ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

15

Эффективное производство буровых работ: опыт компании ТНК-BP Efficient Drilling: TNK-BP Расчет и моделирование подводных нефтеи газопроводов Subsea Pipeline Developments

Винтовые насосные установки:

устройство и принцип работы PCP Systems:

Components & Operation

Tel:

+34 952 880 952

Fax: +34

952 904 230

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ - EDITORIAL +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Шеф-редактор Ник Лукан Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырина Editorial Advisory Board Vyacheslav Manyrin info@rosing.ru ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ - SALES

П Е Р Е Д О В Ы Е ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ЭКСТРЕМА ЛЬНО Х О Л О Д Н Ы Х У С Л О В И Й Если вы осуществляете операции по спуску труб в условиях экстремально-низких температур, то арктические марки смазки Jet-Lube – это для вас. Эти специализированные составы для спуска утяжеленных буровых труб, бурильных замков и нефтепромысловых труб могут наноситься кистью, обеспечивая полную защиту соединений – даже в самых суровых арктических регионах.

+34 952 886 593 sales@rogtecmagazine.com Директор по продажам Даг Робсон Sales Director Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com ВЕРСТКА И ДИЗАЙН - PRODUCTION / DESIGN +34 952 904 229 saul.haslam@rogtecmagazine.com Креативный дизайн Саул Хаслам Creative Design Saul Haslam saul.haslam@rogtecmagazine.com УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ: ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan.

Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year.

No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from the Publishers.

BPA Worldwide membership applied for in December 2007

4 ROGTEC

При температурах от -65˚F (-55˚C) до 300˚F (149˚C) эти специализированные составы обеспечивают те же свойства, что и базовые марки смазок, а содержащиеся в них присадки позволяют продолжать работу даже тогда, когда становится холодно… даже очень холодно!

+44 (0) 1628 631913 WWW.JETLUBE.COM

s.ushakov@chemitech.ru Тел.: +7 (812) 448 0036 Факс: +7 (812) 448 0034

www.rogtecmagazine.com

Engineering consultancy Compliance engineering Integrity services

Our local teams understand the challenges of working in hostile and technically demanding environments. Our portfolio of compliance, integrity and engineering consultancy services can help you meet these challenges safely and improve the lifetime performance of your assets.

www.lr.org Services are provided by members of the Lloyd’s Register Group.

Lloyd’s Register is an exempt charity under the UK Charities Act 1993.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание Contents Выпуск 15

Issue 15

14

Геофизические исследования – есть ли жизнь после сейсмики? Дэвид Бамфорд Geophysical Technologies: The Struggling Non Seismic Companies

20

Эффективное Производство Буровых Работ как Основа Хозяйственной Деятельности Компании ТНК-BP Efficient Drilling: Creating the Foundation for TNK-BP´s Business

28

Вытесняющие составы для бурильных труб Dry Pipe Slugs

38

Винтовые насосные установки PCP Systems: Components and Operation

14 28

52

Нефтегазовым компаниям нужен стандарт сверки запасов для опубликования данных The Need for Reconciliation Disclosure in Oil and Gas Companies

24 6 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Турбины SOLAR должны работать. И они будут работать.

CNPC дала спецификации.

CNPC set the demands.

Outokumpu поставила Outokumpu delivered the pipes. соответствующие им трубы. Сварные из нержавеющей стали были Welded,высокопрочные high-strength трубы stainless steel pipes transport natural использованы при4000 строительстве gas more than km fromгазопровода fields in theдлиной Tarimсвыше basin in 4000 км с месторождения Тарим на северо-западе Китая до более northwestern China to the more populated eastern parts of густонаселенных восточных районов страны.

the country.

Руководившая проектом строительства газопровода Китайская (CNPC ) весьма скрупулезно национальная нефтянаяChina корпорация Pipeline constructor National Petroleum Company отбирала и предъявляла требования к качеству (CNPC)поставщиков was stringent in its choiceвысокие of suppliers and materials. и надежности материалов. После тщательного изучения продукции After extensive supplier evaluation and product testing, it поставщика и проведенных испытаний изделий, CNPC заключила awardedсOutokumpu Stainless Tubular Products a contract контракт Outokumpu Stainless Tubular Products на поставку свышеfor 2500 more than 2500 tonnes of duplex stainless steel (2205) pipes for тонн двухслойных труб из нержавеющей стали (2205) для конечного участка трубопровода газового месторождения the upstream sectionс of the pipeline from theКела-2.

Kela-2 gas field.

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли

www.rcb2.se

Outokumpu is an international stainless steel

Outokumpu – международная компания по производству and technology company. Our vision is to be трубных изделий из нержавеющей стали. Наша цель theбезусловным undisputed number one inвstainless, with нержавеющих – стать лидером технологии success on operational Customersповышая сталей. Мыbased стремимся к этойexcellence. цели, постоянно in a wide range of industries use our metal качество нашей продукции. Заказчики в самых разных products, services мира worldwide. отраслях и в technologies различныхand регионах используют нашу продукцию, технологии и услуги. помогаем We are dedicated to helping ourМы customers gain нашим заказчикам повысить эффективность их работы. Компания competitive advantage. Outokumpu Stainless Outokumpu изготавливает и продает сварные Tubular Products manufactures and sells welded трубные изделия и соединительную нержавеющей стали. stainless steel tubes, pipes,арматуру fittings andизflanges.

Важными факторами для CNPC были качество и сроки поставки.

Pipe quality and delivery performance wereтруб crucial to CNPC. Outokumpu доказала, что сможет удовлетворить обоим требованиям. И Outokumpu met both requirements. That sealed the deal! наш заказчик остался доволен!

www.outokumpu.com Трубные изделия из нержавеющей стали компании Outokumpu Outokumpu Stainless Tubular Products Tel:+46 +46226 226 810 810 00 Tel: www.rogtecmagazine.com

Содержание Contents Выпуск 15

Issue 15

58

Вопросы сертификации и обеспечения качества в России и странах бывшего СССР: компания ROGTEC – диалог с лидерами рынка The Importance of Certification and Quality Assurance in Russia and the FSU: ROGTEC Talks to the Market Leaders

70

70

Применение усовершенствованных средств анализа методом конечных элементов для расчета и моделирования подводных нефте- и газопроводов и их узлов Subsea Oil and Gas Pipelines: Design and Simulation

80

Знакомство с новым методом удаления ржавчины:абразивно-щеточная очистка Surface Preparation: Bristle Blasting Technology

90 Новости и Пресс-релизы Latest News and Company Activity

8 ROGTEC

80 www.rogtecmagazine.com

Новый пробковый кран ANSON серии DB

DB6 2 дюйма. Рис. 602 Пробковый кран двойного назначения 6 000 фунт/дюйм2 (41 369 кПа)

Кран, допускающий возможность безопасной регулировки одним оператором Сверхкомпактная конструкция Масса всего 23 кг (50 фунтов) Превосходит изделия конкурентов, имеющие массу 42 кг (93 фунта)

DB10 2 дюйма. Рис. 1502 Пробковый кран для высокосернистого газа 10 000 фунт/дюйм2 (68 948 кПа)

Условный проход 2 дюйма Поданы заявки на патенты DB15 2 дюйма. Рис. 1502 Пробковый кран стандартного назначения 15 000 фунт/дюйм2 (103 421 кПа)

г. Гейтсхэд, Англия Тел.: +44 (0)191 482 0022 Факс: +44 (0)191 487 8835Эл. почта: anson-gateshead@anson.co.uk г. Хьюстон, США Тел.: +1 713 466 9470 Факс: +1 713 466 7482 Эл. почта: sales@ansoninc.com г. Хоума, США Тел.: +1 985 876 0880 Факс: +1 985 876 7482 Эл. почта: sales@ansoninc.com Сингапур Тел.: +65 6214 2183 Факс: +65 6214 Эл. почта: anson.singapore@anson.com.sg г. Абердин, Шотландия Тел.: +44 (0)1224 0022 Факс: +44 (0)1224 771 848 Эл. почта: sales@ansonab.co.uk г. Дубай, ОАЭ Тел.: +9714 8838659 Факс: +9714 8838663 Эл. почта: sales@ansondubai.com г. Москва, Российская Федерация Тел.: +7 495 589 1028 Факс: +7 495 589 1028 Эл. почта: anson@anson-moscow.ru

www.anson.co.uk

Производитель оборудования для разведки и добычи нефти и газа www.rogtecmagazine.com

Легкий штуцерный манифольд с 5 кранами

How do you reach 99% of your target audience in the FSU? By advertising in ROGTEC Magazine!

