Director возникающих в пласте напряlaboratory, Doctor of Physics жений и анализ их влияния на their effects on the deformation of Institute, Doctor of and Mathematics Yury and destruction of rock. деформирование и разрушение Engineering Vladimir Karev. Kovalenko. At the end of the last cen- ● Заместитель директора горных пород. ● Заведующий tury, based on the analysis of Института, доктор Еще в конце прошлого века лабораторией геомеханики, академик С.А. Христианович на the blowout at well 37 at the технических наук доктор физикоTengiz field, academician S.A. Владимир Карев. основе анализа аварийного фонматематических наук Khristianovich advanced an idea танирования скв. 37 на Тенгизском Юрий Коваленко. that geological stresses formed месторождении высказал мысль, in oil reservoirs play a decisive что возникающие в нефтяных role on their filtration characteristics and, consequently, on пластах напряжения оказывают определяющее влияние на well production rate. их фильтрационные характеристики и, как следствие, на Until recently it was impossible to calculate how stress- дебит скважин. es affect permeability of a particular rock. A unique experiОтвет на вопрос, как влияют напряжения на прониmental station created at the RAS Institute of Problems in цаемость конкретной породы, нельзя получить расчетным Mechanics (test system for independent triaxial compres- путем. Возможность изучения этой зависимости предоsion – TSITC) now makes it possible to study this relation- ставляет уникальная экспериментальная установка, созданship. ная в Институте проблем механики РАН – испытательная TSITC is a unique research facility which makes система трехосного независимого нагружения ИСТНН. it possible using cubic rock samples with edges 40 or ИСТНН представляет собой уникальный исследова50 mm long to reconstruct any тельский комплекс, позволяюstress conditions formed during щий на образцах породы кубичеwell drilling and operation and to ской формы с гранью 40 или 50 study their effect on deformation мм воссоздавать любые напряand filtration rock properties. A женные состояния, возникаюnovel kinematic diagram used in щие в пласте при бурении и эксthe design of the system makes плуатации скважин, и изучать их it possible to compress a sample влияние на деформационные и independently along each of the фильтрационные свойства пороthree axes and to measure its perды. Примененная в конструкции meability in the course of test. оригинальная кинематическая In the result of studies of variсхема позволяет нагружать обраous rock types from reservoirs of зец независимо по каждой из oil and gas fields, which were done ● Fig. 1. Test system for independent triaxial compression трех осей и измерять его прониon the TSITC unit, an important TSITC. цаемость в ходе испытания. effect was discovered: at a certain ● Рис. 1. Испытательная система трехосного В результате проведенных value of stress created in the sam- независимого нагружения ИСТНН. на установке ИСТНН исследова-

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА

σ, МПа, k/k0, %

ple, micro- and macro-fracturing ний различных типов горных пород АГКМ. Скв. 930: 3920м. Обр. N 801. k0=0,3 мД of the rock took place accompaиз коллекторов нефтяных и газовых 160 nied by an abrupt irreversible месторождений был обнаружен важ120 increase of its permeability. ный эффект: при создании в образце σ1 σ2 Fig. 2 shows the results напряжений определенной величины 80 σ3 of tests on a sample from the происходило микро- и макрорастреk/k0 40 Astrakhanskoye gas condensate скивание породы, сопровождавшееся field. A drop in pressure at the скачкообразным необратимым увели0 bottom of the open hole was чением ее проницаемости. 200 400 600 800 1000 1200 1400 0 время, сек simulated in the test. One can На рис. 2 показаны результаты see that initially the permeabil- ● Fig. 2. Results of sample testing. испытаний образца из Астраханского ity of the sample significantly ● Рис. 2. Результаты испытания образца. ГКМ. В опыте моделировалось понижеdecreased, and later increased ние давления на забое необсаженной sharply to a value significantly скважины. Видно, что сначала прониexceeding the initial permeability. This process was accom- цаемость образца сильно уменьшилась, а затем резко возpanied by the sample fracturing, Fig. 3. росла до значения, значительно превосходящего начальThe phenomenon of irreversible increase of the rock ную проницаемость. Этот процесс сопровождался растреpermeability due to its fracturing was called geo-loosening. скиванием образца, рис. 3. A new method for improvement of productivity of oil and Явление необратимого увеличения проницаемости gas wells was developed on the basis of this phenomenon – породы за счет ее растрескивания было названо георыхлеmethod of geo-loosening. нием. На его основе был разработан новый способ повышеThe idea of geo-loosening is that by means of non- ния продуктивности нефтяных и газовых скважин – метод uniform directional rock pressure, relief is realized by георыхления. reducing pressure in the well and selecting certain bottomИдея метода георыхления состоит в том, что за счет hole designs. Stresses are formed in the vicinity of the well неравномерной направленной разгрузки породы от горноresulting in the formation of numerous macro-fractures in го давления, осуществляемой путем понижения давления the formation. This system of fractures plays the role of a в скважине и выбора определенной конструкции забоя, new network of filtration channels with permeability sig- в окрестности скважины создаются напряжения, привоnificantly exceeding the original. дящие к образованию в пласте множественных макроThe second important aspect of the geo-loosening трещин. Эта система трещин играет роль новой сетки method is maintenance of the required pressure at the фильтрационных каналов с проницаемостью, значительно bottomhole during a certain period of time, as the process превышающей природную. of fracturing is gradually spreading deeper into the formaВторой важный момент метода георыхления – подtion. держание требуемого давления на забое скважины в течеNecessary conditions for the geo-loosening process ние определенного промежутка времени, поскольку проinitiation in the formation are determined on the basis of цесс трещинообразования постепенно распространяется preliminary tests on the TSITC unit. вглубь пласта. To create stresses of a sufficient level in the formaНеобходимые условия для инициации процесса геоtion, it is necessary to introduce stress concentrators into рыхления в пласте определяются на основе предварительthe formation. Perforations could be used in the capacity ных испытаний керна на установке ИСТНН. of these concentrators. Availability of stress concentrators Для создания в пласте напряжений достаточного уровallows not only to initiate the fracturing process, but to ня необходимо предварительно внести в пласт конценmake it much more intensive. траторы напряжений, в качестве которых могут выступать Fig. 4 gives photos of samples with openings. These перфорационные отверстия. Наличие концентраторов samples were used to simulate development of the geo- напряжений позволяет не только инициировать процесс loosening process in the rock with pressure draw-down at трещинообразования, но и сделать его значительно более the open hole bottom. One can see how a system of macro- интенсивным. fractures is formed around the opening. In case of a less На рис. 4 приведены фотографии образцов с отверstrong rock, its destruction can стием, на которых моделировалось развитие happen with particles coming процесса георыхления в породе при создании through the opening, Fig. 4б. депрессии на забое необсаженной скважины. The geo-loosening methХорошо видно, как вокруг отверстия образуетod was successfully applied at ся система макротрещин. В случае менее прочa number of fields of LUKOILных пород может происходить разрушение Zapadnaya Sibir, LUKOIL-Perm, породы с выносом в отверстие, рис. 4б. RITEK and NGK Slavneft in West Метод георыхления успешно применялSiberia and Perm Oblast during ся на ряде месторождений ООО «ЛУКОЙЛwell completion and workover Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ОАО operations on producing and «РИТЭК», ОАО «НГК „Славнефть“» в Западной injecting wells. Сибири и Пермской области при освоении Fig. 5 shows an assembly run ● Fig. 3. The sample after the test скважин, капитальном ремонте добывающих downhole on tubing for the geo- in the compressive assembly of TSITC. и нагнетательных скважин. loosening process. In the course ● Рис. 3. Образец после испытания На рис. 5 представлена компоновка обоof operations, pressure draw- в нагружающем узле ИСТНН. рудования, спускаемая на НКТ в скважину Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#11 November 2012

WELL STIMULATION

down of the necessary level and duration при реализации метоis created at the bottomhole with the help да георыхления. В ходе д of a jet pump of the latest version. работ депрессия необExperience shows that in open holes ходимого уровня и проit is usually possible to achieve a 2-4должительности создад fold increase of production rate and in ется на забое скважины cased holes a 1.5-2-fold increase. As for с помощью струйного а б injection wells, application of the geoнасоса новейшей модиloosening method enabled the specialists ● Fig. 4. Simulation of the geo-loosening process in the фикации. to achieve a 10-20-fold increase of their vicinity of the well. Практика показыinjectivity, and this effect was received on ● Рис. 4. Моделирование процесса георыхления в вает, что на необсаженthe wells where previously other stimula- окрестности скважины. ных стволах обычно tion methods (including hydraulic fracturудается достичь двухing) were applied without success. четырехкратного увеличения дебита, а на обсаженных It is important to note that the geo-loosening method стволах полутора-двукратного увеличения. Что касается provides a treatment of bottomhole zone dimensions of нагнетательных скважин, то использование метода геоup to ten hole radii. This explains the high efficiency of рыхления позволяло достичь десяти-двадцатикратного the geo-loosening method for completion of producing увеличения их приемистости, причем эффект был получен wells and servicing of injectors, as in this case the zone of на скважинах, на которых до этого безуспешно применяblocked permeability adjoins the bottomhole of the well. лись другие методы интенсификации, в том числе и гидроThe effect of the geo-loosening method can last from разрыв пласта. several months to a year. Re-application of this method Важно отметить, что метод георыхления является споmade it possible again to significantly improve well pro- собом воздействия на призабойную зону пласта, размером duction rate or injectivity. до десяти радиусов скважины. Этим объясняется высокая Advantages of the geo-loosening method include the эффективность метода георыхления при освоении добыfollowing: вающих и ремонте нагнетательных скважин, поскольку в ● It can be applied at fields of any type; depth of occur- этом случае зона ухудшенной проницаемости примыкает rence and abnormally high formation pressure are factors непосредственно к забою скважины. improving the efficiency of this method. Продолжительность эффекта от применения метода ● It is an ecological method which requires no chemi- георыхления составляет от нескольких месяцев до года. cally active substances and liquids to be pumped into the Повторное использование метода георыхления позволяformation. ло вновь значительно повысить дебит или приемистость ● It does not need any special equipment and materials. скважин. ● It makes it possible to perform two operations – well В качестве преимуществ метода георыхления можно completion and increase of permeability in the bottom- выделить следующее: hole formation zone – without additional tripping. ● применим на месторождениях любого типа, причем The developed technology is protected by seven глубина залегания и аномально высокое пластовое давлеRussian and one Eurasian patent. ние являются факторами, повышающими эффективность The geo-mechanical approach developed at the RAS метода георыхления; Institute of Problems in Mechanics forms the basis for ● является экологически чистым методом, не требуюsolution of another important problem – loss of stability щим закачки в пласт химически активных реагентов и жидкостей; ● не требует использования специального оборудования и материалов; ● позволяет выполнять две операции – освоение скважины и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта – без проведения дополнительных спускоподъемных работ; Разработанная технология защищена семью российскими патентами и одним евразийским патентом. Equipment assembly for geo-loosening Компоновка оборудования для process: применения метода георыхления: Развитый в ИПМех РАН геомеханический подход лежит в основе решения 1. Jet pump body; 1. корпус струйного насоса; 2. Depression insert of jet pump; 2. депрессионная вставка струйного насоса; другой важнейшей проблемы – потери 3. Packer; 3. пакер; 4. Geophysical instrument; 4. геофизический прибор; устойчивости стволов скважин при их 5. Lubricator; 5. лубрикатор; бурении и эксплуатации. Особенно остро 6. Production tree; 6. фонтанная арматура; 7. Casing; 7. обсадная колонна; этот вопрос встал в последнее время, 8. Hoist; 8. подъемник; когда основным инструментом разработ9. Geophysical station; 9. геофизическая станция; 10. Pumping unit; 11. Measuring tank; 12. Oil bed; 13. Perforations; 14. Drawdown zone; 15. Oil; 16. Working fluid.

10. насосный агрегат; 11. мерная емкость; 12. нефтяной пласт; 13. перфорационные отверстия; 14. зона депрессии; 15. нефть; 16. рабочая жидкость.

