Page 1

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

p. / стр. 8

Russia’s Oil Production and Global Developments Добыча нефти в России на фоне глобальных процессов

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

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 26

p. / стр. 40

Norwegian Experience Shows How State and Oil Companies Can Balance Financial Interests to Develop Shelf Assets Освоение российского шельфа: государство и нефтяные компании, объединяйте усилия!


EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

OTC – Houston Invites the Oil and Gas World to Party: Russia says “Nyet” Конференция по шельфовым технологиям (ОТС):

Прием в честь россиян прошел без «виновников торжества» Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

very year I go to the OTC in Houston during May holidays. And every year I end up writing an editorial about how disappointed I am because of the lack of interest from Russian companies. 2011 was no exception. Like all other years, Russia was again, the only oil and gas national power with no national pavilion. This year, the Americans tried to honor Russia as “Country of the Year” at the annual breakfast held on the first day of the OTC and organized by the Houston-based “Energy Magazine”. Sponsors included Hess, CBI, FMC, Wells Fargo Bank and the U.S. Russia Business Council from Washington D.C. The Americans tried hard to be good hosts. An elementary school choir of Houston kids sang songs in Russian language. A representative of a Houston-area Russian Orthodox Church opened with a prayer chanted in Church Slavonic. And everyone spoke well of Russia. Everyone – I mean the speakers – were, unfortunately, all American. OK, there were some Russians but they were Russians living Houston as American citizens with U.S. passports. So, where were the “real” Russians? Good question! Somebody threw a party for them, but the guests never came! There was a rumor circulating to the effect that Russian companies had been told by “authorities” in Moscow to stay away because the breakfast was intended to be a networking event for Russian companies and American companies to meet and (God forbid) maybe talk business. In 2012, China will be “Country of the Year” and … guess what? The Chinese – those Kings of Capitalism in Communist overcoats – attended the Russian breakfast to see what it would all be about. At least, the Chinese presence at the Russia Breakfast gave U.S. companies somebody to talk to. After Americans, Chinese were the second largest nationality present! Maybe instead of a prayer in Church Slavonic, we should have started with a Buddhist medi-

аждый год на майские праздники я уезжаю в Хьюстон. И после этого визита тема рубрики «От редактора» неизбежно повторяется: это разочарование, которое я испытываю от отсутствия интереса к хьюстонскому форуму со стороны российских компаний. Не стал исключением и 2011 год. Как и в предыдущие годы, Россия вновь оказалась единственной нефтегазовой державой без национального павильона. В этом году американцы пытались чествовать Россию как «страну года» на приеме, организованном в первый день ОТС местным изданием Energy Magazine. Список спонсоров включал такие компании и организации, как Hess, CBI, FMC, Wells Fargo Bank и Американо-российский деловой совет, штаб-квартира которого находится в Вашингтоне. Американцы очень старались продемонстрировать свое гостеприимство. Местный десткий хор исполнял песни на русском языке. Представитель русской православной церкви в Хьюстоне провел молебен на церконославянском языке. О России говорили только хорошее. Но все спикеры были американцами. Русские, конечно, тоже присутствовали, но из числа тех, кто живет в Хьюстоне и имеет американское гражданство. А где же были «российские русские»? Хороший вопрос, поскольку, «виновники торжества» на празднике, им посвященном, попросту отсутствовали. Поговаривали, что российским компаниям, якобы, посоветовали «сверху» воздержаться от посещения мероприятия, цель которого – помочь российским и американским компаниям «найти друг друга» и (не ровен час!) договориться о сотрудничестве. В 2012 году «страной года» должен стать Китай, и догадываетесь, что произошло? Китайцы, скрывающие свою деловую хватку под коммунистическими лозунгами, пришли на прием, устроенный в честь россиян, чтобы «разведать обстановку». Таким образом, благодаря «китайскому присутствию» у представителей американских компаний появилась возможность пообщаться с коллегами из-за рубежа. Если учесть, что по количеству присутствующих на приеме Китай стал вторым после США, возможно, вместо молебна на церковнославянском следовало провести медитацию согласно буддитстской традиции. Тем более что в России буддизм является одной из государственных религий. На следующий день я пошла на прием, организованный Российской торгово-промышленной палатой в Техасе. Прием состоялся в отеле ZaZa, в хьюстонском районе музеев.

E

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

К

1


#5 May 2011

PHOTO: LOLA VAYNER

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

tation – Buddhism is, after all, one of Russia’s official state religions. The next evening I attended the Russian Chamber of Commerce in Texas reception at the ZaZa Hotel in Houston’s Museum District. Oil&Gas Eurasia are members of the Russian Chamber in Texas and OGE was proud to have been one of the sponsors of the event. It was a grand affair and, yes, the Russians did show up. But it seems that while all sponsors are equal in terms of how much they pay for a sponsorship, some sponsors are more equal than others. While small and medium size company business people were drinking in one room; the “big” company representatives were having their own little private round-table discussion in a totally separate room. “How Russian!” I ranted as I ordered my third gin and tonic, separated from Gazprom and global service companies I had expected to meet, by only three or four meters – AND A BRICK WALL! And I paid money too! (In Russia this usually helps but not if you’re small … Russians simply don’t take small business seriously, even though it is the backbone of strong economies all around the world. And as long as oil prices remain high, that will be the case.) Towards the end of the OTC, I interviewed a young Russian guy from Penza, Slava Skachkov, Head of the Export Department at PKTVA a leading Russian manufacturer of valve repair and testing equipment. Skachkov had convinced his bosses to exhibit at OTC as part of their strategy to enter the American market. (By the way, in the OTC catalogue, there were only four exhibitors from Russia: Gazprom, OMK, PKTVA from Penza and Oil&Gas Eurasia (and since I’m an American I really don’t know if we count.) You can find out more about this innovative and progressive company at www.revalve.com. In brief, PKTVA manufactures equipment to test and repair valves and they’re opening a showroom and test facility in Indianapolis, Indiana. Skachkov thought that the OTC would be “good exposure”. He sees the difference in “mentality” between Russian and American business people as their biggest problem. I couldn’t agree more. He and I understood each other considering that he had lived in the U.S. and I had lived in Russia. And honestly, after talking with Skachkov, I got my optimism back. He’s young and some day he and his generation will be in charge. Ranting about such things does as much good as getting upset when you try to drive anywhere near the Kremlin at rush hour and find yourself sitting in traffic for an hour because the cops closed all main roads to let some 4 th level bureaucrat race off to his dacha in Rublovka down a totally empty road. Don’t they care about the affect this has on business and the general population? Well, actually, “no”, they don’t. So what the heck, I guess I’ll just press down on my horn and vent with the rest of the small business owners in the “probka” (Russian slang for “cork” when all traffic stops). I just hate having to do this (figuratively) in Houston too!

2

«Нефть и газ Евразия» – член Российской торгово-промышленной палаты в Техасе и гордится тем, что является одним из спонсоров вышеупомянутого мероприятия. Прием был прекрасно организован, и на нем действительно присутствовали россияне. К вопросу о спонсорстве – все спонсоры равны в том смысле, что они платят за спонсорство. Однако при этом некоторые из них оказались явно «равнее» других: в то время как представители малого и среднего бизнеса собрались в одной комнате, представители крупных компаний организовали собственный «круглый стол» в отдельной комнате. «Это вполне в русском стиле!» – возмущалась я, заказывая уже третий джин-тоник. От представителя «Газпрома» и международных сервисных компаний меня отделяли только три метра – И КИРПИЧНАЯ СТЕНА! А ведь я тоже заплатила деньги! (В России это обычно помогает, но не представителям малого бизнеса... Россияне просто не воспринимают малый бизнес всерьез несмотря на то, что он – основа сильной мировой экономики. И пока цены на нефть останутся высокими, ситуация не изменится). Когда OTC уже подходила к концу, мне удалось взять интервью у Вячеслава Скачкова из Пензы, руководителя отдела экспорта ПКТБА – ведущего российского производителя оборудования по ремонту и испытанию арматуры. Скачков убедил свое начальство выставляться на OTC в рамках стратегии по выходу на американский рынок. (Кстати, в каталоге ОТС было только четыре экспонента из России – «Газпром», ОМК, пензенская компания ПКТБА и «Нефть и газ Евразия». Но, поскольку я американка, не знаю, можно ли считать НГЕ российским экспонентом). Подробности об инновационной, прогрессивной компании ПКТБА можно узнать на сайте www.revalve.com. Вкратце, ПКТБА производит оборудование для ремонта и испытаний арматуры. Демонстрационный зал и испытательный стенд компании откроются в Индианополисе (штат Индиана). По мнению Вячеслава Скачкова, OTC – эффективная выставка. И, как он считает, основная проблема заключается в различном мировосприятии представителей российских и американских деловых кругов. Не могу с этим не согласиться. Мы друг друга поняли, учитывая, что он пожил в США, а я – в России. И, откровенно говоря, после беседы со Скачковым в моей душе вновь возродилась надежда на лучшее будущее. Вячеслав молод, и придет время, когда его поколение займет «командные посты». Размышления подобного рода весьма полезны, особенно если в час пик застрянешь в «пробке» где-нибудь неподалеку от Кремля, так как полиция перекрыла все основные магистрали, чтобы очередной высокопоставленный чиновник мог побыстрее добраться до своей дачи на Рублевке. Неужели этим людям безразлично, какие настроения подобная ситуация вызывает и в деловой среде, и среди населения в целом? Похоже, что именно так. И мне, как и другим представителям малого бизнеса, остается только сигналить и возмущаться, сидя в «пробке». Но когда подобная ситуация (пусть и в переносном смысле) повторяется в Хьюстоне – терпение уже начинает иссякать!

Oil&GasEURASIA


CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

OTC – Houston Invites the Oil & Gas World to Party: Russia says “Nyet” 1

Конфренция по шельфовым технологиям (ОТС)

Прием в честь россиян прошел без «виновников торжества» TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

OIL PRODUCTION | ДОБЫЧА НЕФТИ 26

Russia’S Oil Production and Global Developments Добыча нефти в России на фоне глобальных процессов In 2010–2011 the global economy continued its recovery from the financial crisis of 2008–2009, contributing to rising energy demand, and in particular, demand for oil. В 2010–2011 годах мировая экономика продолжила восстановление после кризиса 2008–2009 годов, что стало одним из факторов роста спроса на энергоносители, прежде всего, на нефть.

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Accurate Calibration of Inferred Production Using Reciprocating Rod Pumps Точное определение прогнозируемой добычи/дебита с применением глубинных штанговых насосов

20

RENEWABLE ENERGY | ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГИЯ

A Practical, Proven Path to Green Energy Практический, проверенный путь к экологически-чистой энергии

32

OIL PROCESSING | ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Heat Exchanger Retrofits Boost Profits in Catalytic Processes Модернизация теплообменника увеличивает эффективность каталитических процессов

36

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Development of the Russian Shelf: The State and Oil Companies, Should Unite Their Efforts! Освоение российского шельфа: государство и нефтяные компании, объединяйте усилия!

4

40

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION WELL CONSTRUCTION | СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

Successful Multibranching at the Srednemakarihinskoye Field Успешный опыт строительства многозабойных скважин на Среднемакарихинском месторождении

44

GEOSTEERING | ГЕОНАВИГАЦИЯ

Geosteering Streamlines Exploration and Drilling Геонавигация оптимизирует разведку и бурение

46

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover EMERSON. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Schneider Electric. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Зульцер Хемтех». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 AUTUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

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

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

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

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

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex TRANSLATION Predstavitel Service, Sergei Naraevsky

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex ПЕРЕВОД «Представитель Сервис», Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

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

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

6

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21, 23 SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 CRC-Evans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 Linde. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

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

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

is a Member of:

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

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

3M . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

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

125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111. Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 12 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2011, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA


TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Baker Hughes Introduces NextКомпания Baker Hughes представляет Generation Reservoir Modeling Software ПО нового поколения для моделирования продуктивных пластов Baker Hughes has introduced the next generation of

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

its JewelSuite™ reservoir modeling software. JewelSuite 2011 is an integrated reservoir modeling tool that uses patented 3D gridding technology to build accurate reservoir models for fields with complex geology. The JewelSuite platform also provides connectivity between its generated models and reservoir simulators – a capability designed to further improve overall simulation accuracy. JewelSuite 2011 includes several breakthrough technologies that extend the scope of the software and the associated subsurface 3D modeling workflows. These technologies include: ● A new approach to earth modeling collaboration; ● Linked software platforms to enhance workflows; ● More powerful processing via multithreading and multicore functionality; ● Enhanced workflows for modeling unconventional reservoirs.

● JewelSuite 2011 program enhances collaboration, workflows and processing. ● Программа JewelSuite 2011 года улучшает возможности для совместной работы, рабочие потоки и обработку данных.

New collaboration functionality built into JewelSuite 2011 allows team members to share pertinent information with or without a traditional hub-and-spoke database approach. Knowledge workers can be productive, regardless of location or connectivity to the Internet. New audit trail, object-tracking and baseline modeling functionality enables team members and management to track and control the quality of subsurface models; i.e, how they were built and the assumptions and decisions used in their construction. Multithreading and multicore functionality, along with workflow automation, allow users to make faster decisions with the advantage of modern multiple core processor architecture(s), which lets them process scenarios on

8

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Компания Baker Hughes представила новое поколение программного обеспечения JewelSuite™ (ПО) для моделирования продуктивных пластов. ПО JewelSuite™ 2011 года выпуска – это интегрированный инструмент моделирования продуктивного пласта, использующий запатентованную технологию координатной привязки в трех плоскостях для построения точных моделей продуктивных пластов на месторождениях с комплексной геологией. Платформа ПО JewelSuite™ также обеспечивает взаимосвязь между сгенерированными моделями и симуляторами продуктивных пластов – функция, предназначенная для дальнейшего повышения общей точности моделирования. ПО JewelSuite™ 2011 года включает несколько прогрессивных технологий, расширяющих область применения ПО и соответствующих рабочих потоков подповерхностного трехмерного моделирования. Эти технологии предусматривают: ● новый подход к совместной работе по моделированию геологической среды; ● взаимосвязанные платформы ПО для улучшения рабочих потоков; ● возможность обработки большего массива данных благодаря набору многопотоковых и многоядерных функций; ● улучшенные рабочие потоки для моделирования нестандартных продуктивных пластов Новый набор функций для совместной работы, встроенных в ПО JewelSuite™ 2011 года, позволяет команде специалистов делиться необходимой информацией как с традиционным подходом при использовании базы данных со звездообразной структурой, так и без него. Сотрудники могут еще более эффективно работать, независимо от месторасположения или подключения к сети Интернет. Новые функции журнала событий, отслеживания объектов и базового моделирования позволяет специалистам и руководящему персоналу отслеживать и контролировать качество подповерхностных моделей – а именно, как они были построены и какие были приняты решения и допущения при их построении. Многопотоковые и многоядерные функции, вместе с автоматизацией рабочего потока, дают пользователям возможность более быстрого принятия решений, пользуясь преимуществами современной архитектуры многоядерного процессора, что позволяет им производить обработку сценариев на двух ядрах и одновременно оценивать или выстраивать новые, альтернативные сценарии на дополнительных ядрах. Автоматизация рабочего потока дает возможность пользователям объединить моделирование свойств процесса, этапов координатной привязки или параметров нажатием одной кнопки, тем самым экономя время и снижая потенциальные ошибки, которые могут возникнуть при оценке неопределенных показателей строения и характеристик продуктивного пласта. Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

two cores while simultaneously evaluating or building new, alternative scenarios on additional cores. Workflow automation allows customers to batch process property modeling, gridding steps or parameters with one click, saving time and reducing the potential for errors in evaluating structural and reservoir property uncertainties. JewelSuite 2011 also includes microseismic visualization capabilities, which, together with the program’s ability to easily create different scenarios to test flow rates based on orientation of fractures and horizontal well placement, further improves the workflow for development of unconventional reservoirs. JewelSuite and MFrac™ comprise the Baker Hughes reservoir software offering.

Darcy Moves Closer to Solving One of the Oil and Gas Industry’s Biggest Headaches – Sand Management

SOURCE / ИСТОЧНИК: DARCY

Sand produced during hydrocarbon production poses a significant threat to productivity, asset integrity, hydrocarbon control and ultimately reservoir recovery factors. As a result sand management techniques that consider geomechanical yielding and compaction is crucial to operators, especially in deepwater projects. The company has successfully crossed another milestone in its development of the Critical Matrix Management technology. This technology provides a low risk, high-value sand management completions method for optimising oil and gas reservoir inflow. In preparation for the full-scale deployment of its revolutionary sand management system, Darcy has completed an operator sponsored project to demonstrate the performance characteristics of the new system. An independently verified test rig was built to replicate the harsh production conditions and simulate the geo-technical loading that

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПО JewelSuite™ 2011 года выпуска также имеет возможности микросейсмической визуализации, которые, вместе со свойствами программы по созданию различных сценариев для оценки скорости потока на основании ориентации разломов и положения скважины в горизонтальном направлении, дополнительно улучшают рабочий поток данных для разработки нестандартных продуктивных пластов. Программа JewelSuite и симулятор MFrac™ входят в состав ПО для исследования продуктивных пластов, которое предлагается компанией Baker Hughes.