Please contact +34 952 880952 or sales@rogtecmagazine.com for more information, or visit:

www.rogtecmagazine.com

КОЛОНКА ШЕФРЕДАКТОРА Уважаемые читатели, Хотя мне самому трудно в это поверить, но год на исходе, и перед вами последний номер журнала «Российские нефтегазовые технологии» за 2008 год. Уходящий год был насыщен событиями: цена на нефть сначала достигла пика на отметке 147 долларов за баррель, а затем, к моменту сдачи этого номера в печать, упала до 51. Реальная экономическая основа наблюдаемых событий проста: мировой спрос на нефть, газ и нефтепродукты растет экспоненциально, а цены на сырьевые товары, как известно, более всего определяются соотношением спроса и предложения. Снижение цен находит положительный отклик как среди потребителей, так и на уровне национальных экономических систем. Но это не отменяет того факта, что сырьем для производства большинства предметов повседневного пользования, от компьютера, на котором написаны эти строки, до автомобиля и бензина, заливаемого в его бак, остается наша любимая нефть. Несомненно и очевидно, что по мере снижения цен на нефть сокращается и размер прибыли нефтегазовых компаний. Но в условиях устойчиво высокого в мировом масштабе спроса на нефтепродукты можно уверенно делать ставку на то, что за падением цен, последует их дальнейший рост. Опыт показывает, что нефтегазовые компании умеют учиться на собственных ошибках, а также, что сокращение их капиталовложений в расширение добычи в связи со снижением текущих цен на нефть ведет к дефициту предложения в краткосрочной и среднесрочной перспективе, что вызывает стремительный рост цен из-за возникновения неудовлетворенного спроса. В этом отношении показательны планы компании «ТНК-ВР», которая недавно заявила о намерении, невзирая на финансовый кризис, поддерживать достигнутый уровень добычи, расширять ресурсную базу, продолжать строительство автозимников, нефтесборных пунктов и трубопроводов, связывающих новые месторождения с сетью магистральных трубопроводов. Также не следует забывать о том, что Российская Федерация располагает крупнейшими в мире запасами природного газа, который выгодно отличается от традиционно пользующейся большим вниманием нефти меньшей себестоимостью, большим объемом запасов и более высоким уровнем экологичности, что, по мнению многих специалистов, уже в не столь отдаленном будущем может сделать газ наиболее востребованным видом углеводородного сырья. Год был насыщен событиями и для журнала «Российские нефтегазовые технологии», последние номера которого были

10 ROGTEC

представлены на нескольких крупных отраслевых выставках и конференциях. Следуя сложившейся традиции, журнал принимал участие в ежегодной выставке KIOGE в г. Алма-Ате. В последние четыре года наблюдался беспрецедентный рост популярности этой выставки, о чем свидетельствует и успех выставки этого года, участие в которой приняли многие из наших партнеров. Наш журнал оказался единственной крупной региональной публикацией, представленной на отдельном стенде, на котором можно было познакомится с работниками его редакции. После этого мы приняли участие в выставке-конференции «Российские нефтегазовые технологии» в Москве и распространили большое число экземпляров журнала среди ее участников. Судя по всему, уже второй год наш журнал привлекает на этой выставке больше внимания, чем официальное издание ее устроителей! В ходе выставки мы познакомились с рядом интересных разработок, о которых будет рассказано на страницах нашего журнала в будущем году. И, наконец, мы впервые приняли участие в нефтегазовой и нефтехимической выставке ADIPEC в г. Абу-Даби, входящей в число крупнейших и наиболее известных отраслевых выставок энергетического сектора, повторное участие в которой уже включено в наши планы на следующий год. Как большинство наших читателей, вероятно, уже знает, недавно был запущен новый вариант сайта ROGTECMAGAZINE.com, который уже привлек значительное внимание со стороны представителей отрасли. Вышедший в свет в начале ноября первый выпуск онлайновой версии журнала вызвал интерес читателей, выразившийся в потоке откликов и значительном росте трафика на сайте ROGTECMAGAZINE.com. Мы рады, что онлайновый журнал пользуется популярностью у посетителей сайта и получает высокую оценку. Позвольте мне еще раз пожелать вам успехов и счастья в наступающем году от имени ставшего синонимом российской нефтегазовой промышленности журнала «Российские нефтегазовые технологии»!

Ник Лукан Шеф-редактор издания nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

100m 150m 1000m 2000m 2500m

НАША ЦЕЛЕУСТРЕМЛЕННОСТЬ ПОМОГАЕТ ВАМ ДОСТИЧЬ БОЛЬШИХ ГЛУБИН

3000m 3500m

ОТ СПБУ ДО БУРОВЫХ СУДОВ

3500C

Двигатели Cat® обеспечивают энергию для морского бурения еще с тех времен, когда бурение на глубине 100 м считалось глубоководным. Мы и сегодня помогаем тем, кто работает уже на глубинах свыше 3500 м в сложных условиях с высокой степенью риска. С эффективной мощностью от 391 до 16 000 кВт, двигатели Caterpillar® демонстрируют высокую производительность, обеспечивающую достижение поставленных вами целей. Мы можем предоставить дополнительную информацию о конструктивных особенностях и преимуществах двигателей Cat®, а также предложить специально разработанный вариант их использования для вашего проекта. Интересующую вас информацию вы можете получить у регионального представителя Caterpillar или на вэб-сайте www.cat-oilandgas.com

©2008 Caterpillar. All rights reserved. CAT, CATERPILLAR, their respective logos, “Caterpillar Yellow” and the power edge trade dress, as well as corporate and product identity used herein, are trademarks of Caterpillar and may not be used without permission.

CM

C280

ДИАПАЗОНЫ МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЕЙ ПРИ НЕПРЕРЫВНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ Газовый серииGas: G3500: G3500 дв.

Series

от 391 до 1286 экв. кВт 365 to 2055 ekW

Дизельный дв. серии 3500: 3500 Series Diesel:

от 507 до 1717 экв. кВт 585 to 1640 ekW

Газовый серииHFO: G3600: CM20 дв.

Series

от 1324 до 3531 экв. кВт 980 to 1620 ekW

Дизельный дв. серии 3600: 1650 от 1490 5420 экв. кВт CM25 Series HFO: to до 2570 ekW

G3600 Series Gas: to до 3655 ekW Дизельный дв. серии C280: 1145 от 1730 5420 экв. кВт 3600 Series Diesel: to до 4400 ekW Дизельный дв. серии CM32: 1650 от 2880 8000 экв. кВт CM32 Series HFO: to до 7450 ekW Дизельный дв. серии CM43: 2765 от 5400 16,000 экв. кВт CM43 дв.

Series to до 15,710 ekWкВт Газовый серииHFO: GCM34: 5240 от 4290 6100 экв.

Заключен контракт на технологию FLNG

EDITORS NOTE Dear Readers, Although I can hardly believe it, we are coming to the end of the year and the last issue of ROGTEC 2008.

It has been an interesting year in many respects; we have seen oil reach a peak of 147 dollars a barrel and swing back down to 51 at time of going to press.

The facts on this subject, however, are simple: global demand for oil, gas and petroleum products is increasing exponentially and commodity prices have always swayed primarily on the simple equation of supply and demand. The reduction in prices have come as welcome relief to struggling consumers and indeed economies, however the majority of consumables we use, from the computer on which I am writing this letter, to the car you drive and the petrol you fill it with are made from our beloved oil. It is true, and indeed obvious, that as the price of oil comes down, so do the profit margins of the operators. However, with demand continuing to stay strong for petroleum products globally, the smart money is on small drop followed by a steady increase in the price of a barrel. History shows that the oil industry tends to learn from its mistakes, and if operators stop investing in future production today due the low price of a barrel, there will be a lack of supply in the short to medium term. This will cause a serious spike in oil prices due demand outstripping supply. Leading the way in this respect are TNK-BP, who have recently announced that despite the current financial downturn, they intend to continue producing oil, increasing their reserves, building winter roads and oil-gathering centers, and constructing pipelines that will connect new fields with trunk pipelines. Also let us not forget about natural gas, of which the Russian Federation holds the largest global reserves. A cheaper, greener and more abundant resource than its more illustrious brother oil, natural gas will, many say, become the hydrocarbon of choice in the not so distant future.

Back to ROGTEC Magazine, and we have had a great few months showcasing our latest issue. First up was our annual trip to Almaty for the Kazakhstan Oil and Gas

12 ROGTEC

Exhibition. We have seen this show grow and prosper over the last 4 years and this year was no exception.

It was great to see all of our clients supporting the event, and we were again proud to be the only mainstream regional publication with a booth and personal presence at the exhibition. We followed this with a great booth and significant bonus distribution at the Russian Oil and Gas Technology Conference in Moscow. In fact, our presence was such that for the second show running, its seems we outgunned the official publication! On a serious note though there were some great technologies under the spotlight, which we will look forward to reporting on later next year. From Russia it was then on to the Middle East, and ADIPEC, one of the largest energy exhibitions on the planet. It was great to be at this industry standard event and one we will look forward to attending in 2010.

As I’m sure most of you already know, ROGTECMAGAZINE.com has recently been relaunched and is receiving some serious attention from the industry. Since launching our newsletter at the beginning of November, we have received a fantastic response with direct replies and a significant increase of traffic to ROGTECMAGAZINE.com. Our online issue is receiving some serious viewing and we are very proud to have received some great feedback.

Let me take this opportunity to wish you all a very happy holiday season, and remember, if you’re thinking Russia, think ROGTEC!

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Международная компания по оказанию инженерно-технических консультационных услуг Планирование и техническая проработка проектов • Обеспечение эксплуатационной надежности основных фондов • Повышение производственных показателей • Технический контроль Компания Advantica, входящая в группу GL, оказывает комплексные инженерно-технические консультационные услуги, выполняет проектно-конструкторские работы и предоставляет программные продукты, предназначенные для повышения эксплуатационной надежности и производственных показателей важнейших объектов, относящихся к основным фондам предприятий нефтегазовой отрасли. В течение более чем 30 лет компания Advantica сотрудничала с предприятиями в сфере безопасного сокращения затрат, оптимизации производственных показателей и продления срока службы основных фондов. Недавнее слияние компании Advantica с подразделением компании Germanischer Lloyd, занимающимся обслуживанием производственных предприятий, привело к созданию компании международного масштаба, имеющей более 205 отделений в 75 странах мира и обладающей опытом и возможностями предоставления услуг, которые охватывают весь срок эксплуатации основных фондов. Независимый статус компании позволяет ей предоставлять заказчикам объективные рекомендации и содействие.