● Fig. 5. Equipment for the geo-loosening process. ● Рис. 5. Оборудование для реализации метода

георыхления. Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА

of boreholes in the course of drilling ки нефтяных и газовых месторожand operation. This issue became parдений стала технология бурения ticularly acute lately, when the technolнаклонных и горизонтальных скваogy of directional and horizontal drillжин, в том числе и на депрессии. ing (including underbalanced drilling) На рис. 6 схематично показана became the main tool for development горизонтальная скважина. of oil and gas fields. Было установлено, что при Fig. 6 gives a schematic view of a проходке скважин в породах с гориhorizontal well. зонтальным напластованием опасIt was determined that during ность обрушения стволов скважин drilling in formations having flat bedрезко возрастает при угле наклона ding, the possibility of hole wall slough- ● Fig. 6. A schematic view of horizontal well. скважины больше 40º. Причем при ing increases sharply at a wellbore angle ● Рис. 6. Схематичное изображение бурении вертикальных скважин в exceeding 40º. Meanwhile, there are горизонтальной скважины. тех же породах проблем с разруvirtually no problems with hole wall шением скважин практически нет. sloughing in vertical wells drilled in the Это позволило высказать утвержsame formations. This enabled the authors to state that дение, что обрушение стволов скважин связано с анизоhole wall sloughing is related to anisotropy of rock elastic тропией упругих и прочностных свойств горных пород, and strength properties, which is caused by the bedding обусловленной наличием напластования. presence. Развиваемый в Институте проблем механики РАН The approach developed at the RAS Institute of подход кардинально отличается от общепринятого, осноProblems in Mechanics essentially differs from generally ванного на математическом моделировании. В его осноaccepted practices based on the mathematical simulation. ве лежит прямое физическое моделирование процессов It implies direct physical simulation of the processes of деформирования и разрушения породы в окрестностях rock deformation and destruction in the well vicinity on скважин на установке ИСТНН. the TSITC unit. Оно осуществляется на кубических образцах пороThis simulation is performed on cubic rock samples ды, вырезанных под различными углами к плоскостям cut out at various angles to the bedding напластования, что соответствует различным planes, which corresponds to various углам наклона скважины к вертикали. В ходе angles of the wellbore from the vertiэксперимента образцы нагружаются напряcal. In the course of experimentation, жениями, рассчитанными для конкретных the samples are loaded by stresses calусловий ведения буровых работ – глубины, culated for particular drilling condiугла наклона скважины, плотности бурового tions – depth, hole inclination, drilling раствора, деформационных характеристик mud density and deformation characвскрываемого пласта. В результате экспериteristics of the penetrated interval. As мента определяются деформации и напряжеa result of the experiment, it is possible ния, приводящие к разрушению образца, и на to determine deformations and stresses ● Fig. 7. The sample cut out at 30° основе анализа полученных данных делается resulting in the sample destruction, and angle to the vertical after its testing. заключение о допустимых технологических on the basis of analysis of the received ● Рис. 7. Образец, вырезанный параметрах бурения. data, a conclusion on acceptable drill- под углом 30° к вертикали, после На рис. 7 представлен образец, вырезанing parameters is made. ный под углом 30º к вертикали. Отчетливо испытания. Fig. 7 shows a sample cut out at видны слои горизонтального напластования an angle of 30º to the vertical. It is posпороды, по которым произошло разрушение sible to clearly see flat rock bedding layers along which the образца. sample was broken. Работы по определению параметров строительThe studies on determination of drilling parameters ства скважин, а также по оценке риска разрушения and on assessment of risk for the bottomhole formation призабойной зоны пласта выполнялись по заказам zone damage were performed at requests of Surgutneftegas ОАО «Сургутнефтегаз» (месторождения Ульяновское, (Ulyanovskoye, Rogozhnikovskoye, Russkinskoye, Рогожниковское, Русскинское, Западно-Сахалинское, Zapadno-Sakhalinskoye, Talakanskoye and Fedorovskoye Талаканское, Федоровское) и ОАО «Газпром» (месторождеfields) and Gazprom (Shtokmanovskoye, Prirazlomnoye ния Штокмановское, Приразломное, Киринское). Выводы, and Kirinskoye fields). Conclusions made in the result of сделанные в результате проведенных исследований, в дальthe studies were later proven in practical work. нейшем подтвердились на практике. At present, commercialization of the technology of geoВ настоящее время коммерциализацией технологии геоloosening is being realized by ROMAN CAPITAL Plc. рыхления занимается компания ОАО «РОМАН КЭПИТАЛ» References:

Литература:

1. S.A. Khristianovich, Yu.F. Kovalenko, Yu.V. Kulinich, V.I. Karev. Improvement of Productivity of Oil Wells Using the Geo-loosening Method // Oil and Gas Eurasia. 2000. No. 2, pp. 90-94. 2. K.N. Kharlamov, Yu. Kovalenko, V.I. Karev, E.A. Usachev. On Necessity to Take Into Account Rock Strength Characteristic When Selecting the Optimal Spatial Well Location // Drilling and Oil. 2008, No. 10, pp. 18-21. 3. V.I. Karev & Yu.F. Kovalenko 2012. Triaxial Loading System as a Tool for Solving Geotechnical Problems of Oil and Gas Production. True Triaxial Testing of Rocks, pp. 301-310. Leiden: Taylor & Francis / Balkema.

Христианович С.А., Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Карев В.И. Увеличение продуктивности нефтяных скважин с помощью метода георыхления // Нефть и газ Евразия. 2000, № 2, cтр. 90-94. Харламов К.Н., Коваленко Ю.Ф., Карев В.И., Усачев Е.А. О необходимости учета прочностных характеристик горных пород при определении оптимального пространственного положения скважины // Бурение и нефть. 2008, № 10, стр. 18-21. V.I. Karev & Yu.F. Kovalenko 2012. Triaxial Loading System as a Tool for Solving Geotechnical Problems of Oil and Gas Production. True Triaxial Testing of Rocks, pp. 301-310. Leiden: Taylor & Francis / Balkema.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

DOWNHOLE EQUIPMENT

Rotary Steerable System: a New Twist in the Evolution of Downhole Drilling Systems

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

Моторизованная управляемая система: новый виток эволюции буровых забойных систем Anton Kutlashov

Антон Кутлашов

n 2012, Orenburgneft pilot-tested the Rotary Steerable System (RSS), which provides full 3-dimensional directional control while maintaining drill string rotation. The pilot demonstrated significant reduction in time using slide, which makes it possible to use that technology for drilling extended reach wells. An RSS assembly comprises a HEL telemetry system, an IDS module (directional sensor) and PDS (mud motor control pulse telemetry card). The system runs on high capacity bent mud motors manufactured by Weatherford. A higher rotation rate increases the rate of penetration and guides the bit to the target, while a lower rotation rate and a lower penetration rate guide the bit away from the target. If there is a need to increase dogleg severity, MSS can be used as part of the bottomhole assembly (BHA) with slide, without pulling it out of hole. The Rotary Steerable System designed by Weatherford is unique among steerable systems in that it utilizes a conventional mud motor and an LWD tool to control the wellpath by automatically controlling the bit RPM. The Weatherford RSS is a new one-of-a-kind product in the steerable systems product line. The system allows to control the desired well trajectory from the surface. Weatherford claims following system’s benefits which encouraged Orenburgneft to try it: ● Improved wellbore clean-out; ● Effective load transmission to bit; ● No BHA lost in hole incidents; ● No BHA bending during load transmission; ● Reduced time using slide during drilling; ● Increased rate of penetration; ● Smooth curve of wellbore trajectory ● Reduced risk of accidents

2012 году в ОАО «Оренбургнефть» прошли опытнопромышленные испытания моторизованной управляемой буровой системы (MSS), позволяющей бурить с вращением колонны бурильных труб при трехмерном контроле траектории ствола. Пилотный проект показал значительное сокращение времени работы в слайде, что позволяет использовать данную технологию при бурении скважин с большими отходами от вертикали. В состав MSS входит телесистема HEL, модуль IDS (датчик инклинометрии) и PDS (плата управления забойным двигателем при помощи пульсатора). Работа системы обеспечивается высокопроизводительными двигателями компании Weatherford с выставленным углом перекоса. Повышенная частота вращения способствует увеличению скорости проходки, за счет чего долото направляется на проектную цель, поскольку более низкая частота вращения и скорость проходки уводят долото от проектной цели. При необходимости увеличения пространственной интенсивности бурения MSS в составе компоновки низа буровой колонны можно также использовать для работы в слайде, не поднимая ее на поверхность. Моторизованная управляемая система MotarySteerable System (MSS), разработанная компанией Weatherford, не имеет аналогов в линейке управляемых систем. Данная система использует обычный забойный двигатель и телесистему для контроля траектории скважины путем автоматического контроля частоты вращения долота. Компанией Weatherford были заявлены следующие основные преимущества системы, благодаря которым было принято решение ее опробовать в ОАО «Оренбургнефть»: ● улучшенная очистка ствола скважины; ● эффективная передача нагрузки на долото;

Anton Kutlashov, Chief Specialist, Directional Drilling, Engineering Section, Drilling Department, Orenburgneft. Антон Кутлашов, главный специалист по наклонно-направленному бурению отдела инжиниринга, департамент бурения, ОАО «Оренбургнефть».

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

●

СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ● ● ● ● ● ● ●

Lower cost compared to RSS

In order to check MSS in real life conditions, the pilot tests were run while drilling of the following wells: No. 682 and No. 730 of Shirokodolskoye field, No. 1010 of Garshinskoye field and No. 4005 of Morgunovskoye field. In the Shirokodolskoye Well No. 682, efficient performance of the RSS was noted at the 2,276-2,678 meter interval which was comprised of limestone, shale, siltstone and sandstone. The interval was drilled in a single bit run at an average penetration rate of 14.5 meters per hour. The zenith angle was increased from 12° to 20° and then followed by a stabilization section. The slide/rotary ratio was 3/97 percent. The trajectory dogleg severity with the use of the RSS varied from 0.1 to 0.45°/10 meters depending on geologic conditions and wellbore angle. Bit utilization efficiency in terms of meters drilled and drilling time was improved versus the plan. Well construction time for the 1,610-3,250 meter interval was reduced by a day versus the plan. In Garshinskoye Well No. 1010, an attempt was made to use the RSS to build up angle from 0° to 7°. However, it turned out to be ineffective, and in order to build up angle, slide had to be used. Excellent trajectory steerability was observed when using the RSS in the zenith angle stabilization and drop sections. The trajectory dogleg severity with the use of the RSS and unbent BHA varied from 0.1 to 0.2°/10 meters, while trajectory dogleg severity with the use of the RSS and pendulum BHA varied from 0.3 to 0.45°/10 meters. Bit utilization efficiency in terms of meters drilled and drilling time was improved versus the plan. In Shirokodolskoye Well No. 730, the trajectory dogleg severity with the use of the RSS varied from 0.1 to 0.45°/10 meters depending on geologic conditions and wellbore angle. The RSS efficiency went up after the BHA was supplemented with CL 212.7 and STK 212.7. In the Morgunovskoye Well No. 4005, the 2,1792,672 meter interval was drilled in rotary mode; well trajectory steering was managed only with the use of the RSS without additional sliding. The trajectory dogleg severity with the use ● Fig. 1. On-stream Rotary Steerable System. ● Рис. 1. Моторизованная управляемая система в процессе

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

работы.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

отсутствие срывов КНБК; отсутствие складывания КНБК при передаче нагрузки; снижение времени на бурение в слайде; увеличение механической скорости бурения; плавная траектория ствола скважины; снижение рисков аварийности; меньшая стоимость по сравнению с РУС.