Darcy приблизилась к решению проблемы контроля содержания песка Песок, извлекаемый в процессе добычи углеводородов, ставит под угрозу производительность, целостность ресурса, контроль углеводорода и, в итоге, существенно влияет на факторы восстановления продуктивного пласта. Как следствие, технология контроля содержания песка, которая учитывает геомеханическое течение и уплотнение, очень важна для операторов, особенно в глубоководных проектах. Компания успешно прошла очередной этап своего развития по технологии критического матричного управления. Эта технология предлагает ценный метод контроля содержания песка с низкой степенью риска для оптимизации потока нефтеносного и газоносного пласта. При подготовке к полномасштабному развертыванию системы контроля содержания песка компания Darcy закончила спонсируемый оператором проект для демонстрации характеристик производительности новой системы. Была построена независимо проверенная испытательная установка для имитации жестких условий добычи и моделирования геотехнической нагрузки, которую можно ощущать в скважине в связи с давлением песчаных слоев и глинистых сланцев. Среди проведенных испытаний были испытания по определению порогов удерживания песка и, при этом, система подвергалась чрезмерным нагрузкам и скоростям циркуляции. Испытания, ранее проведенные компанией Darcy, уже подтвердили тот факт, что экранная система обладает высокими механическими прочностными качествами, которые превосходят характеристики современных форм совместимой и несовместимой технологии контроля

● The results show that the screen has a significantly higher collapse rating than the standalone base pipe. ● Результаты показывают, что экран имеет гораздо более высокий показатель смятия, чем у отдельной основной трубы. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

9


#5 May 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ could be experienced downhole due to sand laminates and shale stress conditions. The testing sequence also included tests to determine the sand retention thresholds whilst the Darcy system was subjected to excessive loading and circulation rates. Testing previously performed by Darcy had already highlighted the fact that the screen system shows superior mechanical strength properties over that of current forms of compliant or non-compliant sand control technology, in particular those that yield base pipe as the expansion method. The results show that the screen has a significantly higher collapse rating than the standalone base pipe. This can be attributed to the effects of Darcy’s Positive Compliance® methodology. Highlights of the testing confirmed ; The system is capable of withstanding greater loading ● than that of standalone screens or the base pipe. The system activation chambers are extremely robust. ● Even with severe deformation of the screen the chambers maintained pressure integrity Sand integrity was maintained by the Darcy Screen ● even under very heavy loading. Forces exceeding 220,000 pounds were observed before sanding occurred.

Microseismic Wave Distribution Modeling Based on NVIDIA Processors Allows for Reducing the Exploration Cost The cost of raw hydrocarbon exploration and production is steadily increasing. Fields easy in geologic structure and consequently easier discoverable by conventional geologic exploration methods are getting run out. Recently,

песка, в особенности те из них, которые предлагают основную трубу в качестве метода расширения. Результаты показывают, что экран имеет гораздо более высокий показатель смятия, чем у отдельной основной трубы. Это может быть обусловлено воздействием методологии позитивного соответствия (Positive Compliance®) компании Darcy. Выводы по результатам испытаний подтвердили, что ● Система способна выдерживать более высокие нагрузки по сравнению с отдельно стоящими экранами или основными трубами. ● Активационные камеры системы чрезвычайно надежны – камеры сохраняли герметичность конструкции даже при значительных деформациях экрана. ● Экран системы поддерживал целостность песка даже при самых больших нагрузках. Перед тем, как началось запесочивание, было зафиксировано действие сил свыше 220 тыс. фунтов.

Моделирование распространения микросейсмических волн на процессорах NVIDIA снижает стоимость разведки Стоимость разведки и добычи углеводородного сырья неуклонно возрастает. Простые в геологическом строении, а, следовательно, легко обнаруживаемые традиционными методами геологоразведки, месторождения заканчиваются. Сейчас поисковыми объектами являются небольшие месторождения-спутники ранее открытых крупных месторождений и месторождения в труднодоступных районах нашей планеты. Такая ситуация заставляет искать новые

CGGVeritas Purchases Petrodata Consulting LLC CGGVeritas purchased Petrodata Consulting LLC, a Moscow-based company offering static and dynamic reservoir modelling, reserve estimation and risking, and field development services to the international oil and gas industry. The acquisition of Petrodata further strengthens the reservoir services of CGGVeritas, via Hampson-Russell Software & Services, offering seamless, fully integrated reservoir studies and field development planning. Since the Petrodata team came together in 1997 its highly qualified staff has established a reputation of excellence in the Russian industry. Many on the team are qualified to act as official experts for GKZ and TsKR, the Russian reserves and production regulatory authorities. By capitalizing on their extensive experience and expertise, Petrodata developed a significant share of the domestic reservoir services market and have captured a growing share of projects for international oil and gas companies around the world.

CGGVeritas приобрела ООО «Петродата Консалтинг» Компания CGGVeritas приобрела ООО «Петродата Консалтинг» – работавшую в Москве компанию, которая осуществляет статическое и динамическое моделирование продуктивного пласта, оценку запасов и рисков, а также предоставляет услуги по разработке месторождений для международной нефтегазовой промышленности. Приобретение ООО «Петродата Консалтинг» еще больше расширяет возможности CGGVeritas в сфере услуг, связанных с продуктивными пластами, благодаря программному обеспечению Hampson-Russell, предназначенному для постепенного, полностью интегрированного исследования продуктивного пласта и планирования разработки месторождения. С момента формирования команды ООО «Петродата Консалтинг» в 1997 году, ее высококвалифицированный персонал заслужил высокую репутацию в российской промышленности. Большинство профессионалов в команде сертифицированы на право работы в качестве официальных экспертов Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) и Центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР), надзорных органов РФ по запасам и добыче полезных ископаемых. Создав свой капитал на базе обширного опыта и профессиональных знаний, ООО «Петродата Консалтинг» освоила значительную часть местного рынка услуг по продуктивным пластам и получила растущую долю проектов для международных нефтегазовых компаний во всем мире.

10

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE: GRADIENT / ИСТОЧНИК: ГРАДИЕНТ

методы геологоразведки, эффективsearchable objects are little satellite ные и одновременно малозатратные. fields of earlier opened big formations Низкочастотное сейсмическое and those located in hardly accessible зондирование (НСЗ), основанное на regions of the Earth. Such a situation анализе поля естественных микросейenforces searching for new geologic см – одна из наиболее эффективных exploration methods which should be разработок в этой области. Данный effective and low-cost. метод – совместная разработка ЗАО Low-frequency Seismic Sounding «Градиент» и Института математики и (LSS) based on natural microseism field механики Казанского федерального analysis is one of the most efficient университета. Он позволяет отказаться developments in this area. This method от применения опасных взрывотехниis a combined development of Gradient ческих работ или громоздких вибраCompany and N.G. Chebotarev Research торов и резко снизить стоимость полеInstitute of Mathematics and Mechanics вых работ. of Kazan State University. The method Одной из сложностей метода НСЗ gives an opportunity to avoid employявляется необходимость произвоing of hazardous explosive works and дить многовариантные ресурсоемкие cumbersome vibrators and considerрасчеты. Для интерпретации данных ably reduce the cost of field operations. One of LSS method challenges is a requirement to нужно сопоставить зарегистрированные микросейсмы perform multiple-choice resource-consuming calculations. с модельными микросейсмами, полученных численным Data interpretation requires registered microseisms to be моделированием для различного положения залежи углеmatched with template microseisms generated through водородов в геологической среде. «Оптимальный объем numerical modeling for a variety of hydrocarbon deposit вычислений при численном моделировании таков, что positions in geologic environment. “Optimal volume of зачастую дешевле пробурить скважину на исследуемом calculations in the numerical modeling is such, that it участке, чем рассчитать необходимый набор вариантов is often cheaper to drill a well on field location being на классическом суперкомпьютере, – отмечает Евгений explored than calculate the required number of choices Васильевич Биряльцев, заместитель генерального дирекon conventional supercomputer,” says Evgeny Birialcev, тора по науке ЗАО «Градиент». – Именно поэтому мы Science Deputy General Director at Gradient. “That’s why решили перенести наш программный комплекс на GPU. we have decided to relocate our software complex to GPU. Моделирование распространения микросейсмических Microseismic wave distribution modeling on NVIDIA Tesla волн на процессорах NVIDIA Tesla позволило нам сущестprocessors gave us the ability to significantly optimize costs венно оптимизировать затраты на проведение исследований». on completion of studies.” Перенос моделирующего комплекса на процесRelocation of modeling software on the NVIDIA Tesla processors was performed by Gradient jointly with соры NVIDIA Tesla ЗАО «Градиент» проводило совKazan office of Joint Supercomputer Center of the Russian местно с Казанским филиалом Межведомственного Academy of Sciences. Using massively-parallel architecture Суперкомпьютерного Центра РАН. Использование масof the GPU allowed rapid decreasing of time and cost of сивно-параллельной архитектуры GPU позволило резко снизить время и стоимость компьютерного computerized modeling and beginning моделирования и начать активно применять active application of the software comпрограммный комплекс при решении поисplex in resolving exploration tasks. ковых задач. During calculation of typical При расчете типовой модели (около model (8,000,000 units, 100,000 steps 8 000 000 узлов, 100 000 шагов по времени) in time), one graphic processor Tesla один графический процессор Tesla C1060 окаC1060 turned out to be comparable зался сопоставим по вычислительной мощwith 48 processors of supercomputности с 48 процессорами суперкомпьютера er МВС-100К* by computation power МВС-100К* (пиковая производительность 120 (peak performance of 1TFLOPS, the ТФлопс, 4-е место в рейтинге TOP 50 суперком4th place in TOP rating of 50 Russian ● The diagram above shows the supercomputers). This helped reducing relation between numbers of central пьютеров РФ). Это позволило добиться уменьthe calculation time by 50 times (one and graphic processors by task com- шения времени вычислений в диапазоне от GPU) and by 250 (six GPU) as well as pletion time. Standard model – typical 50 (1 GPU) до 250 раз (6 GPU), а также снизить provided for a thousandfold reduction model; extended model – an extended стоимость вычислений почти в 1 000 раз. of the calculations cost. За последние пять лет ЗАО «Градиент» typical model. For the last five years Gradient has ● На графике показано отношение провело поисково-разведочные работы метоaccomplished exploration works with количества центральных дом НСЗ на более чем 100 площадях в УралоLSS method on more than 100 sites in процессоров к графическим Поволжье и Западной Сибири, на которых Ural and Volga region as well as Western процессорам по времени пробурено в общей сложности 95 поискоSiberia, where the total number of 95 выполнения задач. Standard model во-разведочных и эксплуатационных скваexploration and production wells were – типовая модель, extended model жин. Высокая эффективность метода НСЗ и drilled. Highly efficient LSS method and – расширенная типовая модель. оптимальная аппаратная поддержка процесНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

11


#5 May 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ optimal hardware support of modeling processes and data interpretation have made for reaching the accuracy of production forecast of more than 80 percent. * МВС-100К – Joint Supercomputer Center of the Russian Academy of Sciences.

Paradigm Redefines Formation Evaluation with Geolog 7 System Paradigm™ recently previewed the next version of its leading formation evaluation solution, Paradigm™ Geolog® 7. Geolog is the industry standard petrophysical analysis solution and system of choice for formation evaluation specialists. Geolog is based on Paradigm’s Epos® 4 data management solution and is integrated with Paradigm’s StratEarth® and SKUA® geological interpretation and model-building solutions, together offering the most comprehensive toolset for exploration and development geologists. The preview of the upcoming Geolog 7 version will highlight some of the key advances in petrophysical analysis, well data management and geological interpretation, including: ● Complete interface redesign with easy user configuration and one click operation for routine tasks

сов моделирования и интерпретации данных позволили достичь успешности прогноза более 80%. * МВС-100К – Межведомственный суперкомпьютерный центр Российской академии наук.

Paradigm пересматривает оценку продуктивных пластов с использованием системы Geolog 7 Компания Paradigm недавно провела предварительную демонстрацию новой версии своей ведущей системы оценки продуктивных пластов Paradigm™ Geolog® 7. Система Geolog – это стандартное промышленное решение для анализа геофизических данных и базовая система для специалистов по оценке продуктивных пластов. Система основана на технологии управления данными Epos® 4 и объединена с системами построения моделей и геологической интерпретации StratEarth® и SKUA® от компании Paradigm, которые все вместе предлагают всесторонний набор инструментов для геологов по исследованию и разработке месторождений. Предварительный обзор новой версии системы Geolog 7 продемонстрирует некоторые ключевые преимущества геофизического анализа, управления данными по скважинам и геологической интерпретации, включая:

EDC, Schlumberger Announce Completion of Transactions and Strategic Alliance Eurasia Drilling Company Limited (EDC) and Schlumberger announced on May 3 the completion of the sale and purchase of each other’s drilling and service assets together with the formation of a Strategic Alliance. The key elements of the transactions are: ● EDC has purchased Schlumberger drilling and well servicing assets in Russia that include 19 existing drilling rigs with 17 drilling crews, 34 workover rigs with 25 related crews, and 23 sidetracking rigs with 20 related crews, currently operating mainly in Western Siberia. Primary clients of these rigs include Rosneft, TNK-BP, GazpromNeft and LUKOIL with a total drilling output of approximately 700,000 metres in 2010. ● Schlumberger has purchased EDC drilling services assets, including directional drilling, cementing and drilling fluids engineering and materials supply. These service lines include 24 cementing crews, 57 directional drilling/telemetry crews and 50 crews for drilling fluids. ● Schlumberger and EDC have concluded a Strategic Alliance in the CIS whereby Schlumberger and EDC will cooperate closely in relation to the supply of oil and gas services to EDC for a five-year period. The total value of the transaction is approximately $260 million, and includes a cash consideration of approximately $173 million from EDC to Schlumberger.

EDC и Schlumberger объявляют о завершении сделок и создании стратегического альянса Буровая компания «Евразия» (EDC) и Schlumberger 3 мая объявили о завершении операций купли-продажи активов по услугам и буровым работам и образовании стратегического альянса. Ключевые элементы сделок следующие: ● EDC приобрела активы Schlumberger по буровым работам и обслуживанию скважин в России, которые включают 19 имеющихся буровых установок с 17 буровыми бригадами, 34 установки для капитального ремонта скважин с 25 соответствующими бригадами и 23 установки по забуриванию нового ствола из скважины с 20 соответствующими бригадами, которые на данный момент по большей части работают в западной Сибири. Основные заказчики этих установок – это компании «Роснефть», ТНК-BP, «Газпромнефть» и «ЛУКОЙЛ» с общей глубиной пробуренных скважин в 2010 году – 700 тыс. м. ● EDC приобрела активы Schlumberger по бурению, включая направленное бурение, цементирование, работы по разработке растворов для бурения, и поставку материалов. Данные услуги выполняют 24 бригады по цементированию, 57 бригад по направленному бурению / телеметрии и 50 бригад по работе с буровыми растворами. ● EDC и Schlumberger заключили стратегический альянс в СНГ, с помощью которого эти компании будут тесно сотрудничать по вопросам предоставления нефтегазовых услуг компании EDC в течение пяти лет. Полный объем сделок составляет приблизительно $260 млн и включает в себя выплату денежнего вознаграждения EDC компании Schlumberger в размере около $173 млн.

12

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ SOURCE / ИСТОЧНИК: PARADIGM

Drag & drop data ● Полная реконструкция ● loading greatly reducing интерфейса с более легкой the time taken to get the конфигурацией для пользоdata you need where you вателя и управление типовыwant it ми задачами нажатием одной Comprehensive кнопки. ● audit trail Загрузка данных по при● New interactive нципу «перетаскивания эле● core analysis module, ментов» (Drag&Drop), которая including capillary presзначительно сокращает время sure and saturation на перемещение нужных данheight modeling ных в необходимое место. Interactive dip-aziПолное отслеживание ● ● muth walkout plots to данных. help geologists analyze ● New core analysis module features a highly interactive graphical Новый интерактивный ● workflow for rapidly loading, correcting and analyzing special core analy- модуль кернового анализа, structural regimes Geolog 7 will sis data for saturation height modeling and allows seamless integration который включает моделироbe available on both of these data with other petrophysical measurements for more accurate вание капиллярного давления Windows and Linux reservoir characterization. и величины насыщения. platforms in the sec- ● Новый модуль кернового анализа отличается Интерактивные графи● ond half of 2011. With высокоинтерактивным графическим рабочим потоком данных ки вывода азимутов падения в comprehensive integra- для быстрой загрузки, корректировки и анализа специальных помощь геологам для анализа tion with the Paradigm данных кернового анализа для моделирования уровня насыщения структурных режимов. solution suite, Geolog и позволяет делать плавную интеграцию этих данных с другими Система Geolog 7 будет leverages strong inter- геофизическими измерениями для получения точной характеристики выпускаться для обеих платpretation, calibration, продуктивного пласта. форм Windows и Linux во втоmodeling and mapping рой половине 2011 года. При capabilities across many workflows. полной интеграции с комплектом программного решения Paradigm система Geolog максимально увеличивает качественную интерпретацию, калибровку, моделирование и возможности вывода графической информации из многочисленных рабочих потоков данных.

New PromTehInvest Rotary Swivel Accelerates Well Workover

In the end of April, PromTehInvest successfully completed presentation of its new equipment – power hydraulic rotary swivel VGS-100 in Nizhnevartovsk, Russia. Field tests of the new rotary swivel VGS-100 were successfully done even at the beginning of the year. Its lifting capability has been improved up to 100 tons while the torque equals to 1,000 kg/ m. The device uses tendon drive of torque transmission to lifting unit pole, which reduces its mobilization/demobilization time and is an important feature for contractual organizations operating in workover market. By virtue of its suspension part, VGS-100 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новый вертлюг «ПромТехИнвест» ускоряет проведение КРС В конце апреля ЗАО «ПромТехИнвест» успешно презентовало свое новое оборудование – силовой гидравлический вертлюг ВГС-100 в Нижневартовске. Промысловые испытания нового силового вертлюга ВГС100 успешно завершились еще в начале года. Его грузоподъемность увеличена до 100 тонн, крутящий момент составляет 1000 кг/м. В изделии используется тросовая передача крутящего момента на мачту подъемного агрегата, что сокращает время его мобилизации/демобилизации и является важным фактором для подрядных организаций, работающих на рынке КРС. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

13


#5 May 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

can be fixed directly inside the lifting unit elevator. Diesel-hydro-unit complete with VGS-100 is similar to already operating unit which is supplied together with VGS-80. By words of Artyom Choroshanskiy, General Director of the company, rotary swivel design allows equipment mounting to be performed both from the right and from the left side of a wellhead. A telescopic tension strap which is used for torque transmission to span rope is provided complete with the device. In rotary swivel vertical moving, the tension strap maintains varying distance from the well axis to the span rope. Serial production of the device has been started presently. As a reminder, PromTehInvest is the only manufacturer of top drive systems for drilling units in Russia.