За дополнительной информацией обращаться по адресу: Advantica Ltd Holywell Park, Ashby Road, Loughborough Leicestershire, LE11 3GR, UK

Оптимизация Эксплуатации Программный пакет OptagonTM компании Advantica позволяет добиться максимальной отдачи при эксплуатации сложных технологических комплексов в нефтегазовой промышленности. Возможности программного пакета Optagon компании Advantica: • Оптимизация эксплуатации • Анализ технического риска • Количественная оценка коммерческого риска • Выявление оптимальных технико-экономических решений • Варианты решений для сложных технологических систем • Ранжирование инвестиционных приоритетов

Тел.: +44 (0)1509 282525 Факс: +44 (0)1509 283131 Адрес электронной почты: info.uk@advanticagroup.com

Повышение показателей безопасности и производительности www.rogtecmagazine.com

www.advanticagroup.com

РАЗВЕДКА

Геофизические исследования есть ли жизнь после сейсмики?

Geophysical Technologies The Struggling Non-Seismic Companies Дэвид Бамфорд - bamford_neweyes@hotmail.co.uk

Д

авным-давно, когда я был молодым специалистом, мой первый руководитель в компании BP высказался примерно так: «если тебе дали 100 долларов на геофизические исследования,

14 ROGTEC

David Bamford - bamford_neweyes@hotmail.co.uk

M

any years ago, my first boss at BP said something along the lines of “If you have $100 to spend on geophysics, spend $99 on seismic and the $1 on a good cup of coffee!” www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION вложи 99 в сейсмику, а на оставшийся доллар купи чашечку кофе». Было время, когда, оглядываясь на прошлое из 21-го века, я начал сомневаться в правильности этого утверждения. Интерес к таким методам геофизических исследований как гравитационная съемка, магнитная съемка и, более всего, изучение электромагнитного поля заставил меня не только задуматься, но и поделиться своими мыслями от том, насколько прогресс в технологиях сбора и обработки данных создал условия для включения этих методов, традиционно считавшихся малоперспективными, в обойму стоящих наравне с сейсмическими исследованиями методик изучения недр. Примерно два с половиной года тому назад я рассказал читателям интернет-издания OilBarrel о четырех компаниях, занимающихся именно такими исследованиями. Звучал мой рассказ следующим образом...

However, as we moved into the 21st Century, I began to wonder if he was no longer right – there seemed to be enough ‘fuss’ around the non-seismic methods, namely gravity, magnetics and especially electro-magnetics, that I wondered out loud – and wrote about – whether as acquisition and processing techniques improved these neglected technologies of the geophysical world would finally take their place alongside seismic as powerful contributors, especially to exploration. About two and a half years ago, I wrote in the on-line magazine OilBarrel about four companies offering such technologies along these lines:

GETECH is an enterprise of relatively long standing that was founded in the University of Leeds in the UK almost 20 years ago, floating on the London AIM market in September 2006. Their speciality is potential field data; although they offer consultancy in gravity and magnetic interpretation, their forte is compiling large, homogeneous, quality-assured data bases from a Как и ряд других геофизических В сентябре myriad of historic, 2006 г. компания методов, электромагнитные методы heterogeneous GETECH, созданная surveys. For example, разведки наиболее продуктивны специалистами a current major из университета при использовании в комплексе с offering is of Siberian английского города gravity and magnetic другими геолого-геофизическими Лидс лет двадцать data bases compiled тому назад, данными и подходами from the many years of разместила свои surveying, and акции на рынке Like other geophysical tools EM results Soviet an earlier offering was альтернативных a similar compilation are proving of value when integrated инвестиций of data over Iraq. Лондонской фондовой with other geoscience data and This type of data биржи. Главным lacks resolution but understanding направлением работы is important when an компании является explorer is faced with a huge onshore area and has to изучение естественного электрического поля земной decide where to focus – potential field data can show коры. Компания также занимается интерпретацией the shape and depth of sedimentary basins, imply where данных магнитометрических и гравиметрических source rock might be deeply buried enough to be mature съемок. Тем не менее, ее конек – сведение and so on; these insights can focus the next stage накопленных изначально неоднородных материалов – the shooting of expensive seismic data. геофизических исследований в массивные базы качественных гомогенизированных данных. Например, в число последних подготовленных компанией баз данных такого рода входит база данных гравиметрических и магнитометрических съемок, выполненных на территории Сибири в советские годы. Ранее компания разработала аналогичную базу данных по территории Ирака. Подобные базы данных характеризуются относительно невысоким разрешением, но имеют огромное значение для предварительного выделения наиболее перспективных участков для геологоразведки на суше – данные естественного поля позволяют проследить глубины залегания в бассейнах осадконакопления, выявить места глубинного залегания зрелых залежей углеводородов www.rogtecmagazine.com

OHM of the UK, and EMGS of Norway are both players in the electro-magnetic (EM) arena; this type of data has received quite a lot of publicity recently to the effect that it can significantly improve exploration success rates.

This assertion is based on the fact that normal oils and formation waters have completely different electrical conductivities, and that therefore the presence of an oilcharged reservoir at depth should lead to an ‘anomalous’ EM signal being recorded as compared to the waterfilled case. Applied technology may be winning through, and with the addition of higher frequency sources and a change in the basic geophysical technique, EM methods have recently undergone a metamorphosis and the new Controlled Source Electro-Magnetics (CSEM) techniques

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА и т. д., то есть получить именно ту информацию, которая необходима для правильной организации следующего этапа работ – дорогостоящей сейсмической съемки.

are now showing that modern EM techniques can and are being used to help evaluate the fluid content of reservoirs and define reservoir extent. MTEM is another UK company that works in the EM arena, using a different approach that may offer a more ‘seismic-like’ method. Like other geophysical tools EM results are proving of value when integrated with other geoscience data and understanding.

Компании OHM (Великобритания) и EMGS (Норвегия) занимаются электромагнитными методами изучения земной коры, получившими в последнее время широкую известность как способ повышения эффективности и вероятности Unfortunately, I seem to have been wrong about all of what успешного исхода геологоразведочных работ. Метод I said above – I have to confess that over the last couple of основан на существовании значительных различий years I have seen and heard no evidence that experienced в электропроводности углеводородов и пластовой explorers – as opposed to the marketing departments of воды, ведущих к образованию электромагнитных the ‘niche’ service providers – are willing to stand up and аномалий, позволяющих отличить насыщенные be counted by pointing to transformed exploration success углеводородами участки недр. Успехи в разработке rates as a result of using these non-seismic techniques. прикладных технологий электромагнитной разведки, In fact, you can see that two markets are providing their появление более высокочастотных источников own judgement. In the oil field services market, two of the и изменение базовых геофизических методов leading electro-magnetics acquisition companies, EMGS привели к появлению на свет нового метода and OHM, have in their latest Trading Updates reported электромагнитной разведки с контролируемыми weak revenues and источниками order books, on 12th (CSEM), который Начинает казаться, что August and 2nd продемонстрировал несейсмические технологии ждет September 2008 возможность respectively, at a применения безвременная кончина в Долине time when seismic электромагнитных смерти, на кладбище погибших идей companies report методов для unprecedented оценки характера It seems like these non-seismic revenues, full order насыщения пластов books and 3D vessel и прослеживания technologies are hovering over what day rates driven skyграниц залежей. some technologists would term the high by a skewed Британская demand/supply компания MTEM Valley of Death! imbalance. также занимается электромагнитной разведкой, но применяет другой This has not passed unnoticed by the investment подход, характеризующийся большей степенью community with the shares of some ‘niche’ non-seismic сходства с сейсмическими методами. Как и ряд companies trading in the market at 20% - or less - of the других геофизических методов, электромагнитные price seen two years ago. методы разведки наиболее продуктивны при использовании в комплексе с другими геологоIt seems like these non-seismic technologies are hovering геофизическими данными и подходами. over what some technologists would term the Valley Увы, похоже, что все вышесказанное оказалось of Death! To explain briefly, if you think of the proof-ofзаблуждением. Должен признаться, что за principle of a new technology as one mountain peak and последнюю пару лет я ни разу не слышал о том, the successful commercialization of that technology as чтобы специалисты по геологоразведке, а не отделы another peak, then the space representing the period of маркетинга «инновационных» компаний, всерьез, с time between those two peaks can be seen as a valley. цифрами в руках, высказывались бы в подтверждение This period in the transition from discovery to market is повышения эффективности геологоразведки в littered with the good ideas that never completed the flight результате применения упомянутых несейсмических across the valley. In technology commercialization parlance, методов изучения недр. this graveyard of inventions and intentions is known as the Valley of Death! Более того, отношение к обсуждаемым технологиям нашло двоякое отражение в конъюнктуре рынка.

As when any new technology sees zero or low take-up, it Реакция рынка нефтегазовой промышленности is easy to blame the customer – perhaps they are too lazy, выразилась в том, что на фоне беспрецедентного conservative, untrained or disinterested to bother with the роста доходов, числа заказов и расценок на new ideas? However, my observation of explorers is that

16 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

РАЗВЕДКА использование судов для трехмерной сейсмической съемки в условиях явного преобладания спроса над предложением две ведущие компании, занимающиеся электромагнитными методами разведки (EMGS и OHM), 12 августа и 2 сентября 2008 г. выпустили сводки, в которых говорилось о неудовлетворительном уровне доходов и неполной загруженности. Инвестиционные круги соответствующим образом отреагировали на опубликованную информацию, в результате чего цены на акции ряда «инновационных» компаний упали до 20%, если не ниже, от уровня, на котором они находились два года тому назад. Начинает казаться, что несейсмические технологии ждет безвременная кончина в Долине смерти, на кладбище погибших идей. Именно такими словами некоторые специалисты по внедрению технологий описывают возможное развитие событий с момента первого успешного опробования технологии до ее коммерческого внедрения. Многие перспективные идеи отправляются на свалку истории именно на этом участке пути, преодолев перевал подтверждения принципиальной возможности, но так и не покорив вершину коммерческого успеха. Отсюда и возник используемый в профессиональном жаргоне образ Долины смерти. Как всегда, когда речь заходит о неприятии или медленном внедрении новых технологий, хочется полагать, что во всем виноват заказчик с его неповоротливостью, леностью, технической неграмотностью и неприязнью к нововведениям. Но в данном случае, насколько я могу судить по опыту общения со специалистами в области геологоразведки, перед отраслью стоят настолько сложные и стремительно усложняющиеся задачи, что специалисты готовы хвататься, как за спасительную соломинку, за любое решение, способное хоть как-то повысить результативность бурения.

exploration is so difficult – and nowadays ever more so – that they will leap on and devour any new idea that will help them succeed more often, drill less dry holes.