Для проверки MSS в реальных условиях испытания по ее применению были проведены при бурении скважин № 682 и № 730 Широкодольского, скважины № 1010 Гаршинского и скважины № 4005 Моргуновского месторождений. На скважине № 682 Широкодольского месторождения была отмечена эффективная работа MSS в интервале 2 276-2 678 м. Интервал пробурен за одно долбление со средней механической скоростью 14,5 м/ч. Был произведен донабор зенитного угла с 12° до 20° и продолжено бурение в стабилизации. Соотношение слайд/ротор составило 3/97%. Интенсивность изменения траектории при помощи MSS составила от 0,1 до 0,45°/10 м вследствие геологических особенностей и угла в скважине. Эффективность использования долот по проходке и скорости бурения относительно плана была увеличена, а срок строительства скважины в интервале 1 610-3 250 м сокращен на сутки относительно плана. На скважине № 1010 Гаршинского месторождения с помощью МSS была произведена попытка набора угла с 0° до 7°. Однако она оказалась малоэффективной и для набора интенсивности пришлось работать в слайде. Была отмечена отличная управляемость траекторией с помощью MSS в интервале стабилизации и падения зенитного угла. Интенсивность изменения траектории при помощи MSS при нейтральной КНБК составила от 0,1 до 0,2°/10 м; интенсивность изменения траектории при помощи MSS с маятниковой КНБК – от 0,3 до 0,45°/10 м. Была увеличена эффективность использования долот по проходке и скорость бурения относительно плановой. На скважине № 730 Широкодольского месторождения интенсивность изменения траектории при помощи MSS колебалась от 0,1 до 0,45°/10 м вследствие геологических особенностей и угла в скважине. Эффективность работы MSS улучшилась при установке в КНБК лопастного центратора ЦЛ-212,7 и спирального калибратора СТК-212,7. На скважине № 4005 Моргуновского месторождения интервал 2 179-2 672 м был пробурен в роторном режиме; управление траекторией проводилось только с MSS, без дополнительного слайдирования. Интенсивность изменения траектории при помощи MSS колебалась от 0,1 до 0,53°/10 м вследствие геологических особенностей и угла в скважине. При бурении под эксплуатационную колонну использовались три модели долот: восьмилопастное FX84D (экспериментальное, калибрующая поверхность 152 мм), шестилопастное FX65D (экспериментальное, калибрующая поверхность 152 мм), пятилопастное FX55DM (калибрующая поверхность 102 мм). При подъеме после первых трех рейсов внутренняя конусная поверхность долот имела плоский абразивный износ. Причиной завершения этих рейсов стало уменьшение скорости проходки. Поскольку стойкость долот была увеличена, применение технологии MSS в сочетании с калибратором с регулируемым диаметром лопастей AGS – еще одной разработкой Weatherford – позволит бурить за одно долбление интервалы набора, стабилизации и падения зенитного угла.

● Fig. 2. Vertical projection. ● Рис. 2. Вертикальная

проекция скважины. of the RSS varied from 0.1 to 0.53°/10 meters depending on geologic conditions and wellbore angle. When drilling the hole for production casing string, three bit models were used, as follows: eight-blade FX84D (experimental, 152 mm bit gauge surface), six-blade FX65D (experimental, 152 mm bit gauge surface), and five-blade FX55DM (102 mm bit gauge surface). When pulled out of hole after SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD the first three trips, the bit’s internal taper surface showed flat abrasive wear. The reason for termination of those three trips was the reduced rate of penetration. As the bit endurance has been enhanced, the use of the RSS technology in combination with another Weatherford invention – the AGS adjustable blade diameter stabilizer – will make it possible to drill the zenith angle buildup, stabilization and drop sections in a single bit run. The efficiency of the stabilizer operation is achieved by calibrating blade position control through a certain algorithm for switching on and off the mud pump and reducing or increasing the stabilizer nominal diameter without the need to pull it up to the surface. Thus, a stabilizer installed as part of BHA above the motor or telemetry system, will make it possible to set the blade diameter at a minimum at the zenith angle buildup section and increase it at the zenith angle drop section, thereby creating the “pendulum” BHA required for that interval. Such BHA will make it possible to eliminate at least one trip. The pilot testing of the RSS in four Orenburgneft wells turned out to be successful, as slide use and drilling time were reduced while the entire drill string rotation was increased, ensuring better directional control. In addition, bit run speed and well construction time were improved. At the same time, as far as zenith angle stabilization and drop sections are concerned, that technology proved to be extremely effective. The time of using slide was reduced to a minimum, and in Shirokodolskoye Well No. 730, it was virtually zero. After the pilot was completed, Orenburgneft decided to proceed with the use of Weatherford technology and cooperation. At present, the eighth well is already being drilled with applying RSS. In future, it is planned to use two more sets of MSS equipment as its application is more costeffective than the RSS currently utilized.

#11 November 2012

Суть работы калибратора заключается в том, что за счет определенного алгоритма включения и выключения бурового насоса можно управлять положением калибрующих лопастей, уменьшая или увеличивая номинальный диаметр калибратора без подъема его на поверхность. Таким образом, собранный в КНБК над двигателем или над телесистемой калибратор позволяет в интервале набора зенитного угла использовать минимальный диаметр лопастей, а на этапе падения зенитного угла увеличить диаметр лопастей, создавая необходимую для этого интервала КНБК «маятникового» типа – такая КНБК позволяет сэкономить как минимум одну СПО. Результаты тестов моторизованной системы MSS на четырех скважинах ОАО «Оренбургнефть» оказались успешными, поскольку удалось снизить время на работу в слайде, увеличив время бурения с вращением всей бурильной колонны и тем самым добиться более качественной проводки ствола. Также были достигнуты приросты рейсовых скоростей бурения и сокращены сроки строительства скважин; в интервалах стабилизации и падения зенитного угла технология оказалась крайне эффективной. Время работы в слайде было минимальным, а на скважине № 730 Широкодольского месторождения это время было практически сведено к нулю. По завершении пилотного проекта «Оренбургнефть» приняла решение продолжить сотрудничество с компанией Weatherford в сфере использования данной технологии. Применение этой системы экономически эффективнее традиционных роторно-управляемых систем (РУС), поэтому на сегодняшний день с использованием MSS бурится уже восьмая скважина. В перспективе предполагается задействовать еще два комплекта оборудования MSS.

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

DOWNHOLE EQUIPMENT

● Fig. 3. RSS application. ● Рис. 3. Применение системы MSS.

Oil&GasEURASIA

ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО

Kazakhstan Proposes New Rules for Subsoil Use Казахстан предлагает изменения в законодательство о недропользовании Aset Shyngyssov, Klara Nugaziyeva Асет Шингизов, Клара Нургазиева

azakhstan’s Ministry of Oil and Gas (MOG), as the competent authority for national hydrocarbon subsoil use contracts and licenses, drafted a set of proposed amendments to three statutes relating to energy industry activities in August 2012: the Subsoil Law (SL), the Licensing Law and the Administrative Code. The proposed amendments have been provided to various state authorities in draft form for their consideration and comments before being submitted to the parliament. It is expected that they will be submitted within the next few months, but this is not yet certain. This article highlights the possible key changes that the proposed amendments will introduce to the subsoil use rules, and discusses the impact on the energy industry in Kazakhstan. The key proposed changes are in relation to SL and are an illustration of the Republic of Kazakhstan government’s efforts to establish greater control over essential elements of the Kazakh economy and to fill existing gaps in the law.

The State’s Priority Right Over Strategic Objects ● The SL contemplates broad priority rights for the state to acquire subsoil use rights and objects related to subsoil use rights (such as shares in a subsoil user company) prior to their alienation to a third party by the holder of such right or object. ● The proposed amendments would reinforce the state's priority right with respect to subsoil assets viewed by the state as strategic. This is broadly property of strategic importance to the state that may have an impact on national security (typically major deposits). At the same time, the proposed amendments will possibly simplify the normally onerous approvals procedures necessary to offer nonstrategic subsoil assets to a third party. While the simplification of these procedures is the likely objective of the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

августе 2012 года Министерство нефти и газа Республики Казахстан (МНГ) – компетентный орган по контрактам и лицензиям на недропользование по углеводородным ресурсам – подготовило пакет предлагаемых поправок в три законодательных акта: Закон «О недрах и недропользовании» (ЗН), Закон о лицензировании и Кодекс об административных правонарушениях. До представления в парламент проект предлагаемых изменений был направлен различным государственным органам для рассмотрения и предоставления комментариев. Предполагается, что проект будет представлен в парламент в течение нескольких следующих месяцев, но это еще не подтверждено. В данной статье кратко освещаются возможные ключевые изменения, которые будут введены в нормы по недропользованию предлагаемыми поправками, а также рассматриваются последствия таких изменений для нефтегазовой отрасли. Ключевые предлагаемые изменения касаются ЗН и свидетельствуют о том, какие меры принимает правительство Казахстана для усиления контроля над основными элементами казахской экономики и для заполнения существующих в законодательстве пробелов.

Преимущественные права государства в отношении стратегических объектов ● ЗН предусматривает усиление приоритетного права государства в отношении приобретения прав недропользования и объектов, связанных с правами недропользования (таких, как акции / доли участия в компанияхнедропользователях), до их отчуждения обладателем такого права или объекта третьему лицу . ● Предлагаемые поправки закрепят приоритетное право государства в отношении полезных ископаемых, которые государство считает стратегическими. Стратегическим объектом в самом общем понимании является имущество, обладающее стратегическим значением для государства, которое может оказывать влияние на национальную безопасность (обычно крупные месторождения). В то же время, предлагаемые поправки, возможно, упростят обычно обременительные процедуры согласований, необходимые для предложения нестратегических запасов полезных ископаемых третье-

#11 November 2012

LEGISLATION Proposed Amendments, strong opposition in Parliament cannot be ruled out. ● It is a possibility that the list of strategic objects may be expanded.

Morgan Lewis Authors Авторы

Разливы нефти на море и внутренних водоемах

Oil Spillage at Sea and Internal Water Reservoirs The proposed amendments add new provisions dealing with oil spillage. The amendments do the following: ● Include a new definition of “oil spill at sea” and set out three degrees of oil spills, differentiated by the gravity of the spill. ● Impose obligations on subsoil users to develop and approve oil spill prevention and cleanup plans, and to hire a specialized oil spill cleanup organization for the purpose. ● Require subsoil users to secure a stand-by bank guarantee to finance the clean-up of any oil spills. ● Vest the central government and local governors with the authority to approve oil spill prevention plans.

Aset Shyngyssov, Managing Partner, Almaty Асет Шингизов, управляющий партнер, Алматы +7 727 250 7575 ashyngyssov@morganlewis.com

Klara Nugaziyeva, International Partner, Almaty Клара Нургазиева, международный партнер, Алматы +7 727 250 7575 knurgaziyeva@morganlewis.com

Curing Breach of Obligations Under Subsoil Use Contracts ● The current SL does not set deadlines for resolving curable breaches. ● The following deadlines to cure relevant subsoil use contractual breaches are proposed, running from the date of receipt of written notice: 1) non-fulfillment of non-financial (quantity/ volume) obligations - not more than six months; 2) non-fulfillment of financial obligations – not more than three months; and 3) non-fulfillment of other contractual obligations – not more than one month.

Trust Management Over Forced Relinquished Assets ● Under the current SL regime subsoil contracts are transferred upon termination to a government-appointed trust manager. The amended SL will outline the following aspects of this asset transfer: – The timeframe for the transfer to trust management; – Liability for damages and losses during the period between the relinquishment of the asset and appointment of the trust manager; – The types of expenses that must be reimbursed to the previous owner of the subsoil rights; – The trust manager’s fee;

му лицу. Хотя упрощение этих процедур является вероятной задачей предлагаемых поправок, нельзя исключать возможное сильное противодействие этому в парламенте. ● Существует вероятность того, что перечень стратегических объектов будет расширен.

Предлагаемые поправки содержат новые положения, касающиеся разливов нефти. Поправки предусматривают следующее: ● Включить новое определение «разлива нефти на море» и предусмотреть три степени разливов нефти, различающихся по степени опасности разлива. ● Возложить на недропользователей обязательства по разработке и утверждению планов мероприятий по предотвращению разливов и их ликвидации (зачистке), а также по привлечению специализированных организаций с целью ликвидации (зачистки) разливов нефти. ● Требовать от недропользователей обеспечения резервных банковских гарантий для финансирования работ по ликвидации любых разливов нефти. ● Наделить правительство и местные исполнительные органы полномочиями по утверждению планов мероприятий по предотвращению разливов нефти.

Исправление нарушений обязательств по контрактам на недропользование ● Действующий ЗН не устанавливает предельных сроков для устранения исправимых нарушений. ● Предлагается ввести следующие предельные сроки для устранения нарушений контрактов на недропользование, начиная со дня получения письменного уведомления: 1) невыполнение нефинансовых обязательств (по количеству/объему) – не более шести месяцев; 2) невыполнение финансовых обязательств – не более трех месяцев; и 3) невыполнение прочих контрактных обязательств – не более одного месяца.