SUBSEA 7 Completes Design and Build of First Commercial Autonomous Inspection Vehicle (AIV) Subsea 7 announced that it has completed the design and build of the first commercial AIV, a technology which has the potential to revolutionise Life-of-Field projects. Subsea 7 has an ambitious plan to develop a series of Autonomous Inspection Vehicles (AIV), initially capable of general visual inspection, through to fully capable workclass sized intervention vehicles. A combined project team comprising hardware developers and operational personnel from Subsea 7 and Seebyte, a Scottish based software

Благодаря своей подвесной части ВГС-100 может крепиться непосредственно в элеватор подъемного агрегата. Дизельгидроагрегат в комплекте с ВГС100 аналогичен применяемому агрегату, поставляемому с ВГС-80. По словам генерального директора компании Артема Хорошанского, конструкция вертлюга позволяет вести монтаж оборудования как справа, так и слева от устья скважины. В комплекте с изделием поставляется телескопическая стяжка, через которую крутящий момент передается на канат оттяжки. При вертикальном перемещении вертлюга стяжка обеспечивает изменяющееся расстояние от оси скважины до каната оттяжки. В настоящий момент изделие запущено в серийное производство. Напомним, что ЗАО «ПромТехИнвест» является единственным в России производителем систем верхнего привода для буровых установок. SOURCE: PROMTEHINVEST / ИСТОЧНИК: ПРОМТЕХИНВЕСТ

● By virtue of its suspension part, VGS-100 can be fixed directly inside the lifting unit elevator ● Благодаря своей подвесной части ВГС-100 может крепиться непосредственно в элеватор подъемного агрегата

SUBSEA 7 завершает проектирование и сборку первого коммерческого автономного аппарата для исследований (ААИ) Компания Subsea 7 объявила об окончании работ по проектированию и сборке первого коммерческого ААИ – технологии, у которой есть потенциал изменить взгляды на сроки эксплуатации месторождений. Subsea 7 планирует разрабатывать серию автономных аппаратов для исследований (ААИ), которые изначально имеют возможность проводить общее визуальное исследование, и в дальнейшем будут обладать всеми качествами полноценных аппаратов рабочего класса для геолого-технических мероприятий.

Varel International and NewTech Services Create JV (Varel International and NewTech Services (NTS) in April announced the creation of a 50-50 joint venture company focused on manufacturing, assembling, servicing and sales of oil and gas drill bits for the Russian CIS market and beyond. The joint venture, Varel NTS, will establish a state-of-the art PDC manufacturing and service facility in Kurgan, Russia, creating an alliance between Varel’s high technology engineering and manufacturing and the strength of NTS in drilling technology, infrastructure, market knowledge and customer requirements. NTS will also continue to support sales distribution and services of Varel’s advanced oil and gas roller cone products. The new facility, centrally located to facilitate rapid bit delivery across Russia, will increase global Varel PDC drill bit production by approximately 20 percent.

Varel International и NewTech Services создают совместное предприятие Компании Varel International и NewTech Services (NTS) в апреле объявили о создании совместного предприятия с активами 50/50, где будет налажено производство, сборка, обслуживание и продажа буровых долот для рынка России в СНГ и за его пределами. Совместное предприятие Varel NTS организует производство и обслуживание новейших поликристаллических алмазных резцов (PDC) в г. Курган, Россия, при взаимодействии высокотехнологичных разработок и производства компании Varel и сильных позиций компании NTS в технологии бурения, инфраструктуре, знании рынка и требований заказчиков. NTS также продолжит оказывать поддержку продаж и обслуживания современных изделий конусов с шарошкой производства Varel. Новое предприятие, которое будет расположено в центральной части России для обеспечения быстрой доставки изделий по территории страны, повысит выпуск алмазных буровых долот Varel в мировых масштабах примерно на 20%.

14

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE / ИСТОЧНИК: SUBSEA 7

● The vehicle is fully autonomous and can operate for a 24-hour period on a single charge of its lithium-ion batteries. ● Аппарат полностью автономен и может работать в течение 24 часов на одном заряде литий-ионных аккумуляторов.

developer for the autonomous robotics market, has been working together to deliver the first vehicle. The design and build of the vehicle is complete and successful progress through inwater trialling and commissioning phase is underway. Following completion of extensive in-water testing and capability development, the first commercial AIV is expected to be available in late 2011. Through the development process, many technical challenges have been overcome, the shape of the vehicle has changed from the original design concept due to the significant work done using the latest Computational Fluid Dynamics Modelling to optimise the vehicle’s shape with regard to stability and manoeuvrability, while conserving the onboard power resources. The vehicle is fully autonomous and can operate for a 24-hour period on a single charge of its lithium-ion batteries, which are housed in pressure vessels within the hull. These batteries have been specifically designed for the vehicle and provide a more cost-effective solution to pressure tolerant batteries, with a lower capital cost and much improved cycle lives. The sensor package has been developed to cover the requirements of general visual inspection; it comprises the latest sonar technology coupled with high quality video cameras and low power LED lighting. A significant software integration and development project has been running in parallel with the hardware development and this too has used the most advanced techniques to manage, debug and control the development.

Дополнительную информацию о новых разработках и технологических особенностях успешных проектов можно получить на сайте www.oilandgaseurasia.com: «Татнефть» успешно внедряет технологии бурения скважин малого диаметра http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11200 «Газпром нефть» открывает Проектную академию в СКОЛКОВО http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11203 Технологии APC и RTO позволили Eni повысить доходность НПЗ на 10 центов в расчете на баррель http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11299

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Объединенная команда по проекту, состоящая из разработчиков аппаратной части и операционного персонала Subsea 7 и компании Seebyte, шотландского разработчика программного обеспечения для рынка автономной робототехники, проводят совместные работы по созданию первого аппарата. Процессы разработки и сборки аппарата завершены и на подходе успешное проведение подводных испытаний и этап ввода в эксплуатацию. После прохождения комплексного подводного испытания и развития возможностей аппарата, выпуск первого коммерческого ААИ ожидается в конце 2011 года. В ходе процесса разработки были преодолены многочисленные технические проблемы, форма аппарата изменилась от изначального проекта в связи с проведением большой работы с использованием новейшей расчетной системы моделирования динамического поведения жидкости, чтобы оптимизировать форму аппарата в отношении стабильности и маневренности при сохранении бортовых источников энергии. Аппарат полностью автономен и может работать в течение 24 часов на одном заряде литий-ионных аккумуляторов, которые находятся в герметичных емкостях под давлением внутри корпуса аппарата. Эти аккумуляторы были специально разработаны для данного аппарата и представляют собой самое экономичное решение для устойчивых к давлению аккумуляторов с небольшими капитальными затратами и значительно увеличенным сроком службы. Для выполнения требований общего визуального исследования был разработан комплект датчиков; он включает в себя новейшую гидролокационную технологию в сочетании с высококачественными видеокамерами и энергоэффективными осветительными приборами на светодиодах. Проект разработки и значительной интеграции программного обеспечения выполняется параллельно с разработкой аппаратной части и здесь так же применяются самые современные технологии по управлению, устранению неполадок и контролю над проектированием.

To know more about new technologies and recent high-tech projects in the oil and gas industry, please visit www.oilandgaseurasia.com: TATNEFT Successfully Introduces Drilling of Small Diameter Wells http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11199 Gazprom Neft opens a Project Academy in SKOLKOVO http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11204 Eni Refining & Marketing Division Selected AspenTech's Solution http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11301

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

15


ARTIFICIAL LIFT

Accurate Calibration of Inferred Production Using Reciprocating Rod Pumps Точное определение прогнозируемой добычи/дебита с применением глубинных штанговых насосов Article supplied courtesy of Lufkin Automation and is the second of two parts. Read the whole article at www.oilandgaseurasia.com

Статья предоставлена компанией Lufkin Automation. Часть 2 Читайте статью полностью на www.oilandgaseurasia.com

Calibrating Inferred Production to Measured Production

Калибровка прогнозируемой добычи/дебита по измеренной добыче

It is desirable to “calibrate” the “inferred production” estimate derived from equation 1 with a measured production volume. When this is attempted in the field, the assumption is made that equation (3) can be approximated by:

Целесообразно «калибровать» прогнозируемую добычу/дебит, полученную из уравнения 1 с измеренным объемом. Для полевых условий предполагается, что формула (3) может быть дифференцирована через уравнение:

PD = C ×D² × SP × K’

PD = C ×D² × SP × K’

… (4)

Equation (4) provides a relationship which is convenient to apply. With known values of C and D, a Lufkin controller can apply patented technology to accumulate SP for all of the strokes during a given period. The actual value of PD for the same period can be measured at the surface with reliable production facilities. Equation (4) can be rearranged to solve for the unknown quantity K’. The convenience of this approach is overshadowed by its inherent failure to model the true processes taking place at the pump. Equation (4) suggests that as SP increases, net production increases linearly. Assuming that shrinkage is independent of SP (which is should be), this implies that leakage increases as SP increases. Yet Nolen-Gibbs’ Cp coefficient teaches us that as SP increases, leakage actually decreases. To be more precise, we can combine equations (3) and (4), and solve for K’ to obtain an equation which applies to a single stroke:

20

… (4)

Формула (4) обеспечивает соотношение, которое удобно применять. Имея значения С и D, можно применять запатентованную технологию для контроллера Lufkin, чтобы аккумулировать SP для всех ходов в течение заданного периода времени. Действительное значение PD за тот же период может быть измерено на поверхности с помощью надежного эксплуатационного оборудования. Формула (4) может быть преобразована с целью получения неизвестной величины K’. Удобство этого подхода перекрывается его неспособностью моделировать реальные процессы, происходящие с насосом. Формула (4) предполагает, что по мере увеличения SP, чистая добыча линейно растет. С предположением, что степень сжатия не зависит от SP (как должно быть), утечки увеличиваются с увеличением SP. С другой стороны, коэффициент Нолена-Гиббса показывает, что, по мере увеличения SP , утечки снижаются.

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

K’ = K – ((LMax ×Cp)/ (C ×D² × SP)

… (5)

Since Cp is a function of SP, it can be seen from equation (5) that K’ changes as pump fillage varies.

Synthetic Example A synthetic example was developed for the purposes of illustration. The criteria used for this example are listed below. The coefficient Cp was approximated by the expression (1-Fillage/2) for this example. Fig. 1 provides a graphical representation of actual pump performance vs inferred production for this example. The solid blue line illustrates net pump production as a function of pump fillage. Note that the actual (net) production of the pump falls to zero percent at about 22 percent pump fillage. This is significant because at 22 percent fillage, the amount of fluid lifted by the traveling valve at the beginning of the stroke is equal to the amount ● Table 1. Inputs for synthetic example ● Табл. 1. Исходные данные для примера соответствия

Parameter / Параметр

Value / Значение

Units / Единицы

Stoke Period Период хода

8.0

Seconds секунда

C

8.095 x 10-5

BBL/in3 баррель/дюйм3

Pump Diameter (D) Диаметр насоса (D)

1.25

Inch дюйм

K

0.95

Dimensionless безразмерный

Lmax

25

BPD баррелей в сутки

Gross Stroke / Общий ход

100

inch / дюйм

of fluid which leaks through the pump during the stroke. As a result, no net fluid movement takes place when pump fillage falls below 22 percent. Also note that the maximum production percentage achievable by the pump (solid blue line where pump fillage equals 100 percent) is only about 90.5 percent of ideal pump production. Leakage and shrinkage affects combine to cause this limitation. A production test could be performed on this well – maintaining pump fillage at 100 percent during the entire production test. Such a test would yield a K’ of 0.95. Inferred production calculations based on this “calibration” point would follow the dotted, red line. Note that as long as actual pump fillages during the production period remained close to 100 percent, the inferred production calculation (equation 4) would provide a reasonable estimate of pump performance. However, as actual pump fillage varies from 100 percent, error would be introduced into the inferred production estimate (difference between blue, solid and red, dotted lines). Similarly, if the calibration point (well test) was performed with an average pump fillage of 80 percent during the test period, the K’ factor would be 0.84 and the inferred production calculation would follow the green, dashed line in Fig. 1. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

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

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

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

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


#5 May 2011

ARTIFICIAL LIFT

● Fig. 1. Actual Pump Performance vs. Inferred Production – Synthetic Example of K’ Method ● Рис. 1. Взаимосвязь действительной работы насоса и прогнозируемой добычи/дебита – пример соответствия методики K´

If pump fillage during the subsequent production period is maintained near 80 percent, the inferred production estimate (dashed, green line) would approximate the actual pump performance. As actual pump fillage deviates from 80 percent; however, the inferred production error would increase. This example also provides insight into the sign (or direction) of error induced by the K’ calibration technique. The relationship between pump fillage during the calibration test and pump fillage during subsequent production periods will influence whether inferred production overestimates or underestimates production. Table 2 provides a summary of this phenomenon for our synthetic example.

Practical Implications Wells with constant fillage, leakage, and phase behavior If a well operates with fillage continuously in the range of 100 percent, the “K’ calibration” method suggested by equation (4) may be used with reasonable accuracy. However, the K’ inferred production estimate for this well will lose accuracy if the pump fillage begins to vary or if pump leakage changes (due to pump wear, etc.)

General Calibration Method The previously described, simplified calibration method will not be appropriate for wells which produce with varying fillage, including:

22

Для большей точности, можно объединить уравнения (3) и (4) и получить для K’ формулу, которая применима к одному ходу: K’ = K – ((LMax ×Cp)/ (C ×D² × SP)

… (5)

Поскольку Cp является функцией SP , из уравнения (5) следует, что K’ изменяется по мере изменения заполнения насоса.

Пример соответствия Для наглядности был разработан пример соответствия. Критерии, которые использовались для этого примера, приведены ниже. Коэффициент Cp был приближен для этого примера выражением (1-Заполнение/2). Рис. 1 приводит графическое представление взаимосвязи действительной работы насоса и предполагаемой добычи. Сплошная синяя линия показывает производительность как функцию заполнения насосов. Отметим, что действительная производительность насоса снижается до 0% при заполнении насоса, соответствующем примерно 22%. Это существенно, потому что при заполнении 22% количество жидкости, поднимаемой нагнетательным клапаном в начале хода, равняется количеству жидкости, которая утекает через насос во время хода. В результате, когда заполнение насоса падает ниже 22%, движение жидкости отсутствует. Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

Также необходимо отметить, что максимальный процент добычи, достигаемый насосом (сплошная синяя линия – заполнение насоса достигает 100%) составляет только около 90,5 % идеальной добычи насоса. Это ограничение вызывается суммарным эффектом утечки и сжатия. Можно провести испытания этой скважины на приток – поддерживая заполнение насоса на уровне 100% в течение всех испытаний. Такие испытания обеспечат K’, равный 0,95. Подсчеты прогнозируемой добычи, основанные на этой точке калибровки, будут соответствовать красной пунктирной линии. Необходимо отметить, что поскольку действительное заполнение насоса в период притока оставалось близким к 100%, подсчет предполагаемой добычи (формула 4) обеспечит приемлемую оценку работы насоса. Вместе с тем, поскольку реальное заполнение насоса отлично от 100%, в оценку предполагаемой добычи/ дебита будет внесена ошибка (разница между сплошной синей и пунктирной красной линией). Подобным образом, если точка калибровки (испытания скважины) устанавливалась со средним заполнением насоса в период испытаний, равным 80%, коэффициент K’ будет равен 0.84, и подсчет прогнозируемой добычи/дебита будет соответствовать зеленой прерывистой линии на рис. 1. Если заполнение насоса в течение последующего периода эксплуатации поддерживается на уровне 80%, подсчет прогнозируемой добычи/дебита (прерывистая зеленая линия) будет отражать действительную работу насоса. Тем не менее, поскольку действительное заполнение насоса отклоняется от 80%, ошибка прогнозируемой добычи/дебита будет увеличиваться. Этот пример также позволяет приблизиться к пониманию (и понять направление) ошибки, вызванной методом калибровки K’. Соотношение между заполнением насоса во время калибровочных испытаний и заполнением насоса во время последующих периодов эксплуатации повлияет на то, будет прогноз добычи/дебита завышен или занижен. В табл. 2 показан обобщающий итог этого эффекта для приведенного примера.

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

Преимущества ■ ■

Практические сложности Скважины с непрерывным заполнением, утечкой и влиянием фаз Если скважина работает с непрерывным заполнением в области 100%, методика «калибровки K’», предложенная формулой (4), может быть использована с приемлемой точностью. Вместе с тем, точность оценки прогнозной добычи/дебита для этой скважины может быть потеряна, если начнет меняться заполнение насоса или изменятся утечки насоса (из-за износа насоса и т.д.)

Общая методика калибровки Вышеописанный упрощенный метод калибровки не подойдет для скважин, добыча на которых ведется с переменным заполнением, включая: скважины со срывом подачи; ● скважины, на которых наблюдается влияние газа. ● Для этих скважин, должен применяться точный метод, предложенный формулой (3). Применение уравНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертора Новая комплектация

■ ■

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

Использует проверенные технологии ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

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

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


#5 May 2011

ARTIFICIAL LIFT ● Table 2. Inferred production error direction ● Табл. 2. Направление ошибки в прогнозировании добычи/дебита

Fillage during calibration test Заполнение в период калибровочных испытаний

Fillage during production period Заполнение в период добычи

Direction of Error Направление ошибки

100%

<100%

Inferred production overestimates Завышенные данные прогнозируемой добычи/ дебита

80%

0~79%

Inferred production overestimates Завышенные данные прогнозируемой добычи/ дебита

80%

81%~100%

Inferred production underestimates Заниженные данные прогнозируемой добычи/дебита

● ●

Wells that “pump off” Wells that experience “gas interference” For these wells, the rigorous method suggested by equation (3) must be applied. Application of equation (3) requires independent estimates of leakage and shrinkage. Methods of Nolen and Gibbs (or other methods) can be used to approximate maximum pump leakage LMax. Given an independent estimate of leakage, fluid shrinkage and other losses can be combined in a single K factor. This K factor can be derived by comparing inferred production (calculated with K=1.0) to measured production volumes. Using this type of K factor calibration, accuracy of inferred production will not be impacted by variations in pump fillage. However, periodic re-assessment of LMax is still required so that accuracy of inferred production estimates can continue to be assured.