However, when my first BP boss said what he did, he was relying on an understanding of classical physics that was written down in the 19th Century – a hundred years before either of us joined BP, by gentlemen such as Laplace, Poisson, Maxwell and Zoeppritz.

For reasons buried in the subtleties of their equations governing potential fields, electro-magnetic radiation and seismic wave propagation, if they had thought about it these gentlemen would have recognized and declared that “Seismic is King!”... and so it seems to remain.

I pin my final hope for the fortunes of non-seismic techniques on integration – perhaps working inside the frame work provided by the fantastic seismic data we have nowadays, there is still a chance for a premium contribution to exploration success?

Or perhaps I should just lean back and smell the coffee! довелось узнать о прикладном применении их идей, они пришли бы к остающемуся верным и в наши дни выводу о том, что сейсмика – это наше все. Интеграция – единственное, на что остается надеяться сторонникам несейсмических методов геологоразведки. Не исключено, что применение таких методов в контексте уже имеющихся высококачественных сейсмических данных станет еще одним шагом в повышении эффективности геологоразведочных работ. А может, пора успокоиться и заказать чашечку кофе?!

При этом не стоит забывать, что приведенные в начале этой статьи слова моего первого начальника основаны на системе понятий классической физики 19-го века, выработанной за сто лет до того благодаря вкладу таких ученых как Лаплас, Пуассон, Максвелл и Цеприц. Из деталей выведенных ими уравнений полей потенциалов, электромагнитных излучений и распространения сейсмических волн следует, что, если бы им

18 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Red Wing Shoe Company, Inc.

651.388.8211

oilandgasfootwear@redwingshoe.com

Š2008 Red Wing Shoe Company, Inc.

www.rogtecmagazine.com

redwingshoe.com

ROGTEC 19

БУРЕНИЕ

Эффективное Производство Буровых Работ как Основа Хозяйственной Деятельности Компании ТНК-BP Efficient Drilling: Creating the Foundation for TNK-BP’s Business Михаил Холодов (MVKholodov@tnk-bp.com), заместитель директора Департамента бурения, Управление по технической деятельности, БН «Разведка и Добыча» Дэвид Нимз (David.Nims@bp.com)

Mikhail Kholodov (MVKholodov@tnk-bp.com), Deputy Director, Drilling Dept., Upstream Technology

C

пециалисты по бурению ТНК-ВР сходятся во мнении, что в течение последних пяти лет основными приоритетами их деятельности были наращивание потенциала, внедрение базовых технологий и увеличение объемов работ – с 250 скважин в 2004 году до 850 скважин в этом году (Рис. 1). По словам Дэррила Уиллиса, Вице-президента ТНКВР по технической деятельности, если раньше усилия специалистов были направлены на обеспечение роста, то в будущем основное значение приобретает уже не количество пробуренных скважин, а использование рациональных методов их строительства: бурение скважин с требуемыми параметрами в заданных точках, переход от одноствольных к многозабойным скважинам и так далее. Для этого ТНК-ВР проводит многочисленные изменения в области технологий бурения, большинство из которых затрагивают два основных направления: » модернизация парка буровых установок; » использование передовых технологий бурения. Модернизация парка буровых установок Три года назад в рамках Уватского проекта была разработана гибридная буровая установка, которая объединила лучшие российские и зарубежные наработки. Ее конструкция состоит из хорошо зарекомендовавшей себя на практике российской буровой установки БУ-3000 (что облегчает процессы проведения инспекций, получения необходимых сертификатов и обучения персонала) и установленного на ней современного оборудования импортного производства, которое включает передовые разработки в сфере электронной аппаратуры, подшипниковых узлов, модульных блоков и

20 ROGTEC

David Nims (David.Nims@bp.com)

I

t is commonly acknowledged throughout the TNK-BP drilling community that the last five years have been about building the capability, embedding basic technology throughout the Company and increasing the volume of work – from 250 wells in 2004 to 850 wells this year (Fig. 1). As Darryl Willis, Vice President for Upstream Technology, puts it, the past has been about the growth.

The future is about not drilling more, but drilling smarter – drilling the right wells in the right places, shifting from singlewell bores to multilateral-well bores, etc. To drill smarter, numerous changes are currently underway in TNK-BP’s use of drilling technology, most of which are part of two major trends: » Enhanced rig capability » Cutting-edge drilling technology Enhanced Rig Capability Three years ago the Uvat project developed a hybrid Russian / international design that encompassed the best of both worlds. It combined a proven Russian BU-3000 rig structure that facilitates easier inspection, certification and familiarization with state of the art international internal components. These internal components had best in class electronics, bearings, modularization and reliability. The hybrid design increased the drilling distance of the rig from 1.5 km to almost 5 km.

This capability in conjunction with high angle Frac capability “J type wells” helped save $480 mln NPV by cutting the pads / wells ratio per field from 24 / 175 to 6 / 130. Most of this saving was the reduced infrastructure costs resulting from the ability to drill all the wells from six pads versus the original 24 pad design. Building on this learning, our OFS internal drilling contractor, NvBN, developed a rig www.rogtecmagazine.com

DRILLING

175

200

255

325

415

Рис. 1 2007 год: бурение, зарезка боковых стволов и освоение скважин – ключевые показатели и тенденции Fig. 1 2007 Drilling, Sidetracking and Completions – Activity Highlights and Trends характеризуется самой высокой степенью надежности. Гибридная конструкция буровой установки позволила увеличить глубину бурения с 1,5 км до почти 5 км, что вместе с возможностью проведения ГРП в стволах J-образных скважин с большим углом наклона позволило прирастить чистую приведенную стоимость работ на 480 млн. долларов млн за счет сокращения показателя «количество кустовых площадок / количество скважин» на месторождении с 24 / 175 до 6 / 130. Большую роль в этом сыграло снижение затрат на строительство инфраструктуры, обусловленное появившейся возможностью бурения всех скважин с шести кустовых площадок, а не с 24, как планировалось изначально. На основании полученного опыта специалисты ЗАО «Нижневартовскбурнефть», внутреннего бурового подрядчика БН «Нефтесервисы», разработали проект модернизации 22 буровых установок собственного парка Компании. Реализация данного инвестиционного проекта стоимостью 280 млн. долларов стала одним из ключевых факторов, которые позволили расширить наши возможности и начать бурить скважины с гораздо более сложными конструкциями: вместо простых S-образных скважин мы перешли к бурению скважин с большим углом наклона ствола, протяженность горизонтального участка которых достигает 850 м, а отход забоя от вертикали превышает 3 500 м. Все это привело к тому, что в течение последних трех лет капиталовложения ТНКВР в бурение остаются на уровне примерно 35 долларов на 1 т добытой нефти – и это несмотря на ежегодную инфляцию, превышающую 10%. www.rogtecmagazine.com

enhancement design for 22 rigs in our internal fleet. This $280 mln investment was one of the key levers in improving our drilling capability to drill the much more complex wells.

These well designs have evolved from simple S-Shape wells to high angle 850m horizontal wells with step-outs in excess of 3,500 m. This has kept TNK-BP’s drilling investment ratios at circa $35 per ton for the last three years despite double digit inflation.

Again, building upon this learning the VCNG project has introduced three new high technology rigs into the VCNG program and consequently the well construction cycle has fallen from an average of 125 days per well pre-project (in 2006) to an average of 35 days with one well with a best in class delivery of 26 days. These new rig designs are safer and capable of drilling much faster and further than conventional rig designs. This knowledge and the new hybrid coiled tubing drilling (HCTD) learnings will be applied on future Greenfield projects as well as selective applications on our existing fields.

Our exploration program is one of the most successful in Russia with a reserves replacement track record that is the envy of the Western world. This capability and performance will be further enhanced by the development of high technology heli-rig capability. Currently our exploration rigs in the more remote regions manage to drill around two wells per year before the departing winter leaves them isolated from our supply lines. Heli-rigs open up the possibility of pre-supplying up to six wells per rig and flying the rig into location on a year-round basis. This is much more equipment-efficient and is common practice in the

ROGTEC 21

БУРЕНИЕ В свою очередь, специалисты, работающие в рамках Верхнечонского проекта, основываясь на опыте своих коллег, приняли решение об использовании на месторождении трех новых высокотехнологичных буровых установок, в результате чего средняя продолжительность строительства скважины сократилась со 125 дней (бурение в рамках предпроектных работ в 2006 году) до 35 дней, а одна из скважин была завершена за 26 дней, что является выдающимся результатом для скважин данного типа. Новые конструкции буровых установок обеспечивают более высокий уровень безопасности, чем обычные буровые установки, позволяя при этом бурить быстрее и глубже. Весь имеющийся опыт, а также новый для нас опыт гибридного бурения на гибких НКТ будет применяться во время бурения на новых месторождениях (гринфилдах), а также выборочно в регионах существующей нефтедобычи. Программа поисково-разведочных работ ТНК-ВР является одной из самых успешных в России, а показатели замещения запасов являются предметом гордости перед мировыми компаниями. В дальнейшем результаты нашей деятельности будут улучшаться благодаря использованию высокотехнологичных буровых установок, транспортировка которых осуществляется при помощи вертолетов. В настоящее время на наиболее отдаленных участках установки для разведочного бурения успевают пробурить примерно две скважины в год только в течение зимнего периода, с завершением которого нарушается снабжение буровых. Использование буровых установок, транспортировка которых осуществляется при помощи вертолетов, открывает возможность обеспечить все необходимое для бурения шести скважин в год при помощи одной буровой установки, которую в течение всего года можно будет доставлять непосредственно на буровые площадки по воздуху. Данная схема позволяет существенно увеличить эффективность использования оборудования, и она широко используется в Северной Америке при проведении работ в удаленных регионах. В настоящее время разрабатываются конкрет- ные предложения по организации пилотной эксплуатации таких установок, и это станет еще одной зарекомендовавшей себя в мировой практике технологией, которую ТНК-ВР применит в России впервые.

more remote parts of North America. Firm proposals are being developed for a pilot application in TNK-BP; again this will be another proven technology ‘first’ for TNK-BP in the Russian market.