Доверительное управление принудительно переданными активами ● При существующем режиме ЗН, после прекращения действия контракты на недропользование передаются назначаемому государством доверительному управляющему. Поправки в ЗН определят следующие аспекты такой передачи активов: – временные рамки передачи в доверительное управление; – ответственность за ущерб и убытки в период между передачей прав на активы и назначением доверительного управляющего; – виды затрат, которые должны быть возмещены прежнему обладателю прав на недропользование; – вознаграждение доверительного управляющего; – уступка доверительного управления в пользу дочерней организации доверительного управляющего; и – разрешение доверительному управляющему действовать без лицензии (лицензий) на срок до шести месяцев, в течение которого он должен подать Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

– The assignment of trust management to the trust manager’s subsidiary; and – Exemption for the trust manager to be able operate without license(s) for a period of up to six months, during which time it must apply for rights to such license(s).

ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО документы для получения такой (таких) лицензии (лицензий).

Прочие важные изменения, содержащиеся в предлагаемых поправках, включают следующее: ●

Other important changes that are contained in the proposed amendments include: ●

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

Administrative Liability. The Administrative Code may establish separate administrative liability for, inter alia: 1) non-compliance with the terms of project documents; 2) violation of statutory requirements as to construction, exploitation of artificial islands and other facilities at sea; 3) unauthorized gas flaring; and 4) MOG shall have additional law enforcement authority over subsoil-use-related administrative violations. ● Additional Funding Dedicated to Environmental Clean-up. Subsoil users may have to secure additional funding if the amounts in the so-called liquidation fund are not sufficient to eliminate the consequences associated with the subsoil use. Information regarding the liquidation fund must be included into the application for waiver of the state’s priority right in the event of a subsoil right transfer. ● Insurance. An exhaustive list of risks to be insured by the subsoil user will be provided in SL. ● Author’s Supervision. Organizations that develop project documents may have the obligation to supervise the implementation by the subsoil users of the project documents. Their implementation report would need to be attached to the subsoil users’ work program implementation report. ● Review of feasibility studies. Clarification will be provided as to the role of the Ministry of Economic Development and Trade as the competent body responsible to conduct the economic review of feasibility studies.

Административная ответственность. Кодекс об административных правонарушениях, возможно, будет предусматривать отдельную административную ответственность, в числе прочего, за следующее: 1) несоблюдение условий проектных документов; 2) нарушение законодательных требований в отношении строительства и эксплуатации искусственных островов и других морских сооружений; 3) несанкционированное сжигание попутного газа; и 4) МНГ будет иметь дополнительные полномочия по принуждению к соблюдению норм в случаях административных нарушений, связанных с недропользованием. ● Дополнительное финансирование, предназначенное для экологической очистки. К недропользователям может быть предъявлено требование обеспечивать дополнительное финансирование, если средств так называемого ликвидационного фонда недостаточно для устранения последствий, связанных с недропользованием. Информация о ликвидационном фонде должна быть включена в заявление на получение отказа государства от приоритетного права в случае передачи права недропользования. ● Страхование. В ЗН будет приведен исчерпывающий перечень рисков, которые должны быть застрахованы недропользователем. ● Авторский надзор. На организации, разрабатывающие проектные документы, может быть возложена обязанность осуществлять надзор за реализацией недропользователями проектных документов. В таком случае их отчет о выполнении работ должен будет прилагаться к отчету недропользователя о реализации рабочей программы. ● Экспертиза технико-экономических обоснований. Будет дано разъяснение роли Министерства экономического развития и торговли как уполномоченного органа, ответственного за проведение экономической экспертизы технико-экономических обоснований.

R&D

New DuPont Innovation Center Launched in Moscow

Elena Zhuk Елена Жук фото: Петр Дегтярев photo: Pyotr Degtyarev

DuPont открывает первый инновационный центр в Москве

ay little attention to talk about the sorry state of Russian science; high-tech Western companies continue to expand into the Russian market. In the middle of November, DuPont launched it’s first Innovation Center in Russia and the EMEA (Europe, Middle East and Africa) region. “Opening the center in Russia is a testament to the fast pace of Russia’s science and technologies,” Douglas Muzyka, senior vice president and chief science and technology officer, said during the opening ceremony.

колько бы ни рассуждали о плачевном состоянии российской науки, планы западных компании относительно их деятельности в России, свидельствуют не в пользу пессимистичных настроений. В середине ноября об открытии первого инновационного центра в России и регионе EMEA (Европа, Ближний Восток и Африка) объявила компания DuPont. «То, что центр открыт именно в

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

НИОКР

России, свидетельствует о динамичном развитии российской науки и техники», – отметил на церемонии открытия центра Дуглас Музыка, старший вицепрезидент и директор по науке и технологиям DuPont. Нефтегазовое направление – не единственное, на развитие которого рассчитывает DuPont в России. В своей деятельности, которая ведется в соответствии с глобальной стратегией компании по созданию продуктов и решений, удовлетворяющих потребностям растущего населения планеты, инновационный центр DuPont в России ориентирован также на пищевую про● Douglas Muzyka, senior vice president мышленность, строительство, железноand chief science and technology officer. дорожное машиностроение и автомо● Дуглас Музыка, старший вицебилестроение. президент и директор по науке и Ультрасовременное пространство, технологиям DuPont. состоящее из экспозиционной зоны и зоны сотрудничества, по дизайну напоминающее спутник, по задумке компаDuPont is active in several Russian нии должно стать местом демонстраindustries, including oil and gas. The ции новейших технологий компании company’s Innovation Center in Moscow и различных способов их применения. is designed to focus on problems associВ центре, оснащенном необходимым ated with the region’s food, construction, оборудованием для проведения встреч rail and automotive industries, respondклиентов и партнеров DuPont с предing to some of the biggest challenges ставителями компании по всему миру, associated with an increasingly popuбудет доступен опыт 9 500 ученых и lated and integrated planet. инженеров. The state-of-the-art center has dis«Не важно, планируют ли наши клиtinct areas for collaboration and innoенты реализацию исследовательских vation, showcasing DuPont’s latest techпроектов или создание продуктов, споnologies and it’s ability to apply them собных кардинально изменить ситуаand adapt to industry trends. The center цию на рынке. Наша задача – помочь provides access to DuPont’s 9,500 scienим в этом с целью как можно быстрее tists and engineers around the world via коммерциализировать подобные инноinteractive on-site and remote video conвационные концептуальные разработferencing. ки», – отметил Иржи Ланг, генеральный “Whether a customer is looking to do ● Jiri Lang, DuPont Russia managing директор DuPont в России. Приглашая exploratory projects or trying to come up director. российских коллег почувствовать себя with the next competitive ‘game changer’, ● Иржи Ланг, генеральный директор «членами экипажа в пространстве спутour goal is to help our customers in Russia DuPont в России. ника», в качестве примера успешного take innovations from concept to commercial – and with speed,” said Jiri Lang, Russia managing результата, подобного тем, что центр планирует получать в director. Lang cited the 2008 joint project by DuPont and будущем, Ланг привел пример совместного проекта DuPont LUKOIL on production of enhanced bitumen as an example и «ЛУКОЙЛа» по налаженному в 2008 году производству of a successful outcome expected from the center in the битума с улучшенными характеристиками. Центр в России – по счету девятый из числа междуfuture. DuPont’s Innovation Center in Russia is the ninth of народных площадок, недавно открытых компанией на its kind; others opened recently in Japan, Korea, Taiwan, Тайване, в Японии, Корее, Таиланде, Индии, Бразилии, Thailand, India, Brazil, Mexico, and the United States. In Мексике и США. В 2013 году к «экипажу» DuPont должearly 2013, the DuPont team will welcome more specialists ны присоединиться сотрудники новых центров, которые откроются в Швейцарии и Турции. from new centers set to open in Switzerland and Turkey.

CONFERENCE

Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы 13-я Международная научно-практическая конференция Редакция журнала «Время колтюбинга»

водящих оборудование компаний, высших учебных заведений, исследовательских структур. На конференцию прибыли представители компаний «Роснефть», «Газпром», «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», Schlumberger, Trican Well Service, Weatherford, Halliburton, «Татнефть», ООО «Интегра – Сервисы», «EВС», «БВТ-Восток», «Белоруснефть», Halliburton, ERIELL Group, СЗАО «Фидмаш», Serva Group, Welltec, «Пакер-Сервис», Westor Overseas Holding, «Фрак Джет Волга», Global Tubing, Tenaris, NOV, НПФ «Пакер», НПП «РосТЭКтехнологии», СЗАО «Новинка», ООО «ТЕГАС», ОАО «Уралтрубмаш» и др. В качестве официального информационного партнера выступил журнал «Нефть и газ Евразия». Информационными партнерами являлись также журналы «Бурение и нефть», «Нефть и капитал», «Нефтегазовая вертикаль», «Нефтесервис», «Территория „Нефтегаз“», Oil&Gas Journal Russia. Технические секции конференции предварял однодневный обучающий семинар «Новейшее примене-

ФОТО: ОЛЬГА ХОХЛОВА

Москве 31 октября – 2 ноября прошла 13-я Международная научно-практическая конференция «Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы». Организаторами мероприятия выступили Ассоциация специалистов по колтюбингу и внутрискважинным работам (ICoTA), Центр развития колтюбинговых технологий (ЦРКТ) и редакция журнала «Время колтюбинга». Конференция была организована под эгидой Министерства энергетики Российской Федерации. Спонсорами выступили компании Schlumberger (генеральный спонсор), СЗАО «Фидмаш» (официальный спонсор и спонсор семинара), Trican Well Service (спонсор конференции и семинара), компания «ЕВС» и СЗАО «Новинка» (спонсоры технических секций конференции). Нынешняя встреча собрала рекордное число участников из различных регионов России, а также из Беларуси, Украины, Казахстана, Швейцарии, США, Канады, Ирана, Малайзии – более полутора сотен делегатов от 62 нефтегазосервисных, нефтегазодобывающих, произ-

ние колтюбинга», подготовленный специалистами компании Trican Well Service. Курс состоял из двух частей. Лектором первой части – «Колтюбинговое оборудование и технологии, производство и техническое обслуживание гибкой трубы» – выступил доктор Берни Луфт. Вторая часть семинара – «Гидравлический разрыв пласта с применением колтюбинга» – русскоязычной аудитории была предложена впервые. Ее лектор – Майкл Стемп. Все предыдущие двенадцать конференций «Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы» неизменно открывал председатель оргкомитета Леонид Михайлович Груздилович, который одновременно являлся председателем ученого совета ЦРКТ, автором проекта «Время колтюбинга» и первым старшим сопредседателем российского отделения ICoTA. Нынешняя конференция началась с минуты молчания в память о нем. В прошлом году, открывая конференцию, Леонид Михайлович определил ее цель как создание возможности для формального и, что не менее важно, неформального общения специалистов, для обсуждения вопросов настоящего и будущего нефтегазового сервиса, особенно внутрискважинных работ и, прежде всего, сервиса с применением колтюбинга. Эти слова, не утратившие своей актуальности, процитировала, открывая 13-ю конференцию, ст. сопредседатель российского отделения ICoTA, генеральный директор СЗАО «Фидмаш» Е.Б. Лапотентова. Она отметила, что конференция «проходит при достаточно стабильной ситуации на рынке, когда высокие цены на нефть позволяют прогнозировать устойчивый спрос на новое высокопроизводительное оборудование и технологии».