Заключение/Выводы

Traditional, simplified methods for calibrating inferred production using a computed “K” factor or “pump efficiency” have been shown to be unreliable in the general case. These procedures will only provide reasonably accurate estimates of inferred production if the average pump fillage during the calibration period is roughly equivalent to the average fillage during subsequent periods for which inferred production is computed. If the above requirement is not met, an independent estimate of maximum pump leakage is required. Even with this independent estimate of pump leakage, rigorous (stroke-by-stoke) procedures must be employed within an on-site controller both during the calibration period and during the inferred production period. Due to patent considerations, such calculations can only legally be performed by a Lufkin controller.

Традиционные упрощенные методики калибровки прогнозируемой добычи/дебита с использованием вычисляемого K-фактора или «коэффициента наполнения насоса» в общих случаях показали себя как ненадежные. Эти способы могут обеспечить приемлемые точные оценки прогнозируемой добычи/дебита только в случае, когда среднее заполнение насоса в интервале калибровки примерно равно среднему заполнению в последующие периоды, для которых подсчитана прогнозируемая добыча/ дебит. Если вышеуказанное требование не соблюдается, требуется независимая оценка максимальной утечки насоса. И даже с этой независимой оценкой утечки насоса должны проводиться точные операции (ход за ходом) с контроллером в полевых условиях как в период калибровки, так и в период прогнозирования добычи. С учетом патентования, такие подсчеты могут на законных основаниях осуществляться только контроллером Lufkin.

References:

Список литературы:

1. Chambliss, Richard Kyle; “Plunger Leakage And Viscous Drag For Beam Pump Systems”; Masters Thesis; Texas Tech University; August, 2001. 2. Chambliss, Richard Kyle; “Developing Plunger Slippage Equation For Rod-Drawn Oil Well Pumps”; PhD Dissertation; Texas Tech University; May, 2005. 3. Nolen, Kenneth B. and Gibbs, Sam G; “Quantitative Determination of Rod-Pump Leakage With Dynamometer Techniques”; SPE Production Engineering, August, 1990; Society of Petroleum Engineers (SPE) paper number 18185.

1. Ричард Кайл Чамблисс «Утечки по плунжеру и вязкое сопротивление в системах станков-качалок», кандидатская диссертация, Технический университет Техаса, август, 2001. 2. Ричард Кайл Чамблисс «Разработка формулы утечек по плунжеру в штанговых насосах для добычи нефи», докторская диссертация, Технический университет Техаса, май, 2005. 3. Кеннет Б. Нолен и Сэм Дж. Гиббс «Количественное определение утечки в штанговом насосе с помощью динамометрической техники», Технологии добычи SPE, август, 1990, статья №18185 SPE (Общество инженеров-нефтяников).

Summary/Conclusions

24

нения (3) требует независимой оценки утечки и сжимаемости. Для определения максимальной утечки насоса LMax могут использоваться методики Нолена и Гиббса (или другие методики). Заданные независимые оценки утечки, сжимаемости и других потерь можно объединить в один K фактор. Этот фактор можно получить путем сравнения прогнозной добычи/дебита (подсчитанной при K=1,0) c измеренными объемами добычи. С использованием этого вида калибровки K-фактора, на точность прогнозной добычи/дебита не будут влиять изменения в заполнении насоса. Вместе с тем, для обеспечения точности прогнозируемой добычи/дебита все-таки необходима периодическая переоценка LMax .

Oil&GasEURASIA


SPT GyroTracer™

Б

есплатформенный гироскопический инклинометр GyroTracer – это высокоточный, надежный прибор для подземной навигации. Он применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях и предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов сква-

жин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитно-неустойчивых зонах. Гироскопический инклинометр cостоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и

ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании. Измерения проводятся при остановках скважинного прибора в точках измерения. GyroTracer может работать как c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор, так и в автономном режиме с питанием от многозарядного батарейного модуля. При работе с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно использовать одножильный или многожильный кабель. GyroTracer является мировым лидером по вырезке боковых стволов. На сегодня с его помощью вырезано более 500 скважин по всему миру.

Технические характеристики Объем памяти ............................................................................................ 2,0 Гбайт Диапазон измерения азимута .............................................................. 0…3600 Рабочие диапазоны зенитных углов при измерении азимута ....................................................... 0–700 и 110–1800 Погрешность измерения азимута скважинным прибором .......... ±1,00 Диапазон измерения зенитного угла................................................ 0…1800 Погрешность измерения зенитного угла .............................................. ±0,10 Время измерения в одной точке скважинным прибором, не более .................................................................................. 1,0 мин.

Номинальный диапазон температуры окружающей среды для скважинного прибора .............................................-30…+150 0С Максимальное рабочее гидростатическое давление ............. 80 MПа Напряжение аккумуляторной батареи .................................................... 16 В Емкость аккумуляторной батареи .................................................... 4,0 А/час Время непрерывной работы без подзарядки аккумуляторной батареи, не менее ......................................................7,2 час Диаметр скважинного прибора .............................................................. 42 мм Длина скважинного прибора...............................................................2 300 мм Масса скважинного прибора ...................................................................... 15 кг Длина батарейного модуля .....................................................................550 мм


OIL PRODUCTION

Russia’s Oil Production and Global Developments Добыча нефти в России на фоне глобальных процессов A.G. Korzhubaev, I.V. Filimonova, I.V. Eder

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

n 2010–2011 global economy continued its recovery from the crisis of 2008–2009, contributing to rising energy demand, particularly demand for oil. In 2010 global production reached some 3.843 billion tons, up 2.4 percent on 2009 levels (Table 1). Russia produced 505 million tons of oil and 650 billion cubic meters of natural gas, or over 18 percent of global hydrocarbon production in terms of energy equivalent, taking up the first place globally on both commodities. In value terms, exports of Russia’s hydrocarbons almost touched $250 billion, including oil and petroleum products export – over $200 billion (Table 2). In 2010, the average Brent price jumped up almost 20 dollars (to $79.6 per barrel compared to $60 per barrel in 2009). The Brent price fluctuated widely: within the year, the quotation difference peaked at $26 per barrel, or 39.2 percent, with the maximum of $93.55 per barrel recorded in December 2010. Urals discount to Brent in 2010 averaged at around $1.8 per barrel. Global economic recovery and increased demand for liquid fuels was the key factor contributing to oil prices growth. The market factors affecting oil price dynamics in 2010 are: the destabilization of the Middle East, tension in the Euro debt market, the change of U.S. commercial

2010–2011 годах мировая экономика продолжила восстановление после кризиса 2008–2009 годов, что стало одним из факторов роста спроса на энергоносители, прежде всего, на нефть. По итогам года добыча нефти в мире составила около 3843 млн т, что на 2,4% превысило уровень 2009 года (Табл. 1). В России было добыто 505 млн т нефти и 650 млрд м3 газа, что составило более 18% мирового производства углеводородов (УВ) в пересчете на энергетический эквивалент и позволило обеспечить первое в место в мире по обеим товарным позициям. В денежном выражении экспорт УВ из России составил почти $250 млрд, в том числе нефти и нефтепродуктов – более $200 млрд (Табл. 2). В 2010 году среднегодовая цена нефти марки Brent возросла почти на $20 – до $79,6 за баррель по сравнению с $60 за баррель в 2009 году. Цен на нефть марки Brent колебались в относительно широком диапазоне: в течение года разница между котировками составлял $26 за баррель или 39,2%, причем максимальное значение – $93,55 за баррель было зафиксировано в декабре 2010 года. Скидка на партии российской нефти Urals в 2010 году относительно сорта марки Brent составляла в среднем около $1,8 за баррель.

I

В

About the authors Korzhubaev Andrei Gennadievich – Doctor of Economic Sciences, professor, head of Production Parameters department at Institute of Economics and Industrial Management (Siberian Branch of RAS), head of Political Economy department at Novosibirsk State University. Filimonova Irina Viktorovna – Candidate of Economic Sciences, professor, senior researcher at the Institute of Economics and Industrial Management (Siberian Branch of RAS), deputy head of the Political Economy department at Novosibirsk State University. Eder Leontiy Victorovich – Candidate of Economic Sciences, professor, department head at the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, (Siberian Branch of RAS), head of “Energy Sector Economics” discipline, Novosibirsk State University.

Сведения об авторах Коржубаев Андрей Геннадьевич – доктор экономических наук, профессор, заведующий отделом темпов и пропорций промышленного производства Института экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН, заведующий кафедрой политической экономии Новосибирского государственного университета. Филимонова Ирина Викторовна – кандидат экономических наук, профессор, ведущий научный сотрудник Института экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН, заместитель заведующего кафедрой политической экономии Новосибирского государственного университета. Эдер Леонтий Викторович – кандидат экономических наук, профессор, заведующий сектором Института нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения РАН, руководитель специализации «Экономика энергетического сектора» Новосибирского государственного университета.

26

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

ДОБЫЧА НЕФТИ

● Table 1. ● Табл. 1

Oil and condensate production, Russia and the world, 1970–2010 / Добыча нефти с конденсатом в России и мире в 1970–2010 годах USSR/ CIS СССР / СНГ Year Год

RSFSR/ Russian Federation РСФСР / Россия

World total, mln t share of the share of the total, million Мир в million tons global,% global,% tons целом, млн т млн т доля в мире, доля в мире, всего, млн т % %

Western Siberia Западная Сибирь mln t млн т

share in Russia,% доля в России,%

Price of oil on the global market, $/bbl Цены на нефть на мировом рынке, $/барр.

Urals

Brent

1970

2,355

353

15

285

12.1

31

10.9

-

-

1980

3,088

603

19.5

547

17.7

311

56.8

38.3

39.8

1985

2,792

608

21.8

542

19.4

382

70.5

25.9

27.6

1990

3,168

570

18

516

16.3

376

72.8

20.3

21.0

1995

3,278

355

10.8

307

9.4

208

67.9

16.4

16.2

2000

3,618

385

10.6

323

8.9

220

68

27.4

28.3

2001

3,603

430

11.9

349

9.7

237

67.8

23.1

24.5

2002

3,576

466

13

380

10.6

264

69.5

23.9

24.9

2003

3,701

514

13.9

421

11.4

298

70.8

27.4

28.8

2004

3,863

559

14.5

459

11.9

326

71

34.2

38.1

2005

3,897

578

14.8

470

12.1

333

70.9

50.2

54.6

2006

3,914

595

15.2

480

12.3

335

69.8

61.0

65.2

2007

3,938

621

15.8

491

12.5

338

68.8

69.1

72.4

2008

3,820

621

16.3

488

12.8

332

68

95.1

99.0

2009

3,755

638

17.0

494

13.2

323

65.3

60.2

60.9

2010

3,843

653

17.0

505

13.1

318

63.2

77.9

79.6

oil reserves, policy of the Federal Reserve on increasing liquidity of the financial system, weakening and devaluation of the dollar in international settlements, increased oil demand from China (with its significant reserves and revaluation of the yuan). Despite the growing oil production in the CIS countries (from 638 to 653 million tons), primarily due to Russia and Kazakhstan, these countries failed to expand production share (17 percent in 2010) in the global oil production (Fig. 1, see Table 1). This is due to the corresponding expansion of production and oil supplies from other regions of the world, primarily Persian Gulf and Africa. Soviet Union oil production peaked in 1986-1988 at over 625 million tons of oil and gas condensate, which was above 21 percent of the global total, including Russian Federation at almost 570 million tons, or over 19 percent of world production (Fig. 1, see Table 1). In 2009–2011 new oil and gas projects located in Eastern Siberia, Timan-Pechora, Sakhalin, somewhat boost-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Основным фундаментальным фактором роста цен на нефть стало восстановление мировой экономики и увеличение спроса на жидкое топливо. Среди конъюнктурных факторов, влияющих на динамику стоимости нефти в 2010 году можно выделить: дестабилизацию ситуации на Ближнем Востоке; напряженность на долговом рынке стран Еврозоны; изменение коммерческих запасов нефти в США; политику Федеральной резервной системы по увеличению ликвидности финансовой системы; ослабление позиций доллара в международных расчетах и его девальвация; увеличение спроса нефть со стороны Китая при наличии у него значительных резервов и ревальвацию юаня. Несмотря на рост добычи нефти в странах СНГ (с 638 до 653 млн т), прежде всего, за счет России и Казахстана, не произошло увеличения доли стран СССР в мировом производстве нефти, которая составила в 2010 году 17% (рис. 1, см. Табл. 1). Это связано с соответствующим расширением добычи и поставок нефти из других регионов мира, прежде всего, Персидского залива и Африки.

27


#5 May 2011

OIL PRODUCTION ● Table 2. ● Табл. 2

Exports from Russia in 2010, major commodities / Экспорт из России в 2010 году по основным товарным позициям Concentration,% / Концентрация, %

Commodity Товарная позиция

In monetary terms, $ billion В денежном выражении, $ млрд

Fuel and energy products Топливно-энергетические товары

261.999

68.3

68.3

commodity items, % the accumulated total,% по товарным позициям, % накопленным итогом,%

crude oil / нефть сырая

132.032

34.4

34.4

oil products / нефтепродукты

69.467

18.1

52.5

natural gas / газ природный

46.547

12.1

64.6

Metals and metal products Металлы и изделия из них

41.735

10.9

79.2

Chemical industry products, resin / Продукция химической промышленности, каучук

24.138

6.3

85.4

Machinery, equipment and transportation means Машины, оборудование и транспортные средства

20.688

5.4

90.8

Wood and pulp and paper products Древесина и целлюлозно-бумажные изделия

9.524

2.5

93.3

Food products / Продовольственные товары

8.740

2.3

95.6

Other / Прочие

16.903

4.4

100

Total / Всего

383.727

100

100

ed Russian oil production; in late 2010, daily oil production grew to 1.4 million tons for the first time over the past twenty years.

Oil and Gas Industry in Russia’s Economy

Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986–1988 годах: тогда в стране добывалось более 625 млн т нефти и газового конденсата, что превышало 21% от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации – почти 570 млн т, или свыше 19% от мировой добычи (рис. 1, см. Табл. 1). В 2009–2011 годах, в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов, прежде всего в

Russia’s oil and gas industry (OGI) serves as a basis for ensuring balance of international payments, maintaining the national currency and formation of investment resources of the economy. The OGI is the major con● Fig. 1. Russia’s oil production and global oil prices, 1997–2011 tributor to the country’s trea● Рис. 1. Добыча нефти в России и мировые цены на нефть в 1997–2011 годах sury and its main source of foreign exchange earnings. With capital investments at below 15 percent of country’s total, OGI provides over 50 percent of federal budget revenues and about 65 percent of export revenue. The market value of equity of five major oil companies (excluding TNK-BP, whose assets are taken into BP quotas) takes up over 60 percent of the Russian stock market (Fig. 2).

Regional Structure of Russia’s Oil Production In regional terms, Russian oil production is focused mainly in the West Siberian and Volga-Ural oil

28

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

ДОБЫЧА НЕФТИ Восточной Сибири, ТиманоПечоре, на Сахалине, добыча нефти в России несколько возросла, при этом в конце 2010 года суточная добыча нефти возросла в первые за последние 20 лет возросла до 1,4 млн т.

НГК в экономике России

● Fig. 2 Market capitalization and concentration of capital by largest Russian companies, February 2011 (data by AK&M-List). ● Рис. 2. Рыночная капитализация и концентрация капитала крупнейших российских компаний на февраль 2011 года (по данным AK&M-List).

and gas provinces. Production projects also operate in the Timan-Pechora and the North Caucasus provinces. Development of reserves and resources of the Far East and Eastern Siberia has been started (Table 3).

The Organizational Structure of Oil Production Currently, Russia has some 325 oil producers, including the 145 producers as part of vertically integrated oil companies (VICs); 177 producers are independent production companies and three companies operate on PSA terms.

Результаты деятельности нефтегазового комплекса (НГК) выступают основой для обеспечения платежного баланса страны, поддержания курса национальной валюты, формирования инвестиционных ресурсов экономики. НГК – основной донор бюджета страны и главный источник валютных поступлений. При уровне инвестиций в основной капитал менее 15% от капитальных вложений в стране, на НГК приходится более 50 % доходов федерального бюджета и около 65% экспорта. Рыночная стоимость акционерного капитала пяти крупнейших нефтегазовых компаний(без учета ТНК-ВР, активы которой учитываются в котировках ВР) превышает 60 % капитализации российского рынка акций (рис. 2).

Региональная структура добычи нефти в России В региональном плане добыча нефти в России сосредоточена в основном в Западносибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях (НГП). Ведется также добыча в Тимано-Печорской и Северокавказской НГП. Начато освоение ресурсов и запасов Дальнего Востока и Восточной Сибири (Табл. 3).