Following the Long Term Tendering exercise Company went through in the second half of 2007, 35 new high technology rigs are due to be operational in the field by January 2009. These rigs vary in size from 125-ton to 325-ton units and represent the state of the art for their respective sizes. Taking this innovative approach will result in TNK-BP having one of most modern rig fleets in Russia Cutting-Edge Drilling Technology Samotlor BU has successfully developed extended reach drilling (ERD) capability using rotary-steerable systems that enable the bit to independently track a predetermined optimum path through the production sand (Fig. 2). This provides very accurate well placement in the production sweet spot for horizontal lengths in excess of 800 m. Using this technology Samotlor BU has delivered initial production rates four times larger than normal and exceeding 1,000 tpd. Moreover, ERD has allowed us to reduce the number of pads and wells per field.

This ERD technology has now been adopted by Orenburg BU while Samotlor BU is moving the technology even further ahead by developing ERD capability for their future sidetrack program.

Во второй половине 2007 года Компания провела тендер на заключение долгосрочных контрактов; в результате планируется, что уже в январе 2009 года на месторождениях Компании будут работать 35 новых высокотехнологичных буровых установок с допускаемой нагрузкой на крюке от 125 т до 325 т, и каждая из них будет оборудована по последнему слову техники. Благодаря такому инновационному подходу

22 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Вертикаль, м

Рис. 2 Скважина 40098, куст 4113 Самотлорского месторождения: отход забоя от вертикали – более 3 500 м Fig. 2 Well #40098, Pad #4113, Samotlor: Step-Out Exceeds 3,500 m

Вертикальная проекция

ТНК-ВР будет иметь в своем распоряжении один из наиболее современных парков буровых установок в России. Передовые технологии в области бурения БЕ «Самотлор» существенно развила свои возможности в области бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали благодаря использованию систем роторных управляемых забойных отклонителей, которые позволяют долоту независимо прокладывать заранее определенную оптимальную траекторию ствола в продуктивном пласте (Рис. 2). Подобные системы позволяют с высокой степенью точности осуществлять проводку горизонтального участка ствола скважины длиной более 800 м в наиболее продуктивных интервалах. Благодаря использованию данной технологии начальный дебит, полученный БЕ «Самотлор», в четыре раза превысил аналогичные показатели обычных скважин и составил более 1000 т в сутки. Кроме того, технология бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали позволила сократить количество кустовых площадок на месторождении. Сегодня эту технологию осваивает и БЕ «Оренбург», а специалисты БЕ «Самотлор» продолжают работать в этом направлении и занимаются изучением возможности применения технологии бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали для своих будущих программ по зарезке боковых стволов. Специалисты БЕ «Оренбург» совместно с компанией Schlumberger разработали пилотную программу по www.rogtecmagazine.com

План Plan Факт Actual

Orenburg BU has developed a 15-well pilot program for the introduction of underbalanced coiled tubing drilling (UB CTD) with Schlumberger. This combination of underbalanced and coiled tubing drilling allows reservoir penetration with minimal formation damage and is key to unlocking tight reservoirs - applications in other places in Russia have resulted in a four fold increase in production rates. Successful introduction in Orenburg opens the opportunity for application in more difficult areas such as Talinskoye with its massive reserves potential.

Hybrid Coiled Tubing drilling is a relatively new technique which combines fast moving trailer rigs of up to 200 t capacity with coiled tubing technology. They have been used extensively in Canada with 5,000 wells drilled every year for the last four years. These are fast, highly safe, automated, reliable, environmentally friendly, PLC (Programmable Logic Controller) electronic rigs that permit operations with five-man crews. The 35 km pad to pad move times from tree on to spud of less than eight hours with 1,500 m wells completed in less than a day is transformational.

Samotlor BU is taking the lead in developing the HCTD technology in Russia, the first new rigs are expected in field by the end of this year and by 3Q 2009 we expect to be operating six of these world class units. On the environmental side, in addition to the low footprint of the HCTD rigs we will also be developing a pilot for drill cutting re-injection back into the ground. This will allow us to dispose of our drilling waste in a more environmentally friendly, hygienic manner than the current systems and permit the use of more exotic, higher performing mud systems.

ROGTEC 23

БУРЕНИЕ бурению на депрессии с помощью установок ГНКТ, предусматривающую бурение 15 скважин. Сочетание технологий бурения на депрессии и бурения на гибких НКТ обеспечивает минимальное повреждение пласта при его вскрытии и является оптимальным решением при работе с малопроницаемыми коллекторами. Применение этого подхода в других регионах России позволило увеличить дебиты в четыре раза. Успешное внедрение этой технологии в Оренбурге позволит применять ее на более сложных объектах, таких как Талинское месторождение, обладающее большими запасами углеводородов. Гибридное бурение на гибких НКТ является относительно новым подходом, объединяющим мобильные буровые установки, смонтированные на прицепе, с технологией бурения на гибких НКТ. Такие установки широко применяются в Канаде, где в течение последних четырех лет с их помощью ежегодно бурится 5000 скважин. Они позволяют бурить быстрее, а также безопасны в эксплуатации, автоматизированы, надежны и не наносят вреда окружающей среде. Благодаря установленным на них программируемым логическим контроллерам, их эксплуатацией может заниматься бригада, состоящая из пяти человек. Переезд с одного куста на другой, расстояние между которыми составляет 35 км, с момента установки устьевой арматуры до момента забуривания скважины занимает менее восьми часов, а освоение скважины глубиной 1500 м выполняется менее чем за сутки. БЕ «Самотлор» является лидером в области разработки и внедрения технологии гибридного бурения на гибких НКТ в России: в конце 2008 года ожидается появление первых новых буровых установок на месторождении, а к третьему кварталу 2009 года планируется эксплуатация шести таких установок, отвечающих требованиям мирового уровня. С точки зрения защиты окружающей среды, необходимо отметить, что гибридные буровые установки ГНКТ при монтаже занимают небольшую площадь, а кроме того, планируется разработать пилотный проект по обратной закачке отходов бурения. Это позволит уменьшить воздействие на окружающую среду при утилизации буровых отходов и при этом повысить уровень соблюдения норм производственной гигиены по сравнению с имеющимися системами, а также даст возможность использовать нестандартные, высокоэффективные системы буровых растворов. Новые и модернизированные буровые установки позволят нам применять более продуктивные технологии вскрытия коллектора, такие как бурение многоствольных скважин, предусматривающее вскрытие коллектора путем зарезки из основного ствола до четырех или более боковых стволов. Это позволяет избежать затрат, связанных с доставкой оборудования на буровую площадку для бурения

24 ROGTEC

The new and upgraded rigs allow us to develop more productive reservoir access technologies such as multilaterals where up to four or more long reservoir penetrations can be drilled from a single mother bore.

This eliminates the access costs of drilling the over burden on three of the four bores and significantly reduces overall drilling costs.

Currently four to six multilateral wells will be drilled by the end of 2008. Less spectacular but equally important developments in bit design, especially PDC bits, have decimated the well times in hard rock areas such as VCNG where average well times of 55 days per well have been cut to a “best in class” well delivery of 26 days. These are early days and there is still much work and delivery to come for applying this technology across the rest of our well portfolio.

Other upcoming technologies include the adoption of oil based mud to speed up the rate of drilling, reduce torque, provide better borehole stability and increase our well stepout capability.

Managing the Technologies These technologies are further complimented by new exciting methods of benchmarking our performance using enhanced performance management systems such as the new STEPS contractor management system which is already yielding and applying significant value in Samotlor BU. All of this technology should be managed in a measured manner and consequently Tyumen BU will implement a new remote operations performance center (ROPC) in 2009.

This center will take real time drilling data from multiple rigs and transfer it to a centrally resourced technical expert center. This center will have directional drilling, geological, mud and other experts monitor, map and benchmark the performance of each well against a predetermined best in class model.

This will help the specialists make real time immediate changes of well trajectories to optimize reservoir sweet spots to enhance production and allow identification of potential performance shortfalls before the failure occurs.

All this technology is tried and tested and is essential to unlocking the tighter, more difficult reserves of our upcoming programs.

However, perhaps more importantly, these technologies are the fundamental basis for success in the offshore ventures of the future and commercial performance delivery will grant us the permission to develop and apply even more radical access technologies.