Oil&GasEURASIA

№11 Ноябрь 2012

ФОТО: ОЛЬГА ХОХЛОВА

КОНФЕРЕНЦИЯ

Программа конференции включала шесть сессий, вместивших около трех десятков докладов. Несколько сообщений были представлены генеральным спонсором конференции – компанией Schlumberger. Доклад «Опыт применения оптоволоконных систем ACTive и новые разработки» озвучил к.т.н. К. Бурдин. Еще один доклад от Schlumberger назывался «Многостадийный ГРП с использованием гидропескоструйной перфорации на ГНКТ в боковых горизонтальных стволах», работы были выполнены по заказу ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь». Доклад «Применение комплекса ГНКТ для фрезерования, промывки, освоения горизонтальных скважин с компоновками-хвостовиками для многостадийных ГРП» обобщил опыт совместной работы на Приобском месторождении компаний «Роснефть» и Schlumberger. Многостадийный ГРП стал одной из основных тем конференции. Кроме вышеназванных докладов и семинарского курса, ему был посвящен доклад от компании «ЕВС» «Системы для гидроразрыва пласта EWS „Мангуст“ и Multistage Unlimited». Представитель компании Weatherford С. Ковалев озвучил доклад «Фрезерование муфт многостадийного ГРП (ZoneSelect), операции с двигателями. Ловильные операции на ГНКТ. Гидропескоструйная перфорация». Компанией Weatherford был представлен и доклад «Технология гидропескоструйной перфорации эксплуатационной колонны при использовании ГНКТ». Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Директор НОЦ «Промысловая химия» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, профессор Л. Магадова выступила с докладом «Выбор кислотных композиций по данным ЯФМ ГИС о вещественном составе породы-коллектора». Первым опытом колтюбингового бурения боковых стволов на депрессии в РУП «ПО „Белоруснефть“» поделился инженер А. Богатко. Второй доклад от «Белоруснефти» был посвящен «Опыту внедрения колтюбинговых технологий в нефтедобыче на месторождениях Припятского прогиба». С современными техническими средствами для направленного бурения скважин, в том числе на депрессии, ознакомил присутствующих главный конструктор СЗАО «Новинка» С. Атрушкевич. Представитель СЗАО «Фидмаш» Ю. Белугин выступил с докладом

«Оборудование для выполнения высокотехнологичных операций по повышению нефтегазоотдачи пластов». В докладе от компании «EВС» была представлена система IntelleCT, разработанная в сотрудничестве с Coil Services BV. Инновационный внутрискважинный инструмент для работы в горизонтальных скважинах и боковых стволах был продемонстрирован НПП «РосТЭКтехнологии». С «Инновационным дизайном гибкой трубы, улучшающим эффективность ее использования в наклоннонаправленных скважинах» выступила компания Global Tubing. В рамках 13-й Международной научно-практической конференции «Колтюбинговые технологии и внутрискважинные работы» журнал «Время колтюбинга» отметил свой первый круглый юбилей – 10 лет. Нынешняя конференция прошла при историческом максимуме участников. В зале было много как новых, так и хорошо знакомых организаторам лиц. Наблюдается такая тенденция: специалисты меняют место работы, переходят в другие компании или создают свои собственные, но каждую осень неизменно приезжают на конференцию. Журнал разменял второй десяток – для периодического издания в быстро меняющемся мире это солидный возраст. Редакция верит и надеется, что читательский стаж ее аудитории будет расти вместе с возрастом проекта «Время колтюбинга».

WELLHEAD EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

Cameron’s Wellhead Solutions Технические решения Cameron по оборудованию устья скважины James Kinnear, General Manager Surface Systems Cameron Russia Fedor Mikheev, Manager Sales Dept, Surface Systems Cameron Russia Sergey Yemelyanov, Surface Systems Operations Manager Cameron Russia

Competitive advantages in well integrity control and safety processes (unitized full bore casing head, “2 in 1” or “3 in 1” common riser well systems, time and cost saving technologies).

Конкурентные преимущества для достижения целостности контроля при строительстве скважины и безопасности работ (полнопроходные колонные головки блочного типа, системы скважин с общей водоотделяющей колонной «двав-одном» и «три-в-одном») – технологии, сберегающие время и сокращающие расходы.

owadays, with a modern approach to the oil and gas production business and the sales of wellhead equipment, competition to be more cost-effective on the market requires the application of novel approaches to conceptual development, design and production of equipment designs. Cameron is the industry leader, working with operator companies to develop technical solutions and equipment aimed at increasing performance over the whole process cycle, with reduced rig time and resource consumption while still maintaining the highest safety level. Cameron’s compact SSMC (Standard Snap Ring Modular Compact) wellhead system helps to reduce rig time, decrease costs and improve safety. Cameron’s patented Fastlock connections and the possibility to run a wide range of casing sizes without running down BOPs has helped reduce rig-up time by 55-60 percent.

наше время, при современном подходе к ведению бизнеса в области производства и продаж устьевого оборудования и в условиях борьбы за более успешное конкурентное присутствие на рынке, остро стоит вопрос об использовании инновационных подходов при разработке концепции, дизайна и изготовлении конечного продукта. Компания Cameron, являясь лидером в своей отрасли, предугадала потребности операторов в области технических решений и оборудования, помогающего проводить весь цикл работ с сокращением времени бурения, ресурсов, и в то же время при наивысшем уровне безопасности. Разработанное Cameron компактное устьевое оборудования типа SSMC (Standard Snap Ring Modular Compact), что означает «стандартные компактные модульные системы с фиксацией внутренних элементов колонной головки пружинными кольцами», позволяет решать задачи, связанные с сокращением времени установки, снижением расходов и повышением уровня безопасности. Запатентованные компанией Cameron соединения типа Fastlock и возможность спуска широкого спектра размеров обсадных колонн без демонтажа блока ПВО сократило время монтажа оборудования на 55-60%.

Advantages of SSMC compact wellhead system: ●

Reduce drilling time • Less connections and faster BOPs nippling-up process. • Weldless connection with divertor. • All operations are performed through BOP and divertor. • Full set of running tools available. ● Increased safety level • Continuous and comprehensive well control, with no need to nipple down BOP at any stage. • Minimized number of ports of potential fluid leakage. • Mud returns through riser. • High technology seals, both elastomeric and metal-to-metal. ● Flexibility • Unitized design, interchangeable parts. • Possibility to use a wide range of casing sizes and types. • Dual completion in different zones. • Full bore design. • Compact design requires less rig area offshore and less wellsite area onshore. • Control line inlets for usage of smart well technologies. • Safety equipment. All this helps to reduce costs and increase drilling operations. More than 2,500 systems have been installed globally. Among our clients are such companies as Shell, ExxonMobil, BP, Total, Chevron, Gazprom and others. Sometimes in the process of field development it is critical to place additional wellheads on a platform, or to reduce the size of the platform, thus reducing the wellhead deck dimensions. For such cases the Conductor Sharing Wellhead™ (CSW) is especially relevant.

Джеймс Киннейр, руководитель департамента «Наземные системы», Федор Михеев, руководитель отдела продаж департамента «Наземные Системы», Сергей Емельянов, инженер департамента «Наземные системы», Cameron, Россия

Преимущества компактной системы устья скважины типа SSMC: ●

●

Сокращение времени бурения • Меньшее количество соединений и более быстрый монтаж ПВО. • Соединение с дивертором без сварки • Операции проводятся через ПВО/дивертор. • Полный набор спускового инструмента. Повышенный уровень безопасности • Постоянный полный контроль скважины, демонтаж блока ПВО не требуется ни на одном этапе. • Минимальное количество портов для потенциальной утечки флюида. • Возврат бурового раствора через райзерную колонну. • Высокие технологии уплотнений, как эластомерных, так и металлметалл. Гибкость • Блочная конструкция, взаимозаменяемые детали. • Возможность использования широкого ряда размеров и конструкций обсадных колонн. • Двойное закачивание в разных горизонтах. • Полнопроходная конструкция. • Компактный дизайн позволяет уменьшать площадь платформы на шельфе и размер шахты на суше. • Наличие выводов контрольных линий позволяет использовать. технологию интеллектуальной скважины. • Аварийное оборудование. Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ Conductor Sharing Wellhead™ (CSW) is:

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● 11-in. CSW “three-in-one” system (in 36-in. conductor). ● 11-дюймовая система CSW «три-в-одном» (в 36-дюймовой

●

A method to drill two or three independent wells through one conductor. ● A way to drill wells independently, to complete them in one or two zones. ● This results in substantial CAPEX savings.

направляющей колонне).

Cameron’s CSW systems accommodate two or three wells, in any combination, or for completion in one or two zones.

Все это позволяет экономить и осуществлять больше операций по бурению. Более 2 500 систем установлены по всему миру. В числе наших клиентов такие известные компании, как Shell, ExxonMobil, BP, Total, Chevron, «Газпром» и другие. Иногда в процессе освоения месторождения очень критично стоит вопрос о размещении дополнительного количества скважин на платформе либо существенное уменьшение габаритов самой платформы и как следствии размеров палубы устьевого оборудования. И в этом случае концепция устьевого оборудования с общей водоотделяющей колонной Conductor Sharing Wellhead™ (CSW) становится актуальной как никогда.

Conductor Sharing Wellhead™ (CSW) – это не что иное, как: ●

Advantages of Conductor Sharing Wellhead™ ●

●

Reduced CAPEX costs due to the following: • Smaller size platforms to accommodate less well slots. • Reused slots at existing platforms – one slot is used for two or three wells. • Maximized production with up to three completions in two zones. • Less individual operations to prepare wellhead for onshore. drilling. • Possibility of “train-type” drilling. HSE • Minimized handling of riser/BOP stack. • Quick couplings used. • No need to weld on Camforge or Sliplock connectors.

● ●

Системы CSW компании Cameron вмещают две или три скважины при любой комбинации, либо при заканчивании в одном и двух горизонтах.

Преимущества системы Conductor Sharing Wellhead™ ●

CSW features ● ●

Proven technology in various field conditions. Standard field-proven sets interchangeable with existing compact wellheads (e.g., 11-in. and 13-5/8-in. SSMC). ● Possibility to select from a wide range of casing sizes (up to 20 inches) and maximum working pressures (up to 700 atm). ● Standard components require less equipment and tools for riggingup. ● Drilling and completion operations are separate for each well. ● A commitment to drill the second well is not a mandatory condition prior to drilling the first well. ● During workover it is not necessary to nipple down the X-mas tree from one well and replace it with a BOP stack in order to gain access to another well. More than 500 systems have been installed worldwide, allowing investments savings to be made in drilling additional wells – a proactive game-changing decision. Cameron’s approach is to solve tough challenges today, and to solve impossible ones tomorrow.

Способ бурения двух или трех независимых скважин через одну направляющую колонну. Скважины бурятся независимо одна от другой, что делает возможным заканчивание в одном или двух горизонтах. В результате – экономия капитальных затрат по проекту.

●

Уменьшение капитальных затрат за счет следующих факторов: • Уменьшение размера новой платформы за счет меньшего числа слотов • Повторное использование слотов на существующих платформах: один слот может обеспечить две или три скважины. • Максимальное увеличение добычи, возможны три системы заканчивания в двух горизонтах. • Уменьшение объема работ по подготовке устьевой шахты при бурении скважин на суше. • Возможность конвейерного бурения. ТБ и ОТ • Минимизация манипуляций с райзером/блоком ПВО. • Применение быстросъемных соединений. • Исключение необходимости в сварке с корпусами соединителей Camforge или Sliplock.

Особенности систем CSW ● ●

Проверенная в различных условиях эксплуатации технология. Стандартные компоненты, проверенные в условиях эксплуатации, взаимозаменяемые с существующим компактным устьевым оборудованием (Например, SSMC 11 дюймов и 13-5/8 дюйма). ● Возможность выбора широкой линийки размеров обсадных колонн (до 20 дюймов) и максимального рабочего давления (до 700 Атм). ● Стандартные компоненты сокращают необходимое количество оборудования и установочных инструментов. ● Бурение и заканчивание независимы для каждой скважины. ● Обязательство по бурению второй скважины не является необходимым условием до начала бурения первой скважины. ● Во время капитального ремонта не требуется снятие фонтанной арматуры одной из скважин и установка на ее место блока ПВО для получения доступа к другой скважине. Более 500 систем установлено во всем мире. Подход Cameron: решать трудные задачи сегодня и невозможные – завтра.