● Table 3 ● Табл. 3

Oil and Condensate Production in Russia, 2008-2010, regionalized, million tons Добыча нефти и конденсата в России в 2008-2010 годах по регионам, млн т 2008

2009

2010

Region / Регион

million tons млн т

% of Russia’s total % от РФ

mln t млн т

% of Russia’s total % от РФ

million tons млн т

% of Russia’s total % от РФ

European Russia / Европейская часть

142.3

29.1

149.2

30.2

152.4

30.2

Ural / Урал

43.7

8.9

45.3

9.2

47.5

9.4

Povolzhie / Поволжье

59.8

12.2

61.8

12.5

64.1

12.7

North Caucasus / Северный Кавказ

10.7

2.2

9.9

2.0

9.3

1.8

Timan-Pechora / Тимано-Печора

28.1

5.8

32.2

6.5

31.5

6.2

Western Siberia / Западная Сибирь

331.8

67.9

322.1

65.2

318.3

63.0

Eastern Siberia / Восточная Сибирь

1.5

0.3

7.5

1.5

19.7

3.9

Far East / Дальний Восток

12.8

2.6

15.4

3.1

14.8

2.9

Russia, total / Россия, всего

488.4

100.0

494.2

100.0

505.1

100.0

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

29


OIL PRODUCTION

#5 May 2011

Организационная структура добычи нефти В настоящее время добычу нефти в России осуществляют 325 организаций, в том числе 145 компаний входящих в структуру вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 177 организаций относится к числу независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции. Свыше 90 % всей добычи нефти и конденсата в России приходится на восемь ВИНК: «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Группа Газпром» (включая «Газпром нефть»), «Татнефть», «Башнефть», ● Fig. 3 Oil production by company and concentration of production in Russia’s oil industry, 2010 НК «РуссНефть» (рис. 3). ● Рис. 3. Добыча нефти по компаниям и концентрация производства в нефтедобывающей Компания «Славнефть» промышленности в России в 2010 году контролируется «Газпром нефтью» и ТНК-ВР. Eight VICs produce over 90 percent of Russia’s total В 2010 году положительная динамика добычи нефти oil and condensate production: Rosneft, Lukoil, TNK-BP, Surgutneftegaz, Gazprom Group (including Gazprom Neft), отмечена примерно у половины компаний. Из верTatneft, Bashneft, RussNeft (Fig. 3). Slavneft is controlled by тикально-интегрированных компаний добычу жидких УВ нарастили «Роснефть» (на 7 млн т), «Башнефть» Gazprom Neft and TNK-BP. In 2010, nearly half of the companies had positive (1,9 млн т), ТНК-ВР (1,4 млн т). Наибольшее сокращеproduction dynamics. Liquid hydrocarbons production ние отмечается у «ЛУКОЙЛа» (более чем на 2 млн т). increased in such VICs as Rosneft (by 7 million tons), Относительно неизменным этот показатель осталBashneft (1.9 million tons), TNK-BP (1.4 million tons). ся у «Сургутнефтегаза», «РуссНефти», «Газпром нефти», The largest dive is seen in LUKOIL (more than 2 million «Славнефти», «Татнефти». tons). Production levels remain relatively unchanged in Surgutneftegaz, RussNeft, Gazprom Neft, Slavneft, Заключение Tatneft. Основными проектами, которые в краткосрочном и среднесрочном периоде смогут поддержать добычу нефти в России, по-прежнему останется разработка месторожConclusion Eastern Siberia oil fields and the offshore Caspian Sea дений Восточной Сибири, а также шельфовые месторожdeposits remain the main projects that will support the дений Каспия. Ожидается, что 2011 году добыча нефти с Russia’s oil production in the short and medium term. In конденсатом в стране превысит 510 млн т. В долгосрочной перспективе продолжится формиро2011 oil and condensate production is expected to top 510 вание и развитие новых крупных центров добычи нефти, в million tons. In the long term, industry will continue forming and первую очередь на Севере и Востоке Западной Сибири (п-в developing new major oil production centers, mainly in Ямал, Ванкор и др.), в Восточной Сибири, на шельфе арктиthe North and East of Western Siberia (Yamal peninsula, ческих и дальневосточных морей. Перспективные уровни добычи жидких углеводородов Vankor, etc.), in Eastern Siberia, on the shelf in the Arctic в России будут определяться внутренним и внешним спроand Far Eastern seas. Future levels of liquid hydrocarbon production in сом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитостью Russia will be governed by domestic and external demand транспортной инфраструктуры, географией, запасами и for liquid fuel, its price levels, the development of transport качеством разведанной сырьевой базы и темпами ее восinfrastructure, geography of the projects, reserves, quality производства, налоговыми и лицензионными условиями and replacement rate of the explored resource base, tax и научно-техническими достижениями в разведке и разраand license conditions and scientific and technological ботке месторождений. При сочетании благоприятных внутренних и внешних advances in E&P field. Combination of favorable domestic and external envi- условий и проведении эффективной политики в обласronment and effective policy on replacement of mineral ти воспроизводства минерально-сырьевой базы добыча resources base could boost oil and condensate production нефти и конденсата в России может составить возрасти до 580-585 млн т к 2025–2030 году. in Russia to 580-585 million tons by 2025–2030.

30

Oil&GasEURASIA


RENEWABLE ENERGY

A Practical, Proven Path to Green Energy Практический, проверенный путь к экологически чистой энергии Kari Liukko, Honeywell Process Solutions

Кари Люкко, технологические решения компании Honeywell

The marketplace for renewable fuels has received significant attention in recent years, with increased focus on technologies that provide fuel flexibility and reduction of greenhouse gas emissions. Recent legislation in many parts of the world, most notably the policies for Renewable Energy Sources and Renewable Energy Directive in the EU have increased the level of attention on new technologies that enable the sustainable production of renewable fuels.

Проблема возобновляемого топлива сегодня становится все более актуальной. Наибольший интерес вызывают технологии, предлагающие альтернативу традиционному топливу и возможность снизить объемы выбросов парниковых газов. На законодательном уровне меры, предпринимаемые правительствами многих стран, а также директива ЕС по возобновляемым источникам энергии, призваны привлечь внимание к технологиям, обеспечивающим возможность устойчивого производства возобновляемого топлива.

T

o lessen reliance on petroleum based fuels, governments around the world are calling for the development of “tomorrow’s biofuels” as soon as possible. How does two seconds sound? That’s the time it takes Envergent Technologies’ RTP® rapid thermal processing technology to convert non-food biomass into pyrolysis oil. And RTP is a proven process that is sustainable, virtually carbon neutral, and in production in Canada and the U.S. today.

Pyrolysis Oil and Envergent Pyrolysis oil is a light, pourable, clean-burning liquid produced from biomass feedstocks that do not compete with food crops. It is easily adaptable for a variety of energy applications, including heat and electrical generation, and shortly pyrolysis oil will be upgradeable to green transportation fuels. It also is used to produce specialty chemicals. ● Pyrolysis oil, biomass

feedstock product. ● Продукт переработки

биомассы – пиролизное масло.

32

В

о многих странах мира сегодня звучат призывы к ученым поторопиться с разработкой «биотоплива будущего». Две секунды – это достаточно быстро? Так вот, технологии быстрой термической обработки RTP® от компании Envergent Technologies требуется две секунды для преобразования непищевой биомассы в пиролизное масло. Кроме того, данная технология с нейтральным уровнем эмиссии углерода уже доказала свою устойчивость и активно работает в Канаде и США.

Пиролизное масло и Envergent Technologies Пиролизное масло – это легкая, текучая субстанция, малотоксичная при сгорании. Она изготавливается из биомассы, не конкурирующей с продовольственными культурами. Масло легко адаптируется для различных целей применения в энергетической отрасли, включая производство тепла и электроэнергии, и быстро преобразовывается в экологически чистое топливо для транспорта. Также его используют для производства специализированных химпродуктов. Один из учредителей Envergent Technologies – компания Ensyn Technologies – разработала технологию RTP в 1984 году как метод преобразования биомассы в пиролизное масло. В настоящее время данная технология – единственная в мире, обеспечивающая быстрое получение пиролизного масла и работающая на долговременной коммерческой основе. Сегодня она используется на семи заводах в Канаде и США для преобразования биомассы в пиролизное масло. Конечный продукт в дальнейшем используется для производства более чем 30 видов проOil&GasEURASIA


№5 Май 2011

One of Envergent’s parent companies – Ensyn Technologies – invented RTP in 1984 as a method to convert biomass to pyrolysis oil. RTP is the world’s only rapid pyrolysis process operating on a long-term commercial basis and today is used by seven plants in Canada and the United States to convert biomass to pyrolysis oil. That resulting pyrolysis oil is then used in the manufacture of more than 30 commercial products, from food flavorings to adhesive resins. Envergent’s other parent company, Honeywell’s UOP, has been a leading developer of refining technologies and products for almost a century. Drawing on their individual strengths, and their desire to accelerate the commercialization of biofuel technologies, Ensyn and UOP formed a joint venture in 2008 to create Envergent Technologies.

RTP Technology The RTP process begins with readily available biomass (wood chips, straw or other cellulosic material) that is rapidly heated in a reactor with a circulating fluidized bed design. Hot gas enters the bottom of the reactor with hot sand, creating a whirlwind with a temperature of 500 to 525 degrees Celsius. Upon contact with the sand, biomass particles are pyrolyzed, producing gas and solids. After the gas leaves the reactor, it is rapidly quenched to produce pyrolysis oil. The solids that remain are a combination of sand and char, which are redirected to a second vessel. In the reheater char is burned with the introduction of air. This provides the necessary heat to bring the sand mixture to temperatures required for pyrolysis in the reactor vessel. This is a key factor in increasing the net energy balance, and consequently the greenhouse gas reduction, of the end product. ● RTP technology used to produce pyrolysis oil from a biomass feedstock. ● Процесс переработки биомассы в пиролизное масло по технологии RTP.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГИЯ мышленных товаров, включая прищевые приправы и смоляные клеи. Другой учредитель Envergent Technologies, компания Honeywell UOP, уже почти 100 лет является ведущим разработчиком технологий и продуктов для очистки нефти. Стремясь как можно скорее начать промышленное внедрение технологий по производству биотоплива, Ensyn Technologies и Honeywell UOP объединили свои усилия и в 2008 году создали совместное предприятие. Результатом деятельности этого предприятия стало появление на свет компании Envergent Technologies.

Технология RTP Для запуска процесса RTP необходимо постоянное наличие биомассы (деревянной стружки, соломы или других целлюлозных материалов). Биомасса быстро нагревается в реакторе, в конструкции которого используется технология ЦКС. Горячий газ поступает в реактор снизу, где находится горячий песок, создавая вихревое движение при температуре от 500 до 525 ºС. При контакте с песком, частицы биомассы пиролизуются, образуя газ и твердые вещества. После выхода из реактора полученный газ быстро охлаждается для производства пиролизного масла. Оставшиеся твердые вещества представляют собой смесь песка и древесного угля, которые перемещаются во второй котел. Во вторичном подогревателе, при поступлении воздуха, уголь сжигается, что обеспечивает необходимое количество теплоты для доведения смеси песка до температур, требуемых для выполнения процесса пиролиза в котле реактора. Данный фактор является основным для повышения баланса полезной энергии, что, впоследствии, обеспечивает снижение выброса парниковых газов при производстве конечного продукта. В отличие от медленного пиролиза, продолжительность которого может составить несколько часов, быстрый пиролиз, как и в процессе RTP, производит меньше выбросов при максимальном объеме жидкого вещества. Особое

33


#5 May 2011

RENEWABLE ENERGY

преимущество технологии RTP состоит в том, что она позволяет быстро и равномерно преобразовывать тепло в биомассу и быстро охлаждать газ в жидкость, получая высококачественное пиролизное масло. Кроме того, RTP процесс становится еще более эффективным при выведении угля из масляного продукта окончательного пиролиза.

Экологически чистая энергия – от теории к практике

● RTP technology uses any available biomass feedstock. ● Для технологии RTP пригодна любая биомасса, имеющаяся

в наличии. Unlike slow pyrolysis, which can take hours, fast pyrolysis, like the RTP process, produces fewer emissions and offers maximum liquid production. RTP’s particular advantage is that it offers uniform and instantaneous heat transfer to the biomass, and the ability to quickly quench the gas into liquid, producing higher quality pyrolysis oil. Additionally, the RTP process is more efficient at keeping char out of the final pyrolysis oil product.

Making Green Energy Practical Aside from its many environmental advantages, RTP is also very practical. Minimal utility and infrastructure requirements make RTP ideal for either remote or existing facilities. Compact, modular equipment minimizes installation costs and takes up relatively little space. And it’s highly scalable – designs from 100 to 1,000 bone dry tons (metric) per day accommodate virtually any application. RTP can also handle a wide range of readily available feedstocks – forestry and agricultural residuals, post-consumer, wood-based construction and demolition materials as well as sustainable energy crops such as poplar and willow, miscanthus and switchgrass. On an energy basis, it is about 40 percent less expensive for businesses to produce and use pyrolysis oil than to purchase #2 fuel oil for heat generation. ¹ Pyrolysis oil can also be used to generate green electricity in a specialized turbine at an approximate cost of $0.10 per kWh. The ability to produce electricity from pyrolysis oil in slow speed diesel engines, which is currently under development, will reduce the cost further due to increased electrical efficiency. Pyrolysis oil has also been upgraded to green transportation fuels in the laboratory, using UOP hydroprocessing technology to generate high-value, renewable, green gasoline, diesel and jet fuel. These fuels are virtually indistinguishable from their petroleum-based counterparts and can be used in today’s refining infrastructure and vehicles without modification. This technology is expected to be commercially available in 2012.

The Future Biomass energy conversion is particularly appealing to industries with supplies of residual biomass and a desire to reduce their carbon footprint. With a ready supply of

34

Помимо многочисленных экологических преимуществ, RTP технология также очень практична. Минимум удобств и инфраструктуры делают эту технологию идеальной для удаленных и действующих производств. Компактное модульное оборудование минимизирует стоимость установки и не требует больших площадей. Кроме того, данная технология имеет большой потенциал для расширения объемов производства – конструкции, требующие от 100 до 1 000 (метрических) тонн сухого сырья, подходят практически для любых видов применения. Для технологии RTP можно использовать практически любое доступное промышленное сырье – отходы лесной и сельскохозяйственной промышленности, деревянные стройматериалы и остатки снесенных деревянных конструкций. Подходящим сырьем являются древесина ивы, тополя, китайский тростник и просо прутьевидное. С точки зрения энергии, производить и использовать пиролизное масло примерно на 40% дешевле, чем покупать мазут для выработки тепловой энергии. ¹ Пиролизное масло так же можно использовать для производства экологически-чистой электроэнергии в специальных турбинах по приблизительной стоимости 0,1 доллара за киловатт-час. Возможность производить электричество из пиролизного масла в низкооборотных дизельных двигателях, которая в настоящее время находится на стадии разработки, в будущем сделает стоимость электричества еще меньше в связи с высоким электрическим КПД. Пиролизное масло так же было преобразовано в лаборатории до экологически-чистого вида топлива для транспортных средств при использовании технологии гидрообработки от компании Honeywell UOP для вырабатывания ценного, возобновляемого, экологически-чистого бензина, дизельного и реактивного топлива. Эти виды топлива практически неотличимы от их аналогов на нефтяной основе и могут использоваться в современной инфраструктуре предприятий по очистке нефтепродуктов и в автомобилях без введения каких-либо модификаций. Выход этой технологии в коммерческое использование ожидается в 2012 году.

Будущее Преобразование энергии биомассы особенно привлекательно для тех видов промышленности, для которых поставляются отходы в виде биомассы и которые хотят снизить выбросы парниковых газов в атмосферу. При постоянных поставках опилок и древесной стружки, для этой технологии естественно подходит лесная промышленность. Ассоциация продукции лесного хозяйства Канады (FPAC) недавно открыла свой план по усовершенствованию лесной промышленности Канады путем интеграции таких технологий как RTP, предложенной компанией Envergent Technologies, вместе с заводскими операциями. Исследование показало, что RTP технология была оценена как полностью готовая для введения в коммерческое использование и обладающая возможностью самой высоOil&GasEURASIA


№5 Май 2011

ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГИЯ

sawdust and wood chips, the forest industry is a natural fit. The Forest Products Association of Canada (FPAC) recently unveiled a blueprint for reinvigorating Canada’s forest industry by integrating technologies like RTP offered by Envergent with mill operations. The study showed that RTP technology was rated as fully ready for commercial deployment and would offer the highest return on capital employed. FPAC predicted that fast pyrolysis technology would turn Canada’s forest industry into an engine of growth for the country – producing jobs and clean energy to power mill operations, heat homes, or provide green fuel for vehicles. The United States Department of Energy recently awarded a grant to Envergent’s parent UOP for the construction of a demonstration unit in Hawaii to convert cellulosic biomass into green transportation fuel. The unit will produce pyrolysis oil from a variety of biomass residues, including woody biomass, algae, agricultural residues and energy crops like switchgrass and high-biomass sorghum, which will then be upgraded into green transportation fuels. With global energy demand expected to double by 2030, traditional petroleum products will not be able to keep pace. Clearly, biofuels that use existing infrastructure and don’t compete with food, land or water, are the answer to growing global energy demands. With its proven, practical RTP process, Envergent is part of the solution – a solution that is available today.

кой окупаемости вложенных средств. Ассоциация FPAC предположила, что технология быстрого пиролиза превратит лесную промышленность Канады в двигатель прогресса для страны – который будет давать рабочие места и чистую энергию для заводских операций, обогрева домов, или предоставлять экологически чистое топливо для автомобилей. Министерство энергетики США недавно выдало разрешение компании-учредителю Honeywell UOP на строительство демонстрационной установки на Гавайях по преобразованию целлюлозной биомассы в экологическичистое топливо для транспорта. Установка будет производить пиролизное масло из разнообразных отходов в виде биомассы, включая биомассу из дерева, водорослей, сельскохозяйственных отходов и энергетические культуры, такие как просо путьевидное и сорго с высокой плотностью биомассы, которые затем будут преобразованы в экологически-чистые виды топлива для транспортных средств. При мировой потребности в энергетических источниках, которая по прогнозам удвоится к 2030 году, традиционные нефтяные продукты не смогут сохранить свои лидирующие позиции. Понятно, что виды биотоплива, для которых используется уже существующая инфраструктура и которые не конкурируют с пищевыми продуктами, землей или водой, являются ответом на растущие энергетические потребности всего мира. Обладая проверенным, практическим процессом RTP технологии, компания «Envergent Technologies» является частью решения – той частью, которая доступна уже сегодня.

1 Assumes $60/bbl crude, 400 BDMTPD RTP unit, 15-yr. straight line depreciation of CAPEX, 330 days/yr. use.

1 Учитывая стоимость сырой нефти $60/баррель, RTP установка 400 BDMTPD, постоянное снижение капитальных расходов в течение 15 лет, использование 330 дней в году.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

35


OIL PROCESSING

Heat Exchanger Retrofits Boost Profits in Catalytic Processes Модернизация теплообменника увеличивает эффективность каталитических процессов Peter Ellerby, Peter Droegemueller, Cal Gavin Ltd.

Питер Еллерби, Питер Дрогемюллер, Cal Gavin Ltd.

he profitability of refinery catalytic conversion units is maximised by removing throughput constraints and minimising energy consumption. Increasing the production capacity allows the exploitation of high margin opportunities. Improving fuel efficiency allows these opportunities to be taken without incurring large energy bills and increasing emissions. In most plants the capacity of the unit is constrained by the furnace (fired heater). Maximum heat flux limitations prevent the heater from adding the heat necessary to raise the feed stream to the necessary reactor inlet temperature at higher flowrates. Revamping the furnace to remove this limitation is expensive, making it more costeffective to focus attention on improving heat recovery to avoid additional load on the furnace. In refinery catalytic processes, heat recovery is achieved by exchanging heat between the hot reactor effluent and the cold reactor feed. This involves the use of feedeffluent heat exchangers, which are typically vertical shelland-tube units. The following case studies illustrate the revamping of these heat exchangers to achieve improved unit profitability.