We are breaking the mold and creating new access opportunities to increase our production potential. We are creating world class drilling capability in Russia and accelerating the development of our younger highly capable staff. We will have the best equipment for them to test and develop the new boundaries of the future. www.rogtecmagazine.com

трех из четырех стволов, а также существенно снизить общие затраты на строительство скважин. К концу 2008 года будет пробурено четыре-шесть многоствольных скважин. Не столь заметными, но не менее значительными являются разработки в области долот, особенно долот PDC (с алмазными вставками), применение которых позволило существенно сократить среднее время бурения скважин в районах, сложенных твердыми горными породами, – например, на Верхнечонском месторождении, где средняя продолжительность бурения снизилась с 55 суток до 26 суток, что является выдающимся результатом. Мы только начинаем использовать эту технологию, и для ее внедрения на других объектах еще предстоит проделать большой объем работ. Другие перспективные технологии предусматривают использование бурового раствора на нефтяной основе для увеличения скорости бурения, снижения крутящего момента, улучшения стабильности стенок ствола. Кроме того, это позволит бурить скважины с еще большим отходом забоя от вертикали. Управление технологиями В дополнение к перечисленным технологиям планируется использование передовых методов отслеживания эффективности выполнения работ при помощи специально разработанных систем, таких как новая система управления подрядчиками STEPS, которая уже внедрена в БЕ «Самотлор» и приносит положительные результаты. Управлять всеми новыми технологиями необходимо на основании оценки получаемого экономического эффекта, и для этих целей в 2009 году в БЕ «Тюмень» будет создан центр дистанционного контроля эффективности выполнения работ. Сюда в режиме реального времени будут поступать данные о ходе бурения с различных буровых площадок, которые затем будут передаваться в главный технический экспертный центр, где специалисты в области направленного бурения, геологии, буровых растворов смогут отслеживать параметры и составлять планы бурения, а также сравнивать эффективность выполнения работ по каждой скважине с передовыми отраслевыми показателями. Это позволит оперативно в режиме реального времени изменять траектории скважин для обеспечения оптимальной проводки ствола в коллекторе с целью увеличения добычи, а также своевременно выявлять и устранять нежелательные отклонения. Все перечисленные технологии прошли испытания и являются ключевым условием реализации программ по вскрытию менее проницаемых и более труднодоступных коллекторов. Возможно, еще www.rogtecmagazine.com

Drilling Rigs with a difference...

MADE IN CHINA – BUILT BY AMERICANS! State-of-the-art design API / ISO certified Lower cost Shorter lead times Expatriate factory floor quality control Strict testing criteria Dependable post sales support

Emporium, 1102 Chang Xin Building, 39 An Ding Road, Chao Yang District, Beijing, P.R. China, 100029 sales@emporiumltd.net www.emporiumltd.net

БУРЕНИЕ более важным моментом является то, что они лягут в основу морских разработок в будущем, а достигнутый с их помощью экономический успех позволит нам разработать и внедрить еще более эффективные методы вскрытия продуктивных пластов. Мы открываем дорогу инновационным идеям и создаем новые технологии вскрытия продуктивных пластов для наращивания добычи. Мы внедряем технологии мирового класса в России и стремимся ускорить профессиональное развитие наших талантливых молодых специалистов. Ведь именно им предстоит опробовать передовое оборудование, которое мы разработаем, и расширить горизонты бурения в будущем. Масштабы деятельности ТНК-ВР открывают огромные возможности для реализации новых идей, но для этого необходимо изменить стереотипы мышления в отношении неудач, ведь без ошибок нельзя расширить границы изведанного.

The sheer volume of TNK-BP business opens huge opportunities to try new ideas provided we can change the mindset to an acceptable tolerance of failure, “if you never fail, you haven’t tested the boundary.”

With thanks to TNK-BP and Innovator for their continued support. Благодарим компанию «ТНК-BP» и журнал «Новатор» за неизменную поддержку.

Задачи и результаты Программы бурения The Objectives and Results of the Drilling Program 2005 FM Objectives Задачи (ФМ 2005 года)

Results (February 2008) Результаты (февраль 2008 года)

Improved HSE Улучшение показателей ОТ, ПБ и ООС

No incidents Отсутствие происшествий

Improved Capability Развитие потенциала

Extended reach drilling Faster drilling Better control and reservoir position Smoother wellbores and less downtime Multilateral drilling (2 reservoir penetration from one well) Бурение скважин с большим отходом забоя от вертикали Рост темпов бурения Улучшение контроля и определения расположения коллектора Улучшение качества стволов и сокращение количества простоев Бурение многоствольных скважин (более двух вскрытий коллектора из одной скважины)

15 percent Improved Efficiency Увеличение эффективности на 15%

19 percent delivered Увеличено на 19%

25 percent Equipment NPT Reduction Снизить простои оборудования на 25%

45 percent delivered Снижено на более чем 45%

$33 mln NPV Чистая приведенная стоимость – 33 млн. долларов

$34 mln NPV delivered Чистая приведенная стоимость – 34 млн. долларов

2.13 PI PI – 2.13

2.15 PI delivered PI – 2.15

26 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Турбины SOLAR должны работать. И они будут работать.

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли Доверие. Это то, что составляет основу нашего бизнеса. Когда Вы инвестируете в Solar Turbines, Вы доверяете нам и мы поставляем Вам гораздо большее, чем просто надежное оборудование. Вы рассчитываете на то, что мы полностью выполним взятые на себя обязательства. Вы полагаетесь на нашу репутацию надежного партнера. Вы ожидаете от нас постоянной сервисной поддержки. И мы Вас не подведем. Мы установили газовые турбины в 93 странах. Тридцать восемь наших сервисных центров с обслуживающим персоналом, прошедшим обучение на заводе, имеющие склады запасных частей, работающие 24 часа в сутки, обслуживают заказчиков. Мы предлагаем готовые решения для электрогенерирования и компримирования газа, включая финансирование, эксплуатацию и обслуживание. Поэтому наши заказчики получают необходимую рентабельность и оптимальные характеристики. Это тот путь, которому Вы можете доверять. За дополнительной информацией обращайтесь на интернет сайт www.solarturbines.com или по телефону

+7 (495) 755-8153 www.rogtecmagazine.com

27

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Вытесняющие составы для бурильных труб

Dry Pipe Slugs Х. О. Болл

C

мешивание и закачка вытесняющих составов с баритом для опорожнения бурильных труб до их подъема из скважины относятся к числу наиболее распространенных работ, выполняемых на буровых установках. Тем не менее, в том случае, если при извлечении из скважины труба остается заполненной, это может создать проблемы для рабочей бригады

28 ROGTEC

H.O. Ball

M

ixing and pumping barite slugs to dry the drillpipe before tripping out of a well is one of the most common of all rig operations, yet when the pipe fails to pull dry, it can be frustrating for the crew and expensive for the operator. Slugging procedures on many rigs are a haphazard affair and often, if the slug attempt fails, the crew is not really sure what went wrong. www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION и дорого обойтись компании-оператору. На многих буровых установках закачка вытесняющего состава осуществляются непродуманно. Часто при неудачной попытке закачки члены бригады не знают, в чем именно заключаются причины неудачи. При проектировании скважин процедура закачки вытесняющего состава часто игнорируется ввиду ее меньшей значимости по сравнению с другими операциями. При этом некоторые операторы, которые знают о возможных потерях, используют нормы и правила закачки вытесняющего состава. Некоторые используют в вытесняющих составах только сыпучий барит; другие устанавливают ограничения на плотность составов. Обеспечить соблюдение подобных правил бывает непросто. В некоторых случаях их применение приводит к включению в отчеты неверной информации. Важность подъема порожних труб обусловлена несколькими причинами. При подъеме труб происходит больше инцидентов, приводящих к открытому фонтанированию, чем при выполнении любых других рутинных операций на буровых вышках. Когда труба поднимается из скважины, необходимо обеспечить замену объема металла, удаляемого из скважины, равным объемом рабочей жидкости (бурового раствора) в целях поддержания забойного давления. При подъеме заполненной бурильной колонны трудно выполнить точное измерение объема дополнительно закачиваемого бурового раствора. Большое значение также имеет проблема безопасности персонала. Когда буровой раствор начинает разбрызгиваться из всех нарушенных соединений, происходит быстрое загрязнение пола и инструментов. Бригаде становится трудно обеспечивать безопасность выполняемых работ, пытаясь при этом сохранять равновесие на скользком полу. Потери бурового раствора при подъеме заполненных труб также приводят к лишним затратам. При подъеме происходит не только потеря всего бурового раствора, но также и потери времени и материалов, необходимых для повторного заполнения объема. И, наконец, важным фактором является моральное состояние персонала на буровой площадке. Ни одна бригада не получает большого удовольствия, работая под душем из бурового раствора. Ухудшению морального состояния сопутствует снижение продуктивности. Специалиста по рабочим жидкостям (инженера по буровым растворам), который попробует вести точный учет расхода барита для вытесняющих составов, может шокировать объем затрат за 30дневный период, в особенности при использовании сыпучего материала. Ниже мы рассмотрим процесс закачки вытесняющего состава в целях выработки методов, которые, в случае их применения на большинстве буровых установок, www.rogtecmagazine.com

Slugging is often ignored in well planning because in comparison to other operations, it is a rather small detail.

Some operators that are aware of potential waist, do have slugging policies. Some only allow the use of sack barite for slugs: others set limits for slug densities. Such policies can be difficult to enforce and sometimes result in false information appearing on reports.

Pulling the pipe dry is important for several reasons. More well control incidents, leading to blowouts, have occurred on trips than during any other routine rig operation. When tripping out of a well, it is essential that the volume of steel removed from the well be replaced with an equal volume of the working liquid (mud) in order to maintain bottom hole pressure. It is difficult to measure hole fill-up accurately when pulling a wet string.

Personnel safety is also a primary concern. When mud is spraying around at every broken connection the floor and tools are quickly covered. It is difficult for the crew to work safely while trying to maintain their balance on the slippery floor. Mud lost on wet trips also represents money spent unnecessarily.