● 11-in. CSW “three-in-one” system (in 36-in. conductor). ● 11-дюймовая система CSW «три-в-одном» (в 36-дюймовой

направляющей колонне). Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

В ОАО «СМП-Нефтегаз» водители стали отчитываться за рабочую смену перед электронным терминалом Статья предоставлена компанией Omnicomm

еятельность любого предприятия, работающего в нефтегазовой сфере, связана с эксплуатацией большого количества разнообразного транспорта и спецтехники. Ежедневно на предприятии всем водителям необходимо получать и закрывать путевые листы, чтобы заступить на смену и закрыть ее, ведь путевой лист – это основной первичный документ для учета пробега, списания топлива, маршрута автомобиля и работы водителя. Это монотонная работа, в которой задействованы диспетчеры, сами водители, а значит, не исключены ошибки и махинации с данными из-за присутствия человеческого фактора. Для исключения этих моментов, в нефтедобывающем предприятии ОАО «СМПНефтегаз», головной офис которого находится в г. Альметьевске (Республика Татарстан), летом 2012 года создали электронную систему обработки путевых листов. Разработкой программно-аппаратного комплекса автоматизированной выдачи и обработки путевых листов занимались специалисты отдела электронного управления нефтедобывающего предприятия. Особенность работы этого комплекса в том, что он интегрирован с программой учета «1С: Управление автотранспортом», которая внедрена в инфраструктуру предприятия, и параллельно с этим комплекс интегрирован с системой спутникового мониторинга транспорта и контроля расхода топлива Omnicomm, работающей на базе спутниковых технологий ГЛОНАСС и GPS. Сейчас система мониторинга транспорта, установленная на 218 автомобилях предприятия, введена в промышленную эксплуатацию. Среди оснащенных машин МАЗы, КАМАЗы, грейдеры, бульдозеры и катки. Ввод системы в промышленную эксплуатацию означает, что теперь учет расхода топлива в ОАО «СМПНефтегаз» начали вести не по принятым нор-

мам, которые заявляются производителями спецтехники и рекомендуются Минтрансом России, а по фактическому расходу на основании показаний из спутниковой системы мониторинга транспорта и контроля расхода топлива Omnicomm. Терминальный комплекс, который был разработан в «СМП-Нефтегазе», быстро стал незаменимым помощником всего управленческого процесса компании, так как он позволил охватить «полный цикл жизни» путево-

го листа. Комплекс начинает «взаимодействовать» с водителем с момента получения им путевого листа в начале своей рабочей смены (когда транспортное средство выезжает из гаража), вплоть до момента закрытия путевого листа (окончания смены водителем и возвращения машины в гараж). Такое непрерывное взаимодействие терминального комплекса с водителем возможно благодаря тому, что машины, на которых работают водители, оформляющие путевые листы через терминал, контролируются системой спутниковой навигации. Система мониторинга позволяет отслеживать все параметры работы автомобиля – скорость и маршрут движения, операции с топливом (заправки и сливы с указанием местоположения и точным временем). Все эти данные по каждой машине хранятся и обрабатываются в базе данных терминального комплекса. Принцип работы системы спутникового мониторинга и контроля расхода топлива Omnicomm следующий. При помощи встроенного навигационного приемника, принимающего сигналы спутников GPS или ГЛОНАСС, установленный на автомобиль регистратор Omnicomm определяет координаты транспортного средства. Вместе с показаниями внешних датчиков, в том числе датчиков уровня топлива, эта информация через сеть GSM (а при отсутствии сети – через Wi-Fi, ZigBee или напрямую через кабель) передается на

ОАО «СМП-Нефтегаз» осуществляет добычу нефти на Сарапалинском и Нижне-Уратьминском месторождениях, расположенных в Татарстане. Кроме этого, в составе компании имеется управление дорожного строительства. Основными заказчиками являются ГУ «Главтатдортранс» министерства транспорта и дорожного хозяйства Республики Татарстан и ОАО «Автострада». Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Компания Omnicomm («Омникомм») – разработчик и производитель системы спутникового мониторинга транспорта Omnicomm на базе технологий ГЛОНАСС/GPS, датчиков уровня топлива Omnicomm LLS и сопутствующего оборудования. С 2012 года на все производимое оборудование Omnicomm предоставляет пожизненную гарантию, что является уникальным предложением на российском навигационном рынке. Внутри компании действуют аналитический, исследовательский и учебный центры. Omnicomm поставляет свою продукцию в Россию, СНГ и более чем в 80 стран мира. Система менеджмента компании сертифицирована на соответствие международному стандарту качества ISO 9001:2008. Компания работает с 1998 года. интернет-сервер, где сохраняется в базе данных. Затем данные обрабатываются в программном обеспечении Omnicomm Autocheck и могут быть получены диспетчером в виде отчетов с любого компьютера, через обычный

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

интернет-браузер. На все оборудование, производимое компанией Omnicomm, предоставляется пожизненная гарантия. Получение путевого листа через терминал производится водителем самостоятельно с помощью специального брелока, «привязанного» к конкретному транспортному средству, оснащенному системой Omnicomm. После того, как путевой лист активирован и распечатан, системой мониторинга в режиме онлайн «снимаются» данные с транспортного средства о его местонахождении, уровне топлива в баке, оборотам двигателя, подъемам кузо-

ва и другим параметрам. По возвращению в гараж, водитель также самостоятельно закрывает путевой лист, используя штрихкод. К моменту закрытия водителем путевого листа в терминальном комплексе уже имеется вся информация об эксплуатации транспортного средства за смену, полученная из системы спутниковой навигации Omnicomm. Для проведения операции открытия или закрытия путевого листа, на дисплей терминального комплекса выводятся все параметры работы машины за смену. Если вдруг системой мониторинга выявлен слив горючего, который был произведен водителем в течение рабочей смены, то на дисплее терминала сразу будет выведено сообщение с указанием точного времени проведения слива и количество слитого топлива. Терминальный комплекс сразу «попросит» водителя подготовить объяснение для службы безопасности предприятия ОАО «СМП-Нефтегаз», которой, автоматически отправится извещение о выявленном факте нарушения. «На нашем предприятии ежедневно каждому водителю открыто демонстрируется полный контроль, и ни у кого даже мысли не возникнет „баловаться“ с топливом, – рассказывает Марат Ахметшин, директор по собственности ОАО «СМП-Нефтегаз». – Фактически, водитель один на один остается с электронной системой, которую нельзя обмануть. С ней нельзя договориться как с диспетчерами, заправщиками и инженерами ГСМ».

www.omnicomm.ru 8-800-100-24-42

Работают представительства во всех регионах РФ

MICROSEISMIC ZONING

ADVERTORIAL SECTION

Assessment of Seismic Hazards for Offshore Facilities Оценка сейсмической опасности участков размещения морских сооружений на шельфе S.G. Mironyuk (Pitergaz)

The Kirinskoye gas condensate field (Sakhalin Island) highlights the challenges of microseismic zoning in areas allocated for the construction of offshore structures. The field is located in a known area of seismic activity, requiring careful assessment of seismicity and secondary seismic hazards.

Oсобенности сейсмического микрорайонирования площадок (трасс) строительства морских сооружений показаны на примере Киринского месторождения углеводородов (о. Сахалин). Определена расчетная сейсмичность площади обустройства месторождения. Выполнена оценка вторичной сейсмической опасности.

evelopment of offshore oil and gas fields requires engineering surveys, including assessments of the areas’ seismic hazards. In Russia, seismic hazard assessments (microseismic zoning) are conducted in offshore areas with a history of seismic activity registering 6 points or greater on the Richter Scale. Engineers have gained significant experience both in detailed seismic zoning (DSZ) of marine basins and in microseismic zoning (MSZ) of the sites on which subsea oil-and-gas facilities have to be built. However, ocean floor and seabed seismicity have not been studid sufficiently. This is largely due to the technical challenges associated with anchoring the network of stationary and temproary seismic stations on the seabed. There are significant limitations in mapping active tectonic zones on the seabed, as well as defining values for seismic movements and creep shifts along the faults. In the Arctic and Far Eastern seas, a long freezeup period hinders seismological study. In marine environments, high levels of storm noise in shallow waters can also disrupt seismological surveys. In the offshore environment, the seismic impedance method to assess amplification is limited due to technical problems associated with determining sheer velocities in bottom sediments. Furthermore, with regard to subsea pipeline designing, drilling of expensive holes for survey purposes is often replaced with sampling. The depth of sampler penetration usually does not exceed 5-6 meters, while the calculated strata thickness for amplification assessment should be 10-20 meters. As for hazard evaluation of earthquakes’ secondary effects, there are certain difficulties. This particularly refers to forecasts pertaining to development of tsunami and underwater landslide. The example of Kirinskoye gas-condensate field (KGCF) provides a case study that highlights challenges pertaining to evaluation of seabed plots’ seismic hazard. The KGCF is located on the north-east shelf of Sakhalin Island (the Sea of Okhotsk), 28 kilometers from the coast. The sea depth in KGCF vicinity reaches 85-90 meters. For the first time in Russia, they plan to extract hydrocarbons here using a subsea technology.

бустройство морских нефтяных и газовых месторождений на шельфе требует проведения инженерных изысканий, включая работы по оценке сейсмической опасности акваторий. В России, оценка сейсмической опасности (сейсмическое микрорайонирование) для строительства нефтегазопромысловых сооружений выполняется в районах с сейсмичностью шесть баллов и более. На сегодняшний день накоплен определенный опыт как детального сейсмического районирования (ДСР) морских бассейнов, так и сейсмического микрорайонирования (СМР) площадок размещения подводных нефтегазовых сооружений. Однако, в целом, изученность сейсмичности океанического и морского дна недостаточна. В значительной степени это объясняется техническими трудностями создания на морском дне постоянно действующих и временных сетей сейсмических станций. Также существенно ограничены возможности картирования на морском дне активных тектонических разломов и определения расчетных значений сейсмогенных подвижек и криповых смещений по разрывам. Кроме того, проведение сейсмологических исследований в арктических и дальневосточных морях затруднено длительным периодом ледостава. Еще одна сложность сейсмологических наблюдений в морской среде – высокий уровень штормовых помех на мелководье. В морских условиях ограничено применение метода сейсмических жесткостей для оценки приращения балльности, в связи с техническими сложностями прямого определения скоростей поперечных волн в донных осадках. Кроме того, бурение дорогостоящих скважин при изысканиях для проектирования морских трубопроводов часто заменяется пробоотбором. При этом глубина внедрения пробоотборников обычно не превышает 5-6 м, в то время как мощность расчетной толщи для оценки приращений балльности должна составлять 10-20 м. Имеются определенные сложности оценки опасности вторичных эффектов землетрясений, в частности, при составлении прогнозов развития цунами и подводных оползневых процессов. Особенности оценки сейсмической опасности морского дна рассмотрим на примере работ по СМР района обустройства Киринского газоконденсатного месторождения (КГКМ).

Миронюк С. Г. (ООО «Питер Газ»)

Oil&GasEURASIA

СЕЙСМИЧЕСКОЕ МИКРОРАЙОНИРОВАНИЕ The scope of microsesmic zoning included: ● an update of the baseline seismicity for the operations’ area (UBS); ● MSZ on the sites (routes) of underwater structures (seismic impedance methods (SIM) and calculation methods were used); ● assessment of the secondary seismic hazard (tsunami, soil liquefaction). Baseline seismicity update. Seismic hazard calculations using the SEISRISK III program were performed at 24 locations along the routes of the in-field pipelines and a “manifold – coastal site for the subsea production unit control” pipeline (gas gathering line header). Four models of potential earthquake source (PES) zones were used for the calculations. In statistical analysis of the results, data from all models of PES zones were equally weighted. The results showed that calculated values of the maximum peak acceleration A and average amplitudes of calculated response spectra with a 5-percent attenuation SAHmax(τ, 5 percent) were higher in the coastal zone, compared to the deep-water area of the KGCF (area of the manifold and in-field pipelines’ location) by approximately 20 percent. For the period of the earthquake frequency Т = 1,000 years (to which standard map OSR-97-V corresponds), the received calculated estimates of baseline seismicity for various areas of the KGCF development are as follows: Amax = 0.21 – 0.25 g or IMSK ≈ 8.0 – 8.3 points – for the soil of II category by seismic properties. The upper calculated values correspond to the area of the shore abutment, and the lower ones – to relatively deep-water offshore area. The calculation results show that, for the period of frequency Т = 1,000 years, the baseline seismicity of the area, on which KGCF is being developed, is lower than on the OSR-97-V map. On the said map, the area is characterized by the baseline seismicity of nine points. According to disaggregation of the UBS results, earthquakes of two types could be the most hazardous for the KGSF facilities: а) Earthquakes with magnitudes MLH = 4.5-5.5 that take place at the distances (R) of 5-10 kilometers. The effect of these earthquakes is decisive for the calculated response spectrum SAHmax(τ, 5 percent) in the range of periods of spectrum τ = 0,01÷ 0,04 sec. б) Earthquakes with magnitudes MLH=7.0-7.5 that take place at the distances (R) of 60-70 kilometers. The effect of these earthquakes is decisive for the calculated response spectrum SAHmax(τ, 5 percent) in the range of periods of spectrum τ ≥ 0,5 sec. Microseismic zoning. Three geological-engineering regions (GER) were identified at the KGCF development area for the MSZ purposes: 1. The Eastern region (a deep-water area). Here the section explored to the depth of 10-15 meters is composed by fine, medium-size dusty sand, dense and medium dense (soil density ρ= 1.93-1.96 g/cm3, porosity factor е= 0.58-0.77). Ancient forms (paleovalleys) corresponding to the subaerial stage of the development of this region are well preserved on the seabed. Previously it was shown that the areas of buried channels are not favorable in terms of seismicity. A zone of gas shows was determined by geophysical methods in the central part of the region (close to the manifold site). In the modern seabed relief, a local high coincides with this zone spatially; this high has dimensions 600х400 meters and height 1.5-2.0 meters. 2. The Central region. This region is confined to the partially eroded Lunskaya anticline structure. The quaternary deposits here consist of mostly fine and medium-size sand, mostly of medium density, and also gravel soil. Their thickness (except several paleovalleys) decreases to 1-5 meters. An area with complete absence of bottom sediments is identified closer to the crest of the structure. Bedrocks of the Nutovo formation (N1-2 nt) outcrop on the seabed surface. Four buried valleys were identified, crossing the Lunskaya structure in the East-West direction. Gas is often registered in the sediments of paleovalleys. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