ффективность установок каталитической конверсии НПЗ достигает максимума при устранении ограничений пропускной способности и снижении потребления энергии до минимального уровня. Повышение производственной мощности обеспечивает достижение высокой прибыльности. Рост эффективности использования топлива позволяет воспользоваться указанными возможностями без увеличения счетов на оплату энергии и выбросов в атмосферу. В большинстве случаев мощность установки ограничивается возможностями огневого подогревателя печи. Ограничения максимального теплового потока не позволяют подогревателю обеспечить дополнительную тепловую энергию, необходимую для повышения температуры потока сырья на входе в реактор до нужного уровня при более высоких скоростях потока. Модернизация печи для устранения таких ограничений дорогостоящая, поэтому более экономичным вариантом является улучшение утилизации тепла, позволяющее устранить дополнительные нагрузки на печь. В каталитических процессах, применяемых на НПЗ, утилизация тепла достигается за счет теплообмена между горячим потоком, выходящим из реактора, и холодным потоком сырья, поступающим в реактор. Для этой цели используются теплообменники между потоками поступающего сырья на входе и продукции на выходе, которые представляют собой вертикальные кожухотрубные аппараты. В настоящей работе приводятся примеры модернизации таких теплообменников, направленной на повышение эффективности установок.

T

Case Study 1: LUKOIL Refinery, Volgograd, Russia Russian oil giant LUKOIL has achieved significant improvements to heat recovery from a hydrotreatment reactor. A simple retrofit has cut fuel costs by $233,000 per year and made increased throughput available. A fired heater in the refinery’s modern catalytic reformer was consuming around 330 kg/hr (727 lb/hr) of fuel to raise the temperature of a reactor feed stream. This was expensive in itself, and the heater firing limit also prevented any increase in capacity. The plant’s feed-effluent exchanger recovered 19 MW of heat from the effluent of a catalytic reactor. To bring the reactor feed up to its target temperature required the fired heater to add a further 4.1 MW. A proposed flowrate increase would have raised the exchanger duty to 28 MW and the fired heater duty to 6 MW. As well as being expen-

36

Э

Пример 1: НПЗ «ЛУКОЙЛ», Волгоград, Россия Российский гигант «ЛУКОЙЛ» достиг значительных успехов в области утилизации тепла реактора гидропереработки. Простое усовершенствование позволило сократить затраты на $233 тыс. в год и добиться увеличения пропускной способности оборудования. Огневой подогреватель современной установки каталитического риформинга на НПЗ потреблял около 330 кг/час топлива для повышения температуры потока сырья, поступающего в реактор. Помимо дороговизны этого проOil&GasEURASIA


№5 Май 2011

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ ● LUKOIL’s subsidiary LUKOIL-Volgogradneftepererabotka has recently

increased its crude capacity from 8 to 11 million tons per year, and the catalytic reforming unit where the hiTRAN project took place started up in 2006. Volgograd (formerly Stalingrad) is an industrial city of 1 million people in southern Russia. ● Дочерняя компания «ЛУКОЙЛа» – ООО «ЛУКОЙЛ-Волгогораднефтепереработка – недавно увеличила мощность переработки нефти с 8 до 11 млн т в год, и в 2006 году запустила в эксплуатацию установку каталитического риформинга с технологией hiTRAN. Волгоград (прежнее название – Сталинград) – промышленный город на юге России с населением 1 млн человек.

sive in fuel, this would have been beyond the capacity of the installed fired heater. Following detailed heat transfer modelling, Cal Gavin’s engineers established that the feed-effluent exchanger performance was limited by low heat transfer and poor distribution on the tubeside. A thermal enhancement system was designed to address both of these problems and therefore boost the overall performance of the exchanger. hiTRAN Matrix Elements were used to increase tubeside heat transfer both directly, by increasing turbulence, and indirectly, by utilising more of the available tubeside pressure drop to improve fluid distribution. The geometry of the hiTRAN Elements was adapted to suit the changing proportions of liquid and vapor along the tube length. Simulation showed that at the higher flowrate, the hiTRAN Matrix Elements would increase the overall heat transfer coefficient by a factor of 2.6 (from 73 to 191 W/m2K), boosting heat recovery to 32.4 MW and cutting the required heater duty from 6.0 MW to 2.0 MW. The whole project took just a few months, and the exchanger upgrade was installed in less than two weeks. The revamp has met a stringent performance guarantee and has been trouble-free since it was carried out in November 2009. At the present flowrate, the hiTRAN Matrix Elements save 2.2 MW, or 63 TJ per year, through increased heat recovery from the effluent stream. LUKOIL values the annual fuel saving at 7 million rubles ($233,000). A test at the proposed higher flowrate confirmed that the hiTRAN Matrix Elements increase exchanger performance from 27.8 MW to 32.4 MW, saving 4.6 MW, without increasing the load on the fired heater.

Case Study 2 – Ruhr Oel Refinery, Gelsenkirchen, Germany (operated by Deutsche BP) A feed-effluent heat exchanger retrofit has delivered 15 percent increased throughput, 0.8 MW heat recovery and a reduction of 1,700 tons per year carbon emission from the fired heater on the Ruhr Oel refinery. Ruhr Oel’s objective to increase throughput could only be met by higher heat input in the reactor feed loop Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

цесса ограниченность возможностей данного огневого подогревателя также не позволяла повысить мощность установки. Аппарат для обмена тепла между входящим и исходящим потоками утилизировал 19 МВт тепловой энергии исходящего потока из реактора. Для повышения температуры потока сырья, поступающего в реактор, до необходимого уровня потребовалось бы увеличить производительность огневого подогревателя еще на 4,1 МВт. Предлагаемое увеличение скорости потока позволило бы повысить производительность теплообменника и огневого подогревателя, соответственно, до 28 и 6 МВт. Не говоря даже о больших затратах на топливо, такое решение не обеспечило бы повышение мощности установленного огневого подогревателя. На основе детальной модели теплообмена инженеры Cal Gavin установили, что производительность аппарата теплообмена между входящим и исходящим потоками была ограничена низким уровнем теплообмена и неправильным распределением трубной решетки. Была разработана система, повышающая теплообмен и устраняющая обе выявленные проблемы, что позволило повысить общую производительность теплообменника. Для повышения теплоотдачи трубной решетки как напрямую за счет увеличения турбулентности, так и косвенно за счет более эффективного использования обеспечиваемого перепада давления для распределения потока использовались матричные элементы hiTRAN Matrix Elements. Конфигурация элементов hiTRAN была адаптирована к изменению соотношения жидкости и паров на всем протяжении трубы. Моделирование показало, что при более высокой скорости потока матричные элементы hiTRAN увеличивают общую теплопередачу в 2,6 раза (с 73 до 191 Вт/м2К), повышая утилизацию тепла до 32,4 МВт и понижая требуемую мощность подогревателя с 6,0 МВт до 2,0 МВт. На реализацию всего проекта потребовалось несколько месяцев, а модернизация теплообменника была проведена в течение менее двух недель. Проведенная модернизация отличается высокой гарантией надежности и позволяет эксплуатировать установку в безаварийном режиме со времени осуществления модернизации в ноябре 2009 года. При существующей скорости потока матричные элементы hiTRAN экономят 2,2 МВт или 63 ТДж в год благодаря увеличению утилизации тепла исходящего потока. «ЛУКОЙЛ» при этом получает ежегодную экономию топлива на сумму 7 млн рублей ($233 тыс.). Испытания при предлагаемой более высокой скорости потока показали, что матричные элементы hiTRAN повышают мощность с 27,8 МВт до 32,4 МВт, экономя 4,6 МВт, без увеличения нагрузки на огневой подогреватель.

37


#5 May 2011

OIL PROCESSING to maintain the required reactor inlet temperature. In order to meet the new condition the heat duty of the feed-effluent exchanger to the reactor would need to increase by about 15 percent relative to its current performance. The fluid entered partially vaporized and continued to boil until about 60 percent up the tube length with the remainder of the tube superheating the vapor. Heat transfer simulation indicated that the controlling resistance was on the tube side, with the additional possibility of film boiling and mist flow limiting heat transfer in the top region of the exchanger. The optimised solution was to fit hiTRAN Matrix Elements in the full length of each tube. These comprised two linked elements of different geometries designed to meet the different enhancement requirements of the boiling and superheating regions. With this approach it was possible to improve the convective boiling coefficient in the twophase region and to maximize the sensible vapor heating in the top of the tubes within the allowable pressure drop. Installing hiTRAN Matrix Elements into the 12-meter long tubes of the vertical exchanger was completed within the plant shutdown schedule and without removing the bundle from the shell. Performance tests after the revamp confirmed that expected duty was achieved, giving the required 15 percent higher throughput with hiTRAN Matrix Elements. An additional heat recovery of 0.8 MW from the effluent stream was achieved. This equates to a direct reduction in energy input of 25 TJ per year (nearly 50,000 euros per year) and carbon emissions (1,700 tons per year) for the fired heater. The economic benefit from improving feed-effluent exchanger design is substantial. The benefits of revamping existing units include capacity increase, energy saving, reduction in catalyst regeneration cost, and increased run length.

● Feed-effluent heat exchanger, Ruhr Oel, Gelsenkirchen. ● Аппарат теплообмена между входящим и

исходящим потоками, НПЗ Ruhr Oel, Гельзенкирхен.

Пример 2 – НПЗ Ruhr Oel, Гельзенкирхен, Германия (Оператор Deutsche BP) Модернизация аппарата теплообмена между входящим и исходящим потоками на НПЗ Ruhr Oel позволила повысить производительность на 15%, добиться утилизации тепла в объеме 0,8 МВт и избавиться от выброса в атмосферу углерода из огневого подогревателя в объеме 1 700 т в год. Задачу по увеличению производительности, которая стояла перед НПЗ Ruhr Oel, можно было решить только путем увеличения подвода тепла к потоку сырья, поступающему в реактор, и обеспечения необходимой температуры этого потока. Для соблюдения указанного условия необходимо было повысить тепловую производительность теплообменника входящего и исходящего потоков реактора на 15% по сравнению с существующим уровнем. Поток на входе частично состоял из паров, и кипение продолжалось на протяжении примерно 60% длины трубы, а на оставшемся отрезке трубы происходил перегрев пара. Моделирование процесса теплопередачи показало наличие управляющего сопротивления на трубной стороне и дополнительную возможность пленочного кипения и образования потока капель нефти в газовой струе, что ограничивало теплопередачу в верхней части теплообменника. Оптимальным решением посчитали использование матричных элементов hiTRAN по всей длине каждой трубы. При этом используются два связанных элемента с различной геометрией, предназначенные для различных условий оптимизации работы участков кипения и перегрева. Такой подход позволил улучшить коэффициент конвективного кипения на участке присутствия двух фаз и максимально увеличить целесообразный уровень нагрева паров в верхней части труб в пределах допустимого перепада давления. Установка матричных элементов hiTRAN в трубах длиной 12 м вертикального теплообменника осуществлялась в рамках планового останова оборудования без извлечения пакета труб из кожуха. Эксплуатационные испытания после модернизации подтвердили получение ожидаемой производительности и повышение пропускной способности на 15% с использованием матричных элементов hiTRAN. Кроме того, была обеспечена утилизация 0,8 МВт тепла от исходящего потока. Это равноценно снижению подачи энергии 25 ТДж в год (около 50 000 евро в год) на входе и устранению выбросов углерода в объеме 1 700 т в год при работе огневого подогревателя. Таким образом, существенный экономический эффект достигается благодаря модернизации аппарата теплообмена между входящим и исходящим потоками. Модернизация существующих установок позволяет повысить их мощность, обеспечить экономию энергии, сократить затраты на восстановление катализатора и продлить срок эксплуатации.

● Installation of the joined hiTRAN Matrix Elements into the feed-effluent

exchanger. ● Установка сборных матричных элементов hiTRAN в аппарате

теплообмена между входящим и исходящим потоками.

38

Oil&GasEURASIA


OFFSHORE ARCTIC

Development of the Russian Shelf: The State and Oil Companies, Unite Your Efforts! Освоение российского шельфа: государство и нефтяные компании, объединяйте усилия! Timofei Krylov

I

n previous article we covered the necessity and inevitability of developing the Russian Arctic shelf. Now let us take a look at what practical steps the state and the oil companies need to make for the implementation of this truly national-scale project. Obviously, the state and oil companies require mutual assistance in shelf development issues. After all, oil companies need money for development of offshore fields – much larger amounts than those for similar projects on the shore. The state, in turn, needs to replenish the budget at the expense of oil companies, which remain the main taxpayers and sources of income for the Russian budget. The higher cost of developing Arctic fields compared to similar fields on land, or even on the “warm” shelf, is due to the difficult ice conditions in the Russian Arctic seas. Generally, if you look at the map of Russian seas where hydrocarbons are produced, it becomes obvious that the major Russian oil reserves are concentrated in the BarentsPechora region, as well as in the Kara and Chukotskoye seas (not counting the already developed fields in the Sea of Okhotsk, and small deposits in Black and Caspian Seas). These Arctic seas are precisely the seas with the most severe ice conditions. Scientific studies of the Russian Institute of Arctic and Antarctic Research (AARI) indicate that ice conditions in these seas are as follows: – the ice is usually from one-half to three meters thick; – in the summer there is drifting ice, varying in thickness from 7 to 25 meters which breaks away from perennial Canada and Greenland glaciers; – drifting icebergs are present. As the map shows, the effect of Gulf Stream waters ends exactly at the state border between Russia and Norway. This explains why operation conditions of offshore oil rigs on Russian and Norwegian shelf are different – namely, ice conditions on the Norwegian shelf are much softer than on the Russian Arctic shelf.

40

Тимофей Крылов

В

предыдущей статье мы говорили о необходимости и неизбежности освоения российского арктического шельфа. Теперь пора рассмотреть практические шаги, которые необходимо сделать государству и нефтедобывающим компаниям для реализации этого проекта национального значения. Очевидно, что и государству, и нефтяным компаниям в вопросе освоения шельфа необходима взаимопомощь. Нефтяным компаниям на освоение шельфовых месторождений нужны значительно более существенные средства, чем для реализации аналогичных проектов на суше. В свою очередь, государству необходимо пополнять бюджет, а основными налогоплательщиками и источниками бюджетных поступлений по-прежнему остаются нефтяные компании. Более высокая стоимость освоения арктических месторождений, по сравнению с такими же месторождениями на суше или на «тепловодном» шельфе, обусловлена сложнейшими ледовыми условиями в российских арктических морях. Если посмотреть на карту российских морей с объемами извлекаемых углеводородов, то становится очевидным, что основные запасы российской нефти сконцентрированы в Баренц-Печорском регионе, а также в Карском и Чукотском морях (без учета уже освоенных месторождений Охотского моря и небольших запасов в Черном и Каспийском морях). Ледовые условия в этих арктических морях как раз и являются самыми тяжелыми. Исследования, проведенные Российским институтом Арктики и Антарктики (ААНИИ), подтверждают, что в вышеупомянутых морях: – толщина льда, как правило, составляет 1,5-3 м; – в летний период появляются дрейфующие льды толщиной от 7 до 25 м, откалывающиеся от многолетних ледников Канады и Гренландии; – присутствуют айсберги. Как видно из карты, граница влияния вод теплого течения Гольфстрим заканчивается на государственной границе Норвегии и России. Этим и объясняются различия Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

About the author: Timofei Krylov is economist, expert analyst, and a member of the working group on “Rosneft’s Program on Developing the Russian Shelf Through 2030”. Received basic education at the Plekhanov’s Russian Economic Academy in 1994–1998 (specializing in financing and credit). In 1996– 1997 worked as an intern at the School of Economics and Law at the Gothenburg University (Sweden). In 2002–2003 studied MBA at the Jönköping Business School (Sweden). From 1998 to 2002 worked as procurement manager at IKEA. In 2003–2005 – an independent consultant for a number of Swedish companies; among the main customers – ITAB industrial concern, the Sveba-Dahlen Group of factories, Swedish retail chains. In 2006 Timofei Krylov participated as a consultant in Rosneft’s business description project that was executed on the eve of Rosneft IPO on LSE and on the Russian stock market. Since 2004 engaged in teaching at Moscow business schools and training companies. Author of the “IPO Preparation Toolkit” training and the “Master of Modern Business” program, as well as other trainings on financial management, business processes, entrepreneurship. In 2009–2010 participated in organizing and preparing the economic segment for “Rosneft’s Program on Developing the Russian Shelf Through 2030”.

Об авторе Крылов Тимофей Алексеевич – экономист, эксперт-аналитик, член рабочей группы по подготовке «Программы НК „Роснефть” по освоению шельфа РФ до 2030 года». Базовое образование получил в 1994–1998 годах в РЭА им. Плеханова (специальность «Финансы и кредит»). В 1996–1997 годах проходил стажировку в Школе экономики и права Гетеборгского университета (Швеция). В 2002–2003 годах обучался по программе MBA в Школе бизнеса в Йончепинге (Швеция). С 1998 по 2002 годы работал менеджером по закупкам в компании ИКЕА. С 2003 по 2005 – независимый консультант ряда шведских компаний; среди основных клиентов – производственный концерн ITAB, группа фабрик Sveba-Dahlen, шведские торгово-розничные сети. В 2006 году Крылов Т.А. принимал участие в качестве консультанта в проекте по описанию бизнес-процессов компании ОАО НК «Роснефть», проводившемся в преддверии эмиссии акций компании и их размещения на Лондонской фондовой бирже и российском фондовом рынке. С 2004 года занимается преподавательской деятельностью в бизнес-школах и тренинговых компаниях Москвы. Автор тренинга «Инструментарий подготовки компаний к IPO» и программы «Мастер современного бизнеса», а также других тренингов по финансовому менеджменту, организации бизнес-процессов, предпринимательству. В 2009–2010 годах принимал участие в организации и подготовке экономической части «Программы освоения континентального шельфа РФ до 2030 года компании НК „Роснефть“».