Not only is hole mud lost during the trip, but there is also the cost of time and material required to re-build volume. Finally, drillfloor morale is an important consideration. No crew enjoys working in a constant shower of drilling mud. Spirits sag, and so does efficiency. The fluid technician (mud engineer) who tries to keep accurate records of the barite used for slugs may be shocked at the cost over a 30-day period, especially if bulk material is used.

Рис. 1 - Fig. 1 The discussion below takes a look at the slugging process in order to develop some procedures that, when applied to most rigs, should enable the drill crew to pull dry pipe consistently.

If the drilled borehole with the drillstem inside is thought of as a U-tube, and both sides of the tube are filled with the same density fluid, the hydrostatic pressure exerted by the fluid is equal on both sides of the tube. See FIG. 1. When

ROGTEC 29

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА позволили бы бригадам буровиков регулярно извлекать порожние трубы.

Если пробуренную скважину с находящейся в ней бурильной штангой считать U-образной трубой, и если секции трубы по обе стороны заполнены жидкостью одинаковой плотности, данная жидкость оказывает равное гидростатическое давление на обе стороны трубы. РИС. 1 Когда в одну из секций трубы закачивается жидкость, имеющая другую плотность, жидкость из секции с более плотной (тяжелой) жидкостью начнет вытеснять более легкую жидкость в другой секции, пока в трубе вновь не установится равновесие. Данный феномен наблюдается на буровой установке при быстром бурении с прохождением пластов в верхней части ствола скважины. Когда скорость бурения превышает скорость подачи бурового раствора, затрубное пространство заполняется шламом. Шлам повышает эффективную плотность жидкости в затрубном пространстве, и при отсоединении ведущей трубы или верхнего привода в целях наращивания колонны буровой раствор начинает разбрызгиваться во все стороны. Буровой раствор на стороне затрубного пространства U-образной трубы вытесняет более чистый и легкий раствор на стороне бурильной трубы.

При закачивании в трубу вытесняющего состава цель операции заключается в намеренном нарушении баланса в системе с тем, чтобы жидкость на стороне бурильной трубы в U-образной трубе частично вытеснила жидкость на стороне затрубного пространства. Другими словами, гидростатическое давление в бурильной трубе должно превышать давление в затрубном пространстве для того, чтобы закачка вытесняющего состава принесла требуемые результаты.

Поскольку гидростатическое давление зависит от высоты и плотности колонны жидкости, в трубу может закачиваться малый объем тяжелого состава (заполняющего короткий отрезок трубы) или больший объем более легкого состава (заполняющего протяженный отрезок), при условии, что система подачи бурового раствора была приведена в равновесное состояние до закачки вытесняющего состава. В случае, если гидростатическое давление в бурильной трубе выше, система утрачивает равновесие и уровень жидкости в бурильной трубе падает до точки установления равновесия.

Принятые нормы, относящиеся к падению уровня вытесняющего состава, отсутствуют. Оборудование буровой установки, предшествующий опыт, проводимые в настоящее время операции и предпочтения компании относятся к числу переменных, которые необходимо принимать во внимание. Однако при определенных условиях существует возможность выполнения предварительных расчетов, позволяющих определить плотность и требуемую длину отрезка

30 ROGTEC

a fluid of different density is added to one side of the tube, the side with the denser, (heavier) fluid will displace the lighter side until the tube returns to a balanced condition.

This phenomenon can be seen on the rig when drilling fast, in tophole formations. The annulus becomes charged with cuttings if the drilling rate exceeds the circulating rate.

The cuttings increase the effective density of the fluid in the annulus, and when the kelly or topdrive is broken off to make a connection, mud flies in all directions. The mud on the annulus side of the U-tube is displacing the cleaner, lighter mud on the dillpipe side.

When slugging the pipe, the goal is to deliberately unbalance the system so that the drillpipe side of the Utube will slightly displace the annulus side. In other words, the hydrostatic pressure in the drilpipe must be greater than that in the annulus for the slug to be effective.

Since hydrostatic pressure depends upon the height and the density of a column of fluid, the pipe can be slugged with a small (short) heavy slug, or a large (long) lighter slug, provided that the mud system was balanced before the slug was pumped. So long as the hydrostatic pressure is greater in the drillpipe, the system will become unbalanced and the fluid level inside the drillpipe will fall to the point of balance.

There are no established standards for slug fall. Rig equipment, experience, present operations, and company preferences are all variables that must be considered.

However, given certain conditions, it is possible to make some estimates in order to determine the density and length required for a good slug. In other words, what slug density and volume would create enough imbalance to ensure that the drillpipe would pull dry throughout the trip?

The first step in calculating slug densities is to decide what length of empty drillpipe would the slug create, or how far should the slug drop? The slug density required to achieve the drop in a balanced system can be estimated once the desired slug drop is determined.

Assume the following: » 5 inch, 19.5 lbs/ft drillpipe. Capacity 0.01776 bbls/ft (0.0093 m3/m) » Slugging pit with 25 barrels (4 m3) available to the pump » Mud weight of 12.0 ppg (1.4 sg) Solve for the approximate length of a 25 bbl slug in the 5inch drillpipe.

Bbls ÷ bbls/ft = ft 25 ÷ 0.01776 = 1408 ft. (429 m) One joint of Range II drillpipe is about 31 ft (9.43 m) therefore, if the rig pulls triples, that is, three joints to a stand, one stand will be about 93 ft (28.3 m) long. Assume that a slug drop of about a stand and a half, that is, 150 ft.

(45.7 m), is desired. www.rogtecmagazine.com

DRILLING & PRODUCTION трубы, заполняемого в целях эффективной закачки вытесняющего состава. Другими словами, при какой плотности и объеме вытесняющего состава возникнет дисбаланс, достаточный для того, чтобы бурильная труба оставалась порожней при выполнении подъема? При расчете плотности вытесняющего состава в первую очередь необходимо определить, какой отрезок трубы удастся опорожнить с использованием состава и до какого уровня должен опуститься состав. Плотность вытесняющего состава, необходимая для обеспечения требуемого понижения уровня состава в сбалансированной системе, может быть рассчитана после определения желаемого уровня, до которого должен опуститься состав.

Solve for the slug density required to cause a drop of 150 ft (45.7 m).

Fluid density x [(slug drop ÷ slug length)] + 1 = slug density 12 x [(150 ÷ 1408) + 1)] = 13.27 or 13.3 ppg (1.6 sg) As long as the desired slug drop and the pipe diameter remain constant, the ratio of the slug drop to its length can be treated as a constant value and used for various system densities as shown in the examples below. The constant for the example well is:

Используем следующие допущения: » Бурильная труба диаметром 5 дюймов (127 мм) и удельной массой 19,5 фунта на фут (29 кг/м) Емкость 0,01776 барреля на фут (0,0093 м3/м) » Насос качает раствор из резервуара вытесняющего состава емкостью 25 баррелей (4 м3) » Удельная масса бурового раствора составляет 12,0 фунта на галлон (1,4 г/см3) Определим приблизительную длину отрезка 5дюймовой бурильной трубы, заполняемого 25 баррелями вытесняющего состава. Баррель ÷ баррель/фут = фут 25 ÷ 0,01776 = 1408 фут (429 м)

Рис. 2 : (150 ÷ 1408) + 1 = 1,106534 Fig. 2 : (150 ÷ 1408) + 1 = 1,106534

Increased Possibilities on Wireline The Well Tractor® The wireline Well Tractor® is optimized for pulling force and speed in conjunction with the down hole completion string. It is unique on the market as it is able to push large tool strings into the open hole and robust enough to withstand the shocks of perforation.

Logging in Open Hole Operation

Equipment Used

Performing a successful formation testing logging job offshore Norway. The job was carried out in an S-shaped well path above the reservoir section with a maximum inclination of 70º, which dropped to about 20º in the reservoir section where the logging job was done.

Well Tractor® Formation Tester

Achievements

Well Parameters

Two days were saved compared to a pipe conveyed logging job; one day due to less time spent on the job and one day due to eliminating a cleaning operation after logging.

Depth: Deviation: Dog leg: Pressure points:

Additionally, the risk of lost circulation was reduced, which increased the probability of a good cement job since the open hole was exposed for a shorter time.

12,920 ft 70º 7.89º/100 ft 18

Welltec, Well Tractor, Well Stroker, Well Key, Well Cleaner, Well Miller, and Welltec Release Device are trademarks of Welltec A/S registered in Denmark and other countries. All the products are protected by one or more patents or patents pending in Denmark and other countries. Copyright © 2008 Welltec A/S. All rights reserved.

A key feature is the fail-safe function that prevents it from getting stuck in the wellbore. When the Well Tractor® is powered down, the arms and wheels retract automatically, providing a flush outside diameter surface.

Increased Efficiency Operating costs are verifiably reduced when applying the Well Tractor®. Furthermore, it adds value to the well management by ensuring rapid returns on investments through enhanced oil recovery and certainty of execution. Additional benefits are lesser quantities of heavy equipment and less personnel required.

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА Длина одного звена бурильной трубы (стандарт длины II) составляет приблизительно 31 фут (9,43 м). Таким образом, при использовании трехтрубных свечей (т.е. с тремя трубами на одну свечу), длина одной свечи составит приблизительно 93 фута (28,3 м). Предположим, что понижение уровня вытесняющего состава соответствует длине полутора свечей, т.е. 150 футам (45,7 м). Определим плотность вытесняющего состава, необходимую для понижения уровня на 150 футов (45,7 м). Плотность жидкости x [(понижение уровня состава ÷ длина заполненного составом отрезка)] + 1 = плотность состава 12 x [(150 ÷ 1408) + 1)] = 13,27 или 13,3 фунта на галлон (1,6 г/см3)

Assuming 150 feet of drop, determine the slug densities required in 9.0 ppg, 14.0 ppg, and 16.0 ppg systems respectively.