КГКМ расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалин (Охотское море) в 28 км от берега. Глубина моря в районе КГКМ составляет 85-90 м. Для добычи углеводородов здесь впервые в России планируется применить подводную технологию. Работы по СМР включали: ● уточнение исходной сейсмичности района работ (УИС); ● СМР площадок (трасс) подводных сооружений (использовались методы сейсмических жесткостей (МСЖ) и расчетные); ● оценку вторичной сейсмической опасности (цунами, разжижение грунтов). Уточнение исходной сейсмичности. Расчеты сейсмической опасности по программе SEISRISK III были выполнены для 24 пунктов равномерно расположенных вдоль трасс внутрипромысловых трубопроводов и трубопровода «манифольд – береговая площадка управления ПДК» (газосборный коллектор). Для расчетов были использованы четыре модели зон ВОЗ. При статистическом анализе результатов расчетов данные по всем моделям зон ВОЗ учитывались с равными весами. Из полученных результатов следует, что расчетные значения максимального пикового ускорения A и средних амплитуд расчетных спектров реакции с 5%-м затуханием SAHmax(τ, 5%) выше в береговой зоне, по сравнению с глубоководным участком площади Киринского ГКМ (район расположения манифольда и внутрипромысловых трубопроводов), приблизительно на 20%. Для периода повторяемости землетрясений Т = 1 000 лет, которому отвечает нормативная карта ОСР-97-B, полученные расчетные оценки исходной сейсмичности для различных участков района обустройства Киринского ГКМ составляют: Amax = 0,21 – 0,25 g или IMSK ≈ 8,0 – 8,3 балла – для грунта II категории по сейсмическим свойствам. При этом верхние расчетные значения относятся к участку берегового примыкания, а нижние – к относительно глубоководному морскому участку. Результаты выполненных расчетов показывают, что исходная сейсмичность района обустройства Киринского ГКМ для периода повторяемости Т = 1 000 лет ниже, чем указывается на карте ОСР-97-В, на которой данный район характеризуется исходной сейсмичностью девять баллов. Согласно результатам деагрегации результатов УИС, наиболее опасными для объектов Киринского ГКМ могут быть землетрясения двух типов: а) землетрясения с магнитудами MLH=4,5-5,5, возникающими на расстояниях R = 5-10 км; вклад этих землетрясений является определяющим для расчетного спектра реакции SAHmax(τ, 5%) в области периодов спектра τ = 0,01÷ 0,04 сек. б) землетрясения с магнитудами MLH=7,0-7,5, возникающими на расстояниях R = 60-70 км; вклад этих землетрясений является определяющим для расчетного спектра реакции SAHmax(τ, 5%) в области периодов спектра τ ≥ 0,5сек. Сейсмическое микрорайонирование. Для целей СМР на площади обустройства КГКМ было выделено три инженерно-геологических района (ИГР): 1. Восточный (глубоководная часть). Здесь изученная до глубины 10-15 м часть разреза сложена песками мелкими, средней крупности и пылеватыми, плотными и средней плотности (плотность грунта, ρ= 1,93-1,96 г/см³, коэффициент пористости, е= 0,58-0,77). На дне хорошо сохранились древние формы (палеодолины), соответствующие субаэральному этапу развития района. Ранее было показано, что участки погребенных русел являются неблагоприятными в сейсмическом отношении. В центральной части района (вблизи площадки манифольда) геофизическими методами установлена зона выхода газа. В современном рельефе дна с этой зоной пространственно совпадает локальное возвышение размером 600х400 м и высотой до 1,5-2,0 м. 2. Центральный. Район приурочен к частично эродированной Лунской антиклинальной структуре. Четвертичные отложения здесь представлены в основном песками мелкими и средней крупности, пре-

ADVERTORIAL SECTION

MICROSEISMIC ZONING

● Fig. 1. A sketch map of micro-seis-

mic zoning of the KGCF development area in MSK-64 numbers. Figures on the map (1-3) represent numbers of the geological-engineering regions. ● Рис. 1. Карта-схема сейсмического микрорайонирования участка обустройства Киринского ГКМ в баллах шкалы MSK-64. Цифры на карте (1-3) номера инженерно-геологических районов.

Within the region under consideration, the pipeline route crosses a zone of gas seepage from the gas-bearing Lunskaya structure. It is approximately 250-260 meters wide. 3. The Western region (shallow water). This region is located in the coastal zone. Modern fine and medium-size sands of medium density are developed on the underwater accumulative shoreface. Interlayers of coarse sand and gravel-pebble lenses appear in the section closer to the coast. As “middle soils” for the KGCF development area, bedrock soils were selected, composed by unweathered rocks of the Nutovo formation N1-2nt with shear velocities Vs = 310 ± 50 m/s and ρ = 2.10 g/cm3. In the top part of the section, eluviated bedrocks are characterized by the velocity Vs = 230 m/s. At the depth of 50 meters, velocity Vs increases to 330 m/s and at the depth of about 80 meters from the seabed – to 400500 m/s. It was determined that in the ground layer velocities Vs vary from 230 to 360 m/s along the gas gathering line header’s route and in the range of 210-255 m/s along the routes of the infield pipelines. A significant increase in velocities Vp and Vs closer to the coast was observed. In addition, a significant decrease of compressional layer velocities Vp and Vs was registered in soils in the area where the “gas pipe” comes to the seabed within the Lunskaya structure. Here velocities Vs are 230-240 m/s and Vp = 1,6301,650 m/s. On the whole, along the main pipeline route, the lowest velocities Vs are characteristic for the areas with the thickest marine deposits and for the area of gas-saturated bedrock outcrop on the seabed, and the highest velocities – for the coastal section of the pipeline route. Amplification (ΔI) shows well the structural peculiarities of the soil stratum of the three above described regions (see Fig. 1). Within the Eastern GER (1), where it is planned to locate the manifold, infield pipelines, a part of the gas gathering line header and other facilities of the subsea production unit, amplification (ΔI) is 0.3-0.4 points of MSK-64. Within the Central GER (2), where the “gas pipe” comes out to the seabed, ΔI = 0.4-0.5. This results from the low values of Vs velocities both in the strata of the bottom quaternary deposits and in the bedrocks. The lowest values of ΔI were received for the Western GER (3), which can be explained by a small thickness of the quaternary sediments and the higher Vs velocities. Secondary seismic hazard assessment. Tsunami hazard on the eastern coast of Sakhalin Island was assessed based on the integrated method that combines a method of statistical analysis of the historic data on tsunami cases at the coast and modeling of a scenario of the most hazardous tsunami development. A numerical simulation was done to calculate distribution of the maximum heights a hypothetical tsunami located in the central araea of the Kuril Islands could produce along the eastern coast of Sakhalin. The seismic impact magnitude was equal to 8.5. It was determined that in the area of the Kirinskoye GCF, tsunami height does not exceed 2 meters (Fig. 2). When a tsunami wave coincides with the maximum tidal oscillations of the sea level (≈1 meter), this value increases to 3 meters.

имущественно средней плотности, а также гравийным грунтом. Их мощность (за исключением нескольких палеодолин) сокращаются до 1-5 м. Ближе к сводовой части структуры выделяется участок полного отсутствия донных осадков. Здесь на поверхности дна обнажаются коренные породы нутовской свиты (N1-2 nt). Выявлены четыре погребенные долины, пересекающие Лунскую структуру в субширотном направлении. В осадках палеодолин часто фиксируется газ. В пределах рассматриваемого района трасса трубопровода пересекает зону сипинга (просачивания) газа из газоносной Лунской структуры. Ширина ее составляет около 250-260 м. 3. Западный (мелководье). Район расположен в береговой зоне. Здесь на подводном аккумулятивном береговом склоне развиты современные пески мелкие и средней крупности, средней плотности. Ближе к берегу в разрезе появляются прослои песков крупных и гравийногалечниковые линзы. В качестве «средних грунтов» для района обустройства Киринского ГКМ были выбраны грунты коренного основания, сложенные невыветрелыми породами нутовской свиты N1-2nt со скоростями поперечных волн Vs = 310 ± 50 м/с и ρ = 2,10 г/см³. В верхней части разреза элювиированные коренные породы характеризуются скоростью Vs = 230 м/с. На глубине около 50 м скорость Vs возрастает до 330 м/с и до 400-500 м/с на глубине порядка 80 м от морского дна. Установлено, что скорости Vs в грунтовой толще изменяются от 230 до 360 м/с по трассе газосборного коллектора и в диапазоне 210-255 м/с по трассам внутрипромысловых трубопроводов. Наблюдается значительное возрастание скоростей Vp и Vs по мере приближения к берегу. Кроме того, зафиксировано значимое уменьшение пластовых скоростей продольных волн Vp и Vs в грунтах на участке выхода на дно моря «газовой трубы» в пределах Лунской структуры. Здесь скорости Vs составляют 230-240 м/с, а Vp = 1 630-1 650 м/с. В целом, по трассе магистрального трубопровода наименьшие скорости Vs характерны для участков с наибольшей мощностью морских отложений и для участка выхода газонасыщенных коренных пород на дне моря, а наибольшие – для прибрежного участка трассы трубопровода. Приращения балльности (ΔI) хорошо отражают особенности строения грунтовой толщи трех ранее описанных районов (рис. 1). В пределах ИГР «Восточный» (1), где планируется разместить манифольд, внутрипромысловые трубопроводы, часть газосборного коллектора и др. объекты ПДК приращение балльности (ΔI) составляет 0,3-0,4 балла по шкале MSK-64. В пределах ИГР «Центральный» (2), включающего участок выхода «газовой трубы», ΔI = 0,4-0,5 балла. Это – следствие низких значений скоростей Vs как в толще донных четвертичных отложений, так и в коренных породах. Самые низкие значения ΔI получены для ИГР «Западный» (3), что можно объяснить, небольшой мощностью четвертичных осадков и повышенными скоростями Vs. Оценка вторичной сейсмической опасности. Оценки цунамиопасности восточного побережья о. Сахалина выполнялась на основе комплексного метода, сочетающего метод статистического анализа Oil&GasEURASIA

СЕЙСМИЧЕСКОЕ МИКРОРАЙОНИРОВАНИЕ ● Fig. 2. Map of the maximum

tsunami heights calculated for a hypothetical tsunami source in the area of the Kuril Islands ● Рис. 2. Карта максимальных высот цунами, рассчитанная для гипотетического источника цунами в районе Курильских островов.