Obviously, oil producers need to invest a lot of money and effort, with a long period of ROI before Russia’s Arctic shelf begins to provide at least some monetary returns. Let’s consider now where oil companies can find money for lengthy E&P projects and research work, as well as for building costly offshore production facilities. Currently the Russian government and oil companies operating in Russia are engaged in a kind of “tug of war”. It is no secret that Russia’s energy exports, as mentioned earlier, are one of the major revenue items for state budget. For this reason the Russian government is constantly trying to establish ever-higher taxes and duties in the oil sector to maximize the government’s “take” of oil company revenue. In turn, oil producers are trying to minimize payments to the state, lobbying for their interests in government corridors and motivating their actions by the need to reinvest profits back into the industry in order to discover and develop new fields, as without these there will be ultimately no income for either state or the oil companies. The compromise between the government and oil companies is achieved by continuous and complex negotiations, and as they say, the “truth” is somewhere “in the middle”. Let’s study the experience of other countries and see how such problems are solved, for example, in Norway. In that country, this particular question is solved through a complex and multi-level taxation of oil and gas industry. We’ll talk a bit about the history of the forming tax policy for Norway’s oil industry. After the first oil and gas fields were discovered in the Norwegian sector of the North Sea in the end of 1960s, the government announced a policy stating that the oil resources “belong to the Norwegian people and should be used for the benefit of present and future generations”. Compliance to this principle, which has not been broken for decades since, has become a priority of Norway national policy. Only three companies were allowed to develop the first discovered fields – Statoil, Norsk Hydro and Saga Petroleum. State-owned oil company Statoil, which dominates Norway’s oil segment, is a participant to the majority of development projects in the North Sea. Steady growth in oil prices and growing energy exports enabled the country’s government managed to reach a steady budget surplus, in parallel creating the State Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

в условиях эксплуатации морских нефтяных платформ на российском и норвежском шельфе, а именно тот факт, что ледовые условия на шельфе Норвегии значительно мягче по сравнению с шельфом российской Арктики. Очевидно, что нефтедобывающим компаниям необходимо затратить достаточно много сил и средств, и должно пройти довольно много времени, прежде чем российский арктический шельф начнет давать какую-либо отдачу в денежном выражении. Поэтому давайте обсудим вопрос, где же нефтедобывающим компаниям взять деньги на проведение длительных геологоразведочных и исследовательских работ, а также на последующее строительство дорогостоящих добывающих сооружений на шельфе. Необходимо отметить, что в настоящее время российское правительство и нефтедобывающие компании в некотором роде «соревнуются» друг с другом в «перетягивании каната». Не секрет, что для России экспорт энергоресурсов, как указывалось ранее, является одной из основных статей доходов государственного бюджета. Поэтому российское правительство постоянно пытается установить все более высокие налоги и пошлины в нефтедобывающем секторе экономики с тем, чтобы как можно больше увеличить долю государственных «изъятий» из доходов нефтедобывающих компаний. В свою очередь, нефтедобывающие компании пытаются минимизировать выплаты государству и лоббируют собственные интересы в государственных органах. Свои действия компании мотивируют тем, что прибыль необходима им для реинвестирования в промышленность, а также в поиск и освоение новых месторождений, без которых не будет никакого дохода ни государству, ни самим нефтедобывающим компаниям. Компромисс между государством и нефтяными компаниями достигается путем постоянных и сложных переговоров, и «истина», как говорится, находится где-то «посередине». Но давайте обратимся к опыту других стран и посмотрим, как вышеупомянутая проблема решается, например, в Норвегии. Для ее решения норвежцы используют сложную многоуровневую систему налогообложения нефтегазовой отрасли. Расскажем немного об истории формирования политики налогообложения нефтедобывающей отрасли в Норвегии. После того как в конце 1960-х годов были открыты первые нефтегазовые месторождения на норвежском

41


#5 May 2011

OFFSHORE ARCTIC

участке Северного моря, правительство страны провозгласило политику, согласно котоIncome tax / рой нефтяные ресурсы «принаTo recharge the budget / Подоходный 28% – длежат норвежскому народу и Пополнение бюджета налог должны быть использованы на благо нынешнего и будущего Special tax / To fill the State Oil Fund поколений». Соблюдение этого Специальный 50% Пополнение «Нефтяного – принципа, который в течение налог фонда» последующих десятилетий ни Depending on the profitability разу не нарушался, стало приof the site (including Tax payment оритетным направлением нациwater depth and volume of ended 2006 Production ональной политики Норвегии. Subducting the “natural rent” Выплаты payment (royalty) investment) После начала разработВ зависимости от Изымание «природной ренты» по налогу Выплата за ки первых месторождений к прекратились в добычу (роялти) рентабельности участка их освоению были допущены (с учетом глубины моря и 2006 году только три компании – Statoil, объема капиталовложений) Norsk Hydro и Saga Petroleum. Promoting efficient operation Доминирующей нефтяной комof the contract sites, return of панией в Норвегии является unused sites for development by Fee for the size of From 7,000 to 70,000 государственная нефтяная комother companies. the licensed site Norwegian krones per sq. пания Statoil – участник больСтимулирование kilometer – Плата за размер шинства проектов по разработэффективной эксплуатации лицензионного От 7 до 70 тыс. норв. крон ке месторождений в Северном контрактных площадей, участка за км2 море. возврат неиспользованных Благодаря стабильному площадей для разработки росту цен на нефть и растущедругими компаниями му экспорту энергоресурсов, Fee for carbon Depends on the volume of gas правительству страны удалось dioxide emissions and oil flares Environmental protection. сформировать устойчивый про– Сбор за выброс В зависимости от объемов Охрана окружающей среды фицит бюджета и создать так углекислого газа сжигаемого газа и нефти называемый Нефтяной фонд, который решено было сохранить для последующих поколеOil Fund designed for preservation for future generations ний, когда нефтяные месторождения будут исчерпаны. when oil reserves are exhausted. The proceeds from oil Средства от экспорта нефти, поступающие в фонд, вклаexports coming into the fund are invested into the most дываются в наиболее доходные иностранные акции и profitable foreign stocks and bonds, while the profit comes облигации, а прибыль опять возвращается в фонд. На back into the fund. To date, the fund’s assets swelled to $70 сегодняшний день активы фонда выросли до $70 млрд, что составляет почти $15 тыс. на каждого норвежца. billion, or almost $15,000 for every Norwegian. Такая практика существует с 1993 года, ранее «нефтеThis practice has been in place since 1993 – before that oil and gas income went directly into the budget. газовые» деньги напрямую шли в бюджет. Сегодня закон Today, the law authorizes spending only a small part of the разрешает тратить лишь небольшую часть фонда – около $1 млрд в год. fund – about $1 billion a year. Теперь поговорим непосредственно о системе налоNow about the tax system. Extreme profitability of oil and gas projects resulted in introducing the so-called “spe- гообложения. В связи с чрезвычайной рентабельносcial tax” into the Norwegian law “On Taxation of Subsea тью нефтегазовой деятельности, норвежский закон «О Oil and Gas Fields” (in addition to the regular income tax). налогообложении подводных нефтегазовых месторожIncome tax rate – 28 percent, special tax rate – 50 percent. дений», в дополнение к обычному подоходному налогу, The table displays a complete picture of tax payments by ввел так называемый специальный налог. Ставка подоходного налога – 28%, ставка специального – 50%. В Norway oil companies. As seen from the table, shelf operating companies таблице представлена полная картина налоговых выплат make production payments (royalty) and a payment for нефтедобывающих компаний Норвегии. Как видно из таблицы, компании, работающие на the size of the licensed site. Over time, royalty charge lost its practical importance as its size depended on the sea шельфе, производят выплаты за добычу (роялти) и за depth at the project’s site. As the development of new sites размер лицензионного участка. Роялти со временем means ever increasing sea depths, in 2006 royalty charges потеряло свое практическое значение, поскольку его were dropped altogether. Gulfaks and Useberg (sea depths размер зависел от глубины моря в месте разработки of 140 and 150 meters, respectively) were the last two fields месторождения. По мере разработки новых участков морская глубина в местах их расположения неизбежно where royalty charge was applied. This fee based on the size of a site means efficient usage увеличивается, поэтому в 2006 году выплаты роялти полof the contract area and extra motivation for returning the ностью прекратились. Последние два месторождения, на unused areas to the state. The returned areas can then be которые начислялось роялти, были Гульфакс и Усеберг (глубина моря 140 и 150 м соответственно). targeted by other companies for their E&P projects.

Type of tax / Тип налога

42

Tax rate / Ставка налога

Tax purpose / Цель взимания

Notes / Примечания

Oil&GasEURASIA


№5 Май 2011

● The Molikpaq offshore platform was installed to work in Sakhalin-

2 project as a converted drilling rig that was first used in Arctic waters offshore Canada. ● Платформа Моликпак переоборудована для работы по проекту «Сахалин-2» из буровой установки, использовавшейся в арктических водах у побережья Канады.

The site size fee is levied on all production licenses after the E&P stage and grows annually from 7,000 to 70,000 Norway krones (820 to 8,200 euros) per square kilometer. Subsoil user or consortium operator is fully responsible for the calculation and payment. Fee for carbon dioxide emissions is used for environmental protection, being charged per volume of oil and gas flares. Apart from ownership of Statoil shares, the state control of Norway oil industry is also exercised through ownership of the shares in oil and gas production licenses via the so-called direct financial participation of the state. Earlier the state owned at least 50 percent of each license but in recent years the state’s share has shrunk. To conclude, it should be mentoined here that the author by no means suggests to imitate and replicate laws of any foreign country, Norway included, in the Russian tax legislation. The issue of relationship between the government and oil companies must be approached very cautiously, with maximum consideration given to any legal decisions. Given that in Russia oil industry is the main source of income for the national budget, any steps in respect of the industry should be taken with utmost care to ensure a breakthrough in production and prevent stagnation. This is particularly important since Russia inevitably will have to develop the Arctic shelf in the coming decades. Considering the abovesaid, it is not an easy task and requires considerable funds. To deal with the challenge, Russian oil companies will definitely need help, and today this should become the mission of the state, given its part in shaping up of the domestic industrial policy and in development of tax regulations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ Цель взимания платы за размер лицензионного участка — это эффективная эксплуатация контрактной площади и стимулирование возврата неиспользованных площадей государству. Возвращенные площади могут стать предметом разведки и добычи нефти и газа другими компаниями. Плата за размер лицензионного участка начисляется на все лицензии на добычу после окончания периода разведки и увеличивается ежегодно от 7 до 70 тыс. норвежских крон (от 820 до 8 200 Евро) за км 2 . Недропользователь или оператор консорциума несет полную ответственность за расчет и осуществление платежа. Сбор за выброс углекислого газа взимается в целях охраны окружающей среды и начисляется в зависимости от объемов сжигаемых газа и нефти. Государственный контроль нефтяной отрасли в Норвегии осуществляется не только через владение акциями компании Statoil. Государство также выступает в качестве владельца долей в лицензиях на добычу нефти и газа через институт так называемого государственного прямого финансового участия. Раньше государственное участие составляло не менее 50% по каждой лицензии, но в последние годы доля государства существенно уменьшилась. В заключение хотелось бы отметить, что автор статьи вовсе не призывает слепо копировать и тиражировать в России налоговое законодательство других стран, и, в частности, Норвегии. К вопросу взаимоотношений между государством и нефтяными компаниями надо подходить очень осторожно и максимально взвешенно принимать любые законодательные решения в этой сфере. Действительно, «нефтянка» является основным источником дохода российской казны, но действия в отношении собственной нефтяной отрасли должны быть очень аккуратными, чтобы не «задушить» свою промышленность, а наоборот, дать ей возможность выйти на качественно новый уровень добычи углеводородных ресурсов. Тем более что в ближайшие десятилетия нам предстоит освоение арктического шельфа. Как видно из представленного материала, это задача не из легких, и средства для достижения поставленных целей нужны немалые. Поэтому в решении данной задачи российским нефтедобывающим компаниям надо обязательно помочь, и именно в этом заключается на сегодняшний день основная роль российского государства в сфере его внутренней промышленной политики и налогового регулирования.

43


WELL CONSTRUCTION

ADVERTORIAL SECTION

Successful Multibranching at the Srednemakarihinskoye Field Успешный опыт строительства многозабойных скважин на Среднемакарихинском месторождении This article was supplied courtesy of the Mirrico

Статья предоставлена компанией «Миррико»

he Timan-Pechora province is one of Russia’s major oil and gas regions with a developed upstream industry. Experts say that in the coming years, this region could become one of the most promising oil provinces in Russia (after Western Siberia and the Caspian). Recently, oil production and field recovery in Timan-Pechora have been far ahead of average domestic figures. The region displays one of the highest discovery rates since the beginning of the oil search in the province. The bulk of the region’s reserves are “hard fields”; also, the development is complicated by the lack of proper infrastructure and the extremely difficult weather of the Arctic Circle. Subarctic production is linked with many technological difficulties. The main challenges stem from the oil composition, with its four specific features: high viscosity, high gas content, high content of aggressive components and paraffin. The company “Servis Burovykh Rastvorov” (Drilling Fluids Service), a part of Mirrico group of companies, has recently entered the regional market. Usinsk branch of SBR took part in RN-Severnaya Neft and RN-Burenie drilling projects at Cherpayuskoye, Hasyreyskoye, Srednemakarikhinskoye, Osoveyskoye, Veyakashorskoye fields. This article will cover the successful experience of joint work of SBR and RN-Severnaya Neft at Srednemakarihinskoe field in 2010. The Srednemakarihinskoye field is located in the Komi Republic, in the TimanPechora province, north of the Arctic Circle, and is one of the largest deposits of Khoreyverskaya basin. Recoverable reserves are estimated at 19 million tons; the project is being developed since early 2007. To improve production efficiency, RN-Severnaya Neft has used a new method of drilling-in and raising the production rate, and has installed the first branching well in the region. This technology makes it possible to access oil deposits that would have been unprofitable using conventional drilling methods and also improves the hydrodynamic characteristics of the reservoir improving efficiency and extending the well’s operational life. The operator selected Servis Burovykh Rastvorov as the contractor, since the company is experienced in this field and knows geological particularities of drilling at Srednemakarikhinskoye field. The branching well 715 is an integrated system featuring controlled directional hole with two deviated sidetracks (Fig. 1). The main properties of the well are shown in Table 1. Branching wells target lower field development costs, production cost, and higher oil recovery factors, as well as covering the oil layers unprofitable under the conventional directional wells. Well 715 at Srednemakarikhinskoye field is better than conventional wells – using three holes at the same time leads to higher production rate, resulting in two to six times higher daily oil output compared to the 28-ton average daily production rate across the Timan-Pechora region. Of course, there are risks, such as complicated control of oil withdrawal and the possibility of stratal water breakthrough. The key challenge in drilling with over 700 angles is to ensure the maximum drilling speed and good quality of borehole cleanout. To solve this problem and to retain the maximum productivity of the reservoirs in the initial opening-up, SBR uses a special clay-free potassium chloride biopolymer mud. This solution does

имано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории РФ. По мнению экспертов, в ближайшие годы этот регион может войти в число наиболее перспективных нефтяных провинций России (после Западной Сибири и Каспия). В последние годы в Тимано-Печоре добыча и восполнение запасов нефти растут гораздо быстрее, чем в целом по России. Регион демонстрирует одни из самых высоких со времен начала изучения провинции темпы по открытию новых месторождений. Основная часть запасов региона относится к трудноизвлекаемым, кроме того, отсутствие развитой инфраструктуры и крайне суровые условия Северного полярного круга осложняют их разработку. Добыча в приполярных широтах связана с большими технологическими трудностями. Основные из них обусловлены самой нефтью, которая характеризуется четырьмя особенностями: высокой вязкостью, высоким газосодержанием, большим количеством агрессивных компонентов и высоким содержанием парафина. Компания «Сервис буровых растворов», входящая в группу компаний «Миррико», начинало свою деятельность в этом регионе. Усинский филиал ООО «СБР» принимал участие в проектах по бурению на Черпаюском, Хасырейском, Среднемакарихинском, Осовейском, Веякашорском месторождениях для «РНСеверная нефть» и «РН-Бурение». Об успешном опыте совместной работы УФ «СБР» и «РН-Северная нефть» на Среднемакарихинском месторождении, реализованном в 2010 году, и пойдет речь в данной статье.

T

● Fig. 1. Diagram of the well #715 at Srednemakarikhinskoye field. ● Рис. 1. Схема скважины № 715 Среднемакарихинского

Т

2-я секция ОК, 168 мм 2nd section OK, 168 mm

Стыковочное устройство – УНКЦ-168 Docking device – UNKC-168 Уплотнительная подвесная система – УСПГЦ2 168-245 Sealing Suspension System – USPGTS2 168-245

3695 м – западный ствол 3,695 m – Western trunk

1-я секция ОК, ф 168 мм 1st section OK, 168 mm 3 730 м – восточный ствол 3 730 m – Eastern trunk

Угол – 85,5° Азимут – 295,3° Angle – 85 .5° Azimuth – 295.3°

ПМГЦ 168 PMGC 168 ЦКОД–168 CKOD-168 БК–168 BK-168

Угол – 79,9° Азимут – 14,9° Angle – 79.9° Azimuth – 14.9°

Забой 3 960 м Bottom 3,960 m Угол – 60,5° Азимут – 343,57°. Angle – 60.5° Azimuth – 343.57°

месторождения.

44

Oil and gasEURASIA


СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Table 1. The main properties of the well ● Табл. 1. Основные характеристики скважины

Среднемакарихинское нефтяное месторождение расположено в Республике Коми в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, к северу от Северного полярного круга, и является одним из самых крупных проValue (range) / Значение мыслов Хорейверской впадины. Извлекаемые запасы месторождения оцениParameter / Данные (величина) ваются в 19 млн тонн. Разработка нефтяного промысла ведется здесь с начаNumber of the well construction site 7 B (UPK) / 7 Б (ЮПК) ла 2007 года. Номер района строительства скважин С целью более эффективной эксплуатации месторождения, компания «РНNumbers of wells constructed within this project 715 Номера скважин, строящихся по данному проекту Северная нефть» применила инновационный метод вскрытия продуктивного пласта и увеличения дебита скважины – строительство первой в регионе многоTarget horizon / Проектный горизонт S1 забойной скважины. Данная технология позволяет получить доступ к залежам Projected measured depth, m / Проектная глубина по стволу, м нефти, разработка которых, при обычных методах бурения, является нерен3,960 main hole / основного ствола 4,032 табельной, и улучшает гидродинамические характеристики коллектора, тем 1st branch hole / 1-го бокового ствола 4,001 2nd branch hole / 2-го бокового ствола самым повышая эффективность и увеличивая продолжительность эксплуатаNumber of the test objects / Число объектов испытания ции скважины. В качестве подрядчика была выбрана компания «Сервис буроmain hole / основного ствола 1 вых растворов», имеющая опыт работы в данном регионе и обладающая зна1st branch hole / 1-го бокового ствола 2nd branch hole / 2-го бокового ствола ниями геологических особенностей бурения на Среднемакарихинском местоfive intervals / рождении. Type of well profile / Тип профиля скважины пятинтервальный Многозабойная скважина № 715 представляет собой единую систему с Inclination angle, deg. основным наклонно-направленным стволом, из которой забурено два бокоmain hole / основного ствола 60,50 вых наклонно-направленных ствола (рис. 1). Основные характеристики сква1st branch hole / 1-го бокового ствола 79,90 жины приведены в табл. 1. 2nd branch hole / 2-го бокового ствола 85,50 Целью строительства многозабойной скважины является сокращение at least 700 at the producing layer’s entry point затрат на разбуривание месторождения, снижение себестоимости нефти и Inclination angle, deg. / Зенитный угол, град. не менее 700 на входе увеличение КИН, а также вовлечение в разработку нефтеносных пластов, в продуктивный пласт которые нецелесообразно эксплуатировать при строительстве традиционных Intensity of inclination angle change, grad/10 m up to 60/10 m / до 60/10 м Интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м наклонно-направленных скважин. Vertical depth of the top of pay (base) layer, m Эксплуатация Среднемакарихинской многозабойной скважины имеет преГлубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) имущества перед обычной в виде повышения дебита за счет эксплуатации пласта, м 3,055 main hole / основного ствола трех стволов одновременно, позволяющая повысить суточный дебит нефти в 3,095 1st branch hole / 1-го бокового ствола 3,099 два-шесть раз относительно среднесуточного дебита по фонду добывающих 2nd branch hole / 2-го бокового ствола скважин на Тимано-Печоре в 28 тонн. Однако есть и риски в виде сложности Deviation from the well’s vertical entry point into the top of pay layer, m контроля отбора нефти и возможности прорыва пластовых вод. Отклонение от вертикали точки входа скважины в кровлю Основной сложностью в процессе бурения с углами более 700 является продуктивного пласта, м 1,784 main hole / основного ствола 1,825 обеспечение максимальной скорости проходки и качественной очистки ствола 1st branch hole / 1-го бокового ствола 1,855 2nd branch hole / 2-го бокового ствола скважины. Для решения этой проблемы, а также для сохранения максимальной продуктивности коллекторов при первичном вскрытии компанией «СБР» приPermissible deviation of a target entry point into the top of pay layer from the project value (target area tolerance), m меняется специальный безглинистый хлоркалиевый биополимерный буровой Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения раствор. Этот раствор практически не повреждает продуктивный пласт, обес(радиус круга допуска), м 50 печивает эффективную очистку ствола скважины, позволяет быстро очисmain hole / основного ствола 25 1st branch hole / 1-го бокового ствола тить призабойную зону. С целью предотвращения или минимизации загрязне25 2nd branch hole / 2-го бокового ствола ния продуктивного пласта в процессе бурения скважины буровой раствор обраWell category / Категория скважин II батывается кислоторастворимым универсальным мраморным составом (УМС). practically no damage to the producing formation, provides effective borehole Такая система бурового раствора, обладающая высокими псевдопластичными и тикcleanout and helps quicker cleaning of the bottom zone. To prevent or minimize сотропными свойствами, низкими значениями вязкости при высоких скоростях сдвиcontamination of the production layer, during the drilling the mud is treated by га при бурении скважины и боковых стволов зарекомендовала себя как наиболее acid-soluble universal marble solution (UMS). Such drilling mud system shows подходящая для бурения скважин данного типа. high pseudoplastic and thixotropic properties, low viscosity at high shear rates Кроме эффективных систем буровых растворов, компания «Миррико» уделяет (during wells and sidetracks drilling) and proved itself as the most suitable for большое внимание еще одной важной проблеме при бурении: повышенное внимаdrilling this type of wells. ние уделяется экологической безопасности применяемых технологий. Таким обраIn parallel to effective drilling fluid systems, Mirrico pays close attention to зом, комплексный сервис компании ООО «СБР» включает в себя как приготовление another major drilling issue, trying to boost environmental safety of the applied и очистку бурового раствора, так и последующее его обезвоживание, что обеспечиtechnologies. The integrated service from SBR, which includes mud preparation, вает заказчику готовое решение по сервису буровых растворов для безамбарного cleaning and subsequent dehydration, provides the customer with a turnkey solu- бурения. Благодаря квалифицированным действиям специально подготовленного tion for drilling fluids in pit-free drilling. Qualified work of specially trained engi- инженерного состава, ООО «СБР» удалось достичь максимально положительного neers of SBR ensured the maximum positive results in well drilling. результата при бурении скважины. Installing a branching well with the help of drilling muds prepared at the Введя в эксплуатацию многозабойную скважину с сервисом буровых растворов Usinsk branch of SBR provided the customer with additional savings. Another Усинского филиала ООО «СБР», заказчик получил дополнительный экономичесwell at Srednemakarikhinskoye field has already been commissioned by RN- кий эффект. Что касается сотрудничества «Миррико» и ООО «РН-Северная нефть», Severnaya Neft – a good measure of successful cooperation between the com- показателем его успеха является дополнительный объем работ по строительству pany and Mirrico. еще одной скважины на Среднемакарихинском месторождении.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45


ADVERTORIAL SECTION

GEOSTEERING

Geosteering Streamlines Exploration and Drilling Геонавигация оптимизирует разведку и бурение This article was supplied courtesy of the Stockholm Precision Tools AB

Статья предоставлена компанией Stockholm Precision Tools AB

Oil&Gas Eurasia: What role does geosteering play in E&P? Can it boost technical and economic performance in the field? Orlando Ramirez: Over the recent years, the existing structure of global oil&gas industry has increasingly come to rely on cutting-edge technologies in geophysics and exploration. Particular attention is paid to highly efficient geosteering research. Parameters, measured by now-extensively employed gyroscopic inclinometers, are more precise and independent of Earth’s geomagnetic field. Gyroscopic inclinometers tailored to provide sustainable data and indicate the true azimuth. The measurements improve the well targeting precision of the project, giving better bottom-hole locations and preventing well interference for better recovery efficiency, in parallel cutting the post-drilling costs. Geosteering is successfully used in drilling, exploration, for relief wells, lateral holes on depleted fields, orientation of bottom-hole motors, gusseting, slot-making.

«Нефть и газ Евразия»: Какую роль играет геонавигация при бурении и разведке нефтегазовых залежей? Насколько она способна улучшить их технические и экономические характеристики? Орландо Рамирез: Можно смело сказать, что в последние годы в сложившейся структуре роста мирового нефтегазового комплекса отчетливо прослеживается тенденция к использованию инновационных технологий в геофизике и геологоразведке, где особое место уделяется высокоэффективным геонавигационным исследованиям. В последние годы усовершенствовались и получили широкое применение гироскопические инклинометры. Замеры, проведенные с их помощью, точнее, поскольку не зависят от магнитного поля Земли. Гироскопические инклинометры показывают истинный азимут и у них высокая стабильность показаний. Их применение увеличивает точность проводки скважин по проекту, дает более точное расположение забоя в системе разработки и исключает интерференцию скважин для увеличения коэффициента извлечения запасов, а также гарантирует существенное снижение финансовых затрат на дополнительное бурение. Помимо бурения и разведки новых залежей нефти и газа, геонавигация успешно применяется при бурении глушащих скважин, боковых стволов ранее разработанных месторождений, при ориентации забойных двигателей, вставке клиньев, вырезке окна.

OGE: For how long has the Stockholm Precision Tools AB been using geosteering technologies? What successes has the company achieved in this area? Ramirez: SPT AB was founded in 1996 in Malmberget town lying in the north of Sweden. General customers were the LKAB Group of companies , the SKANSKA concern and the state-owned company SKB. Our company took part in some of the most important projects in Sweden; 25 percent of all raised funds we invested in R&D for instrument production techniques and gyroscopy. Very soon, our company entered the global market where we started to receive orders from the majors in oil, gas and mining sectors. Currently we enjoy extensive customer base in over 25 countries, as well as rep offices in Australia, Bulgaria, Canada, Iceland and Finland. OGE: Is it true that equipment manufactured by Stockholm Precision Tools AB helped to find and subsequently rescue the 33 miners in the San-Jose mine, in Chile? Can this experience be used for rescue operations in other countries and regions? Ramirez: Yes, absolutely. Our gyroscope is a unique device which reads out the three-dimensional position of a downhole in relation to the geographical north. In other words, in conditions of emergency circumstances which took place it was necessary to define actual azimuth (direction of the well) providing the high degree of accuracy for which purpose our gyroscope was applied. As Chile Mining Industry Minister Laurence Golborne – who participated in the search – said in an interview: “If the accuracy of the Swedish company SPT’s equipment had not been so high, it would have been impracticable to find the 33 trapped miners!” This experience can and should be used when performing rescue operations in any country or region. Our gyro inclinometer may even contribute to discovering incorrect paths in mining facility, therefore it is very important to carry out all measurements in advance to prevent re-drilling because it would cost too much. OGE: It’s been leaked that the company Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) intends to open a rep office in Russia. What would be its business, where it would be located and what amount of investments will be required for its establishment? Ramirez: To make it more clear why our company is going to open business in Russia, let me say a couple of words about myself. I was born in Cuba, but received

46

НГЕ: Как давно компания Stockholm Precision Tools AB занимается технологиями геонавигации? Каких успехов ей удалось достичь в этой области? Рамирез: Компания SPT AB была создана в 1996 году в г. Мальмбергет на севере Швеции. Главными заказчиками выступали группа компаний LKAB (ЛКАБ), концерн SKANSKA (СКАНСКА) и государственная компания SKB (СКБ). Наша компания участвовала в самых важных проектах в Швеции, при этом мы инвестировали 25% от всех вырученных средств в исследования и совершенствование технологий приборостроения, гироскопии. Очень скоро наша компания вышла на мировой рынок, где нашими заказчиками стали крупнейшие монополии нефтяного, газового и горнодобывающего сектора. На сегодняшний день мы располагаем широкой клиентской базой в более чем 25 странах мира; у компании также есть представительства в Австралии, Болгарии, Канаде, Исландии, Испании и Финляндии. НГЕ: Правда ли, что именно аппаратура, произведенная Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) позволила найти, а затем и спасти 33 горняка шахты Сан-Хосе в Чили? Может ли подобный опыт быть использован для проведения аварийно-спасательных работ в других странах и регионах? Рамирез: Да, это действительно так. Наш гироскоп – уникальный в своем роде прибор, который дает пространственное положение забоя скважины относительно географического севера. То есть, в случившихся чрезвычайных обстоятельствах было необходимо определить реальный азимут (направление скважины), причем с высокой степенью точности, для чего и был использован именно наш гироскоп. Как отметил в своем интервью Лоренс Голборн – министр горнодобывающей промышленности Чили, участвовавший в поисковых работах: «Если бы не высокая точность оборудования шведской компании SPT, было бы невозможно найти 33 попавших в ловушку шахтера!» Подобный опыт можно и нужно использовать при проведении аварийно-спасательных работ в любых странах и регионах. С помощью нашего гироскопического инклинометра можно даже обнаруживать неправильные траектории при сооруOil and gasEURASIA


ГЕОНАВИГАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

my higher education in the жении шахт, поэтому очень важно проводить все измеUSSR and graduated from рения заранее, чтобы не выполнять повторное бурение, the Ufa Petroleum Institute поскольку это обходится слишком дорого. (now the State Petroleum НГЕ: Стало известно, что Stockholm Precision Tools Technological University) AB (SPT AB) намерена открыть свое подразделение в in 1990. I studied at the Oil России. Чем оно будет заниматься, где располагаться и and Gas Well Drilling departкакой объем инвестиций потребуется для его создания? ment and obtained a Master Рамирез: Для того чтобы стало понятнее, почему наша of Engineering degree. After компания идет в Россию, позвольте сначала несколько слов graduating, I worked in сказать о себе. Я родился на Кубе, но высшее образование Nefteugansk, Russia for the получил в Советском Союзе, закончив в 1990 году Уфимский first joint Soviet-Canadian нефтяной институт (в настоящее время Государственный venture which dealt with нефтяной технический университет). Учился на факульhydraulic fracture treatтете бурения нефтяных и газовых скважин и получил зваment and then I moved to ние магистра технических наук. После окончания института я Nizhnevartovsk to work for работал на первом совместном советско-канадском предприSamotlorservices. So, I have ятии в Нефтеюганске, которое занималось гидроразрывом a lot of experience in workпластов (ГРП), а затем – в Нижневартовске на предприятии ing for Russian compa«Самотлорсервис». У меня большой опыт работы на российсnies and moreover, I was ких предприятиях, и, кроме того, все прошедшие годы, после in touch with my tutors and моего отъезда в Швецию и создания нашей компании SPT was closely cooperating with ● Orlando Ramirez, General director, AB, я не прерывал контактов со своими наставниками и тесно my university friends for all Stockholm Precision Tools AB сотрудничал с бывшими сокурсниками. Кроме того, я приниthe previous years after my ● Генеральный директор Stockholm Precision Tools AB мал участие в выставках, проводимых в России, и мечтал о departure for Sweden and Орландо Рамирез том времени, когда моя компания, наравне с другими междуfoundation of our company народными компаниями, будет представлена на российском SPT AB. Additionally, I have participated in exhibitions in Russia and dreamed about the time when my com- рынке. Сегодня это время наступило. Я с удовольствием констатирую, что SPT AB берет pany together with other international companies would be represented in the новую высоту, открывая филиал в России. Регулярные заказы от крупнейших нефтегаRussia market. The time has come. I am pleased to say that by opening a branch in зовых и горнорудных предприятий в течение более чем 15 лет являются для нас не только Russia, SPT AB is conquering new heights. In parallel to being a measure of confi- показателем доверия к качеству и надежности нашего оборудования, но и дают возможdence in the quality and reliability of our equipment, regular orders from major oil, ность совершенствовать технологию приборостроения, гироскопии и микроэлектроники, gas and mining industry players for over 15 years’ period provide the opportunity а также расширять географию компании. На российский нефтесервисный рынок мы приto improve the technology of instrument production, gyroscopy and microelectron- ходим с уникальным гироскопическим оборудованием, аналогов которому нет. Наш гироics, also expanding the coverage of the company. We enter the Russian oil servic- инклинометр GyroTracer™ обеспечивает высокую точность инклинометрической съемки ing market with unique gyroscopic equipment. Our gyro inclinometer GyroTracer™ скважины, не подвержен воздействию геомагнитного поля, имеет высокую устойчивость provides high-precision well surveys, independent of the geomagnetic field, has a перед ударными и вибрационными нагрузками, значительный эксплутационный ресурс. high resistance to shock and vibration, and long working life. In Russia, we plan to Также, в России мы впервые представим усовершенствованный GyroTracer HT™, работаunroll an improved GyroTracer HT™, operating at high temperatures above 150 C. We ющий при высоких температурах, превышающих 150 °С. Мы уверены, что использование believe that usage of our equipment will be a real breakthrough for Russia’s servic- наших приборов станет настоящим прорывом для сервисных геофизических компаний ing companies engaged in geophysics. SPT AB plans to open a branch in Moscow России. SPT AB намерен открыть подразделение в Москве в третьем квартале 2011 года и инвестировать в этот проект значительные капиталовложения. in the third quarter of 2011, investing significant amount in this project. НГЕ: Каковы, на Ваш взгляд, перспективы российского рынка инклинометрических OGE: What you think are the perspectives of the Russian market for inclinometer навигационных измерительных систем? Рамирез: На сегодняшний день Россия быстро интегрируется в мировой рынок. navigating measurement systems? Ramirez: Russia today is quickly integrating into the world market. One strik- Яркий пример тому – компания «Сургутнефтегаз», приобретающая самое совреing example is Surgutneftegas which purchases the most modern equipment avail- менное оборудование. Сегодня в России представлены практически все междунаable. Practically every international company is now represented in Russia. There родные компании. Ускоренными темпами идет освоение новых нефтяных и газоare more and more fast-track development projects, depleted wells are being re- вых месторождений, а также разработка скважин старого фонда. При этом каждая developed. Meanwhile, each well costs millions of dollars. Therefore some special скважина стоит несколько миллионов долларов. Поэтому так необходимо специequipment for performing of the required inspection of the well path, direction of альное оборудование для обязательной проверки траектории скважины, азимута и drilling and inclination angle is so necessary. The gyro inclinometer (GyroTracer) зенитного угла. Гироскопический инклинометр (GyroTracer), производимый нашей made by our company is specifically designed for highly accurate determination компанией, как раз и предназначен для высокоточного определения пространсof the three-dimensional position of wells of any profile through direction of drill- твенного положения скважин любого профиля посредством замера азимута и ing and inclination angle measurement as well as for completion of auxiliary works зенитного угла, а также для проведения дополнительных работ, таких как вырезка such as casing cut-out, setting up of slips or readout orientation. With our tool even колонны, установка клиньев или ориентация забойного инструмента. С нашим приthe hole curvature may be determined in order to optimize equipment lowering as бором можно даже определить кривизну скважины, чтобы оптимизировать спуск well as to explore old well stock to evaluate the restored resources of hydrocar- оборудования, и исследовать старый фонд скважин для оценки восстановившихbons. And finally, with the gyro inclinometer as the part of the specialized module ся залежей углеводородов. Наконец, с помощью гироинклинометра в составе спеcontaining gamma-ray logging device, it is possible to explore mine formations in циального модуля с прибором гамма-каротажа можно исследовать горные породы boreholes to study geological cross-section and reveal underground resources so в буровых скважинах для изучения геологического разреза и выявления полезных ископаемых, которыми так богата Россия. abundant in Russia. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

47


May 2011  

OGE May 2011