A tsunami wave surge was calculated with consideration to special features of the seabed topography and the height of the coastal cliff. It was determined that coastal facilities of the Kirinskoye GCF do not get in the flood zone even at the maximum tsunami height. Potential soil liquefaction was assessed by three methods – by using the static penetration test (CPT) data, by means of dynamic triaxial compression of model samples, and also by using a method based on calculation of the seismic liquefaction potential. Laboratory dynamic tests of disturbed structure’s soils by the dynamic triaxial compression method were performed on an automated dynamic triaxial compression unit manufactured by Geotechnical Instruments (Canada). A series of undrained tests with stress monitoring was carried out. An earthquake-caused stress was calculated for scenarios with magnitudes М=5.5, 6.0 and 7.2 and maximum acceleration of vibrations on the soil surface Amax = 0.17-0.25 g, 0. 25-0.30 g and Amax =0.400.42 g. To model the soil conditions during the seismic impact, the expected seismic load was calculated prior to dynamic loading, using the technique proposed by H.B.Seed and I.M. Idriss. It was determined that sandy soils in the areas of construction of the subsea production unit facilities are subject to liquefaction. Soil liquefaction is possible at seismic impacts with Т = 500-1,000 years and М= 5.56.0. The factor of safety (FS) varies in the range of 0.4-0.8 (liquefaction condition FS ≤ 1.15). Mostly fine loose sand of medium density, dusty sand of medium density and medium-coarse sand of medium density can undergo liquefaction. Thickness of these soils can reach 3-4 meters. There is a tendency for decrease of the thickness of the liquefied layer in the direction of the coast. Both by the CPT data and laboratory tests, semi-gravel, dusty and fine dense sands are mostly stable to dynamic loads created by earthquakes with М= 5.5-6.0. Thus, application of MSZ made it possible to update the seismic environment for construction of the Kirinskoye GCF facilities, particularly to receive quantitative parameters of seismic impacts and also to assess macro-seismic effects of earthquakes. For pipelines and also for subsea facilities in seismically active areas offshore Sakhalin Island, along with assessment of seismic impact parameters, calculation of values and probability of seismogenic displacements over the faults and quantitative assessment of soil liquefaction and tsunami wave parameters are of primary importance. Studies on assessment of seismic hazard for the area on which the Kirinskoye GCF facilities have to be constructed made it possible to develop a package of measures to ensure safe operation of the subsea production unit facilities.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

известных исторических данных о проявлении цунами на побережье со сценарным моделированием наиболее опасного развития цунами. Для источника гипотетического цунами, расположенного в центральной части Курильских островов выполнялось численное гидродинамическое моделирование с целью расчета распределения максимальных высот вдоль восточного побережья Сахалина. При этом магнитуда сейсмического толчка принималась равной 8,5. Установлено, что в районе Киринского ГКМ высоты цунами не превышают 2 м (рис. 2). При совпадении волны цунами с максимальными приливными колебаниями уровня моря (≈1 м) это значение увеличивается до 3 м. Расчеты наката волны цунами выполнялись с учетом особенностей рельефа морского и высоты берегового обрыва. Установлено, что в зону затопления не попадают береговые объекты обустройства Киринского ГКМ даже при максимальной высоте цунами. Потенциальная разжижаемость грунтов оценивалась тремя способами – по данным статического зондирования (CPT), путем динамического трехосного сжатия модельных образцов, а также с использованием метода основанного на расчетах сейсмического потенциала разжижения. Лабораторные динамические испытания грунтов нарушенного сложения методом динамического трехосного сжатия выполнялись на автоматизированной установке динамического трехосного сжатия производства Geotechnical Instruments (Канада) по схеме недренированных испытаний с контролем напряжений. Нагрузка от землетрясений рассчитывалась для сценарных событий с магнитудами М=5,5, 6,0 и 7,2 и максимальными ускорениями колебаний на поверхности грунта Amax = 0,17-0,25 g, 0, 25-0,30 g и Amax =0,40-0,42 g. Для моделирования условий, в которых находится грунт при сейсмическом воздействии, перед динамическим нагружением проводился расчет ожидаемой сейсмической нагрузки по методике, предложенной Г.Б. Сидом и И.М. Идриссом. Установлено, что песчаные грунты в местах строительства объектов подводного добычного комплекса подвержены разжижению. Разжижение грунтов возможно при сейсмических воздействиях с Т = 500-1 000 лет и М= 5,5-6,0. При этом коэффициент безопасности (FS) изменяется в интервале 0,4-0,8 (условие разжижения FS ≤ 1,15). Разжижаются в основном пески мелкие, рыхлые, средней плотности, песок пылеватый средней плотности и песок средней крупности средней плотности. Мощность разжижаемых грунтов достигает 3-4 м. Наблюдается тенденция уменьшения мощности разжижаемого слоя по направлению к берегу. Пески гравелистые, пылеватые и мелкие плотные, как по данным CPT, так и в лабораторных опытах в основном устойчивы к динамическим нагрузкам, создаваемых землетрясениями с М= 5,5-6,0. Таким образом, СМР позволило уточнить сейсмические условия строительства морских сооружений Киринского ГКМ, в том числе получить количественные параметры сейсмических воздействий, а также оценить макросейсмические эффекты землетрясений. Для трубопроводов, а также площадных подводных сооружений в сейсмически активных районах шельфа о. Сахалин, наряду с оценкой параметров сейсмических воздействий, первоочередное значение имеет расчет величин и вероятности сейсмогенных смещений по разломам, а также количественная оценка разжижаемости грунтов и параметров волн цунами. Выполненные работы по оценке сейсмической опасности района обустройства Киринского ГКМ позволили разработать комплекс мер по обеспечению безопасной эксплуатации объектов ПДК.

FIRE PROTECTION

ADVERTORIAL SECTION

New Solutions in Water and Foam Fire Extinguishing Новые решения в области водяного и пенного пожаротушения This article was supplied by Spetsavtomatika company

Статья предоставлена компанией «ПО „Спецавтоматика“»

ire protection is a global problem for any facility owner and operator. Timely actions to equip facilities with fire protection systems significantly reduces the risk of dangerous situations. At present, foam fire extinguishing is very popular and is widely applied in the petrochemical industry for extinguishing burning flammable and combustible liquids. Foam has obvious advantages: ● It prevents the formation of an explosive mixture of liquids; ● It extinguishes flammable and combustible liquids with a flash point less than 900 C; ● And it extinguishes substances which, in contact with water, emit heat, flammable, toxic or corrosive gases. Technical solutions aimed at improvement of the efficiency of foam fire extinguishing systems: Specialists always face a number of urgent problems when designing systems of foam fire extinguishing. These problems concern selection of equipment, its layout, and foaming agent charging and mixing. This year, PO Spetsavtomatika (Biysk) extended the range of products for water and foam systems and offered new products on the safety market – foaming agent feed module (Fig. 1), fire sprinklers and water or foam deluge sprinklers (such as SSU, SSP and SU, SP) (Fig. 2). The foaming agent feed module is designed for automatic batching of the foaming agent in sprinkler and deluge fire-extinguishing systems to obtain a solution of the set concentration with a wide range of flow rate, which makes it possible to perform foam extinguishing more efficiently. Key benefits of this product compared to the foreign analogs are the simplicity and convenience of the system: ● Automatic mixing and charging of the fire-extinguishing agent requires no additional equipment; ● Storage tank for the foaming agent is not under excessive pressure;

роблема защиты объектов от пожаров актуальна сегодня во всем мире. Своевременное принятие мер по предупреждению и техническому оснащению объектов системами противопожарной защиты значительно снижает риск возникновения опасной ситуации. На сегодняшний день в нефтехимической промышленности для тушения возгораний легковоспламеняющихся и горючих жидкостей популярно и широко применяемо тушение пожаров с помощью пены. Это обусловлено ее очевидными преимуществами: ● предотвращением возможности образования взрывоопасной смеси; ● тушение легковоспламеняющихся, горючих жидкостей с температурой вспышки менее 900 °С; ● тушения веществ, которые при контакте с водой выделяют тепло, горючие, токсичные или коррозионно-активные газы.

● Fig. 1. Foaming agent feed module. ● Рис. 1. Модуль подачи

пенообразователя.

Технические решения, направленные на повышение эффективности систем пенного пожаротушения. Всегда существует ряд актуальных вопросов, с которыми приходится сталкиваться специалистам при проектировании систем пенного пожаротушения. Вопросы касаются выбора оборудования, схемы его размещения, заправки и перемешивания пенообразователя. В этом году компания «ПО „Спецавтоматика“» (г. Бийск) расширила номенклатуру изделий для водопенных систем, представив на рынке безопасности новые изделия – модуль подачи пенообразователя (рис. 1) и оросители спринклерные и дренчерные водяные и пенные (типа SSU, SSP и SU, SP) (рис. 2). Модуль подачи пенообразователя предназначен для автоматического дозирования пенообразователя в спринклерных и дренчерных установках пожаротушения для получения раствора заданной концентрации с широким диапазоном расхода раствора, что позволяет более эффективно и экономично производить тушение пеной. Ключевые преимущества данного изделия перед импортными аналогами – простота и удобство системы: ● функция автоматического перемешивания и заправки ОТВ осуществляется без использования дополнительного оборудования; ● емкость для хранения пенообразователя находится без избыточного давления; Oil&GasEURASIA

ЗАЩИТА ОТ ПОЖАРОВ

● No need for connection to the main pump, which makes it possible to locate the module in any convenient place. Water and foam sprinklers are designed for fire extinguishing and control and also for formation of water curtains in automatic fireextinguishing systems using water and low-expansion foam from an aqueous solution of general purpose. Water and foam sprinklers of PO Spetsavtomatika can be manufactured in versions with heat-sensitive bottles of standard and fast response. For convenience and quick installation on the pipeline, they can be custom-made with an applied thread sealant. Protection of the facility is a complex task. Competent design calculations, professional installation, proper equipment selection and its safe operation – all this makes it possible to ensure efficient and reliable fire protection of the facilities. Our specialists, having many years’ experience in this area, will always provide support in any issues related to fire protection of the facilities. www.sauto.biysk.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Fig. 2. Water and foam sprinkler SSP and SSU. ● Рис. 2. Ороситель спринклерный водяной и

пенный SSP и SSU.

● отсутствие привязки к основному насосу делает возможным размещение модуля в любом удобном для монтажа месте. Оросители водяные и пенные предназначены для тушения и локализации очагов пожара и создания водяных завес в автоматических системах пожаротушения с помощью воды, пены низкой кратности из водного раствора пенообразователя общего назначения. Являясь полными аналогами спринклеров крупных мировых производителей, оросители водяные и пенные производства «ПО „Спецавтоматика“» имеют исполнения с термочувствительными колбами стандартного и быстрого реагирования. Для удобства и быстроты монтажа на трубопровод изготавливаются (под заказ) с нанесенным резьбовым герметиком. Защита объекта – это комплексная задача. Грамотный расчет при проектировании, профессиональный монтаж, правильный выбор оборудования и его надежная работа позволяют в совокупности добиться эффективной и надежной защиты объекта от пожара. Наши специалисты, имея многолетний опыт работы в этой области, всегда окажут помощь в техническом вопросе, касающемся защиты объекта от пожара. www.sauto.biysk.ru

9 8 7

1 3

2 4

CAMERON: НОВЫЙ ВЗГЛЯД 6

ЛУЧШЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОТОКА

От разведки и добычи до переработки и сбыта, на суше и на море, мы рядом. ™

Камерон — ведущий поставщик оборудования, систем и услуг регулирования и измерения потока при добыче и переработке нефти и газа по всему миру. Наши комплексные решения, практические знания, технологии и надежное оборудование послужат вам для оптимизации результатов и повышения эффективности производства. Опираясь на опыт многих десятилетий, мы постоянно находим новые способы решения самых сложных технических задач, встающих перед нашими заказчиками. Мы знаем потребности своих заказчиков изнутри, и поэтому предлагаем максимально эффективные решения, позволяющие быстро достигнуть результата. Понимание особенностей работы на больших глубинах, при высоких температурах и давлении в сочетании с глубоким знанием местной специфики является одним из основных факторов нашего успеха. Cameron: новый взгляд. www.c-a-m.com www.c-a-m.ru AD00498CAM

К СОВЕРШЕНСТВУ — ВМЕСТЕ!™

СЕГМЕНТЫ РЫНКА, НА КОТОРЫХ ПРИСУТСТВУЕТ CAMERON 1 НАЗЕМНОЕ БУРЕНИЕ 2 МОРСКОЕ БУРЕНИЕ 3 НАЗЕМНАЯ ДОБЫЧА 4 МОРСКАЯ ДОБЫЧА 5 ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА 6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ НА МОРСКИХ ПЛАТФОРМАХ

7 ТРАНСПОРТИРОВКА/ХРАНЕНИЕ 8 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА/НЕФТЕХИМИЯ/СПГ 9 ПРОМЫШЛЕННОСТЬ