9.0 ppg system x 1.106534 = 9.95 or 10.0 ppg (1.2 sg) slug 14.0 ppg system x 1.106534 = 15.5 ppg (1.9 sg) slug 16.0 ppg system x 1.106534 = 17.7 ppg (2.1 sg) slug Notice that as the system density increases, a heavier slug is required to realize the same 150 ft slug drop. In order to maintain the same slug drop in systems with higher mud weights, either a greater slug volume, or a higher slug density is required. Suppose the slug volume is increased from 25 to 30 barrels (4.7 m3).

Length of slug in drillpipe is 30 ÷ 0.01776 = 1689 ft (515 m) Ratio from the formula with the longer slug is (150/1689) + 1 = 1.108881

9.0 ppg system x 1.108881 = 9.8 ppg (1.2 sg) slug 14.0 ppg system x 1.108881 = 15.2 ppg (1.8 sg) slug 16 ppg system x 1.108881 = 17.7 ppg (2.1 sg) slug

При условии, что требуемое понижение уровня вытесняющего состава и диаметр трубы остаются неизменными, соотношение дистанции понижения уровня состава и длины заполненного составом отрезка трубы можно рассматривать в качестве постоянной величины и использовать при различных It can be seen that the additional 5 barrels (0.79 m3) makes значениях плотности жидкости в системе, как little difference in density requirements, even though the показано в приведенных slug occupies an additional 281 ниже примерах. Для Потери бурового раствора ft (85.6 m) of drillpipe (1689 рассматриваемой в качестве = 281). примера скважины принята при подъеме заполненных –It 1408 is not necessary to work the следующая постоянная calculations often. труб также приводят к величина: The drillpipe size does not (150 ÷ 1408) + 1 = 1,106534 лишним затратам change frequently, and the (Рис.2) slugging pit has a limited Mud lost on wet trips also capacity. The decision between Принимая 150 футов за represents money spent pumping a long, lighter slug or дистанцию падения уровня, a short, heavier slug is a matter unnecessarily определим значения of operational preference. If плотности вытесняющего the U-tube is unbalanced, the slug should fall. If the slugs состава, которые необходимо выдерживать в системах are mixed according to these guidelines, then there is с плотностью, составляющей 9,0 фунта на галлон (1,1 little else that the worker who mixes the slug can do. г/см3), 14,0 фунта на галлон (1,7 г/см3) и 16,0 фунта на There are, however, some other factors that will influence галлон (1,9 г/см3), соответственно. the effectiveness of slugs.

Система с плотностью 9,0 фунта на галлон x 1,106534 The U-tube should be balanced before the pipe is slugged. = плотность вытесняющего состава 9,95 или 10,0 A difference of 0.2 or 0.3 ppg between the mud weight at фунта на галлон (1,2 г/см3) the flowline and the mud weight going down the hole may Система с плотностью 14,0 фунта на галлон x make a considerable difference in slug fall. If the system 1,106534 = плотность вытесняющего состава 15,5 is known to be out off balance and cannot be circulated, фунта на галлон (1,9 г/см3) then a longer or heavier slug than normal will be required. Система с плотностью 16,0 фунта на галлон x The best solution is to circulate the annulus clean before 1,106534 = плотность вытесняющего состава 17,7 slugging the pipe. фунта на галлон (2,1 г/см3)

The slug must be displaced properly. If the driller leaves Следует учитывать, что по мере повышения плотности the slug above the rotary table, the fluid will not fall and the в системе требуется утяжеление вытесняющего connection will be wet. Likewise, if the slug is greatly overсостава в целях обеспечения понижения его уровня на displaced, it will be ineffective. Slug displacement errors 150 футов. Для обеспечения одинакового понижения are fairly common. That is why some crews seem to have уровня вытесняющего состава в системах с большей more trouble slugging the pipe than others. The blame, if

32 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PIPELINE

Турбины SOLAR должны работать. И они будут работать.

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли PPG Industries Netherlands B.V. P.O. Box 153 4190 СD Гелдермалсен Нидерланды Телефон (+31) 345 587 200 Факс (+31) 345 587 256 www.ppgpmc.com infopc@ppg.com PPG Industries Netherlands B.V. ООО “ППГ Индастриз” Севастопольский пр-т, 56А 117342, Москва Тел. (+7) 495 779-31-31, доб. 121 Факс (+7) 495 779-25-99, доб. 119 www.ppgpmc.com salesmoscow@ppg.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 33

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА удельной массой бурового раствора требуется либо увеличение объема вытесняющего состава, либо повышение его плотности. Предположим, что объем вытесняющего состава увеличивается с 25 до 30 баррелей (4,7 м3). Длина заполняемого составом отрезка бурильной трубы: 30 ÷ 0,01776 = 1689 футов (515 м) Соотношение по формуле с большей длиной заполняемого отрезка: (150/1689) + 1 = 1,108881 Система с плотностью 9,0 фунта на галлон x 1,108881 = плотность вытесняющего состава 9,8 фунта на галлон (1,2 г/см3) Система с плотностью 14,0 фунта на галлон x 1,108881 = плотность вытесняющего состава 15,2 фунта на галлон (1,8 г/см3) Система с плотностью 16 фунтов на галлон x 1,108881 = плотность вытесняющего состава 17,7 фунта на галлон (2,1 г/см3) Мы видим, что дополнительные 5 баррелей (0,79 м3) мало влияют на требования к плотности, несмотря на то, что вытесняющий состав занимает дополнительный отрезок бурильной трубы протяженностью 281 фут (85,6 м): (1689 – 1408 = 281).

1. Learn, or calculate the volume in the lines from the slugging pit to the rotary table. Do not accept some number that has been passed on for years. Either look at the rig plans, or trace and measure the lines. This may be time consuming, but it only has to be done once. When an accurate volume has been determined, post it in barrels (m3) and pump strokes so all drillers will chase their slugs in the same manner. Using time rather than strokes for guide is not accurate.

2. When the pump efficiency is checked (as when bumping a cementing plug), apply the revised pump efficiency to the slugging process.

3. Calculate and post the information needed to build a good slug under several different conditions. For example, slug densities and volumes for various mud system densities, various drillstring diameters, volume per inch (cm) of the slugging pit, and the height of the suction off the bottom of the slugging pit. This should encourage all rig personnel to follow the same procedures.

4. In most cases it is not a good practice to mix a slug far in advance of its use. If it must be mixed in advance, good agitation is a must.

Оптимальная вязкость вытесняющего состава приблизительно соответствует вязкости в системе подачи бурового раствора The best viscosity for a slug is about the same as that of the mud system

Отсутствует необходимость в частом выполнении данных расчетов. Размер бурильной трубы меняется нечасто, а резервуар для вытесняющего состава имеет ограниченную емкость. Выбор между закачиванием более легкого вытесняющего состава в более длинный отрезок трубы или более тяжелого состава в более короткий отрезок определяется предпочтениями, основанными на эксплуатационных факторах. При отсутствии равновесия в U-образной трубе уровень вытесняющего состава должен упасть. При смешивании вытесняющих составов в соответствии с данными указаниями, рабочие, осуществляющие смешивание, едва ли могут принять какие-либо другие меры. Однако существуют дополнительные факторы, оказывающие влияние на эффективность закачки вытесняющих составов.

До закачки состава в U-образной трубе должно установиться равновесие. Разница между плотностью бурового раствора в выкидной линии и раствора, закачиваемого в скважину, составляющая 0,2 или 0,3 фунта на галлон (0,02 г/см3 или 0,04 г/см3), может оказывать значительное влияние на падение уровня вытесняющего состава. Если известно, что равновесие в системе нарушено и прокачивание по замкнутой системе не представляется возможным, потребуется

34 ROGTEC

there is any, should not always be borne by the mud hand.

He is not responsible for circulating the annulus clean, or displacing the slug. Below are some suggestions for getting a good slug.

5. Be certain that the mud weight returning from the annulus is as accurate as possible before building the slug and make certain that the slug is weighed carefully a few minutes after the barite is mixed.

6. Agitate or stir the slug constantly.

7. Mix, rather than dump the barite into the hopper.

Dumping causes settling and inaccurate weights. It may also plug the bit nozzles.

8. If the hopper discharge into the slugging pit is directly above the suction, rig up some sort of splash shield.

Discharging on top of the suction will cause aeration, resulting the inaccurate weights and inefficient pumping.

9. If the slug is very thick, pump efficiency and slug fall will be affected. The best viscosity for a slug is about the same as that of the mud system. If slug viscosity is a problem, have the fluid technician (mud engineer) recommend the www.rogtecmagazine.com

PIPELINING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 35

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА best type and amount of thinner required to adjust the viscosity of the slug.

In order to reduce waste; it is a good idea to estimate the amount of barite that will be required for the slug. Mix the estimated amount, or a little less; let it mix well, then weigh the slug.

If barite is packaged in 100 lbs sacks, then about 60 sacks (6000 lbs) will increase the density of 100 bbls 1.0 ppg. A 25 barrel slug should require about ¼ that much, or about 15 sacks (1500 pounds). Estimate the surge tank, mix about 15 sacks and weigh the slug. If barite is packaged in 50 kg sacks, mix about 12 sacks to 4 m3. Mixing in this way is faster, less work, and more economical.

There are several operations and conditions that can make slugging the pipe difficult or impractical, no matter how careful and conscientious the crew. Fishing jobs, long tapered strings, very small or partially plugged nozzles and extremely viscous mud fall into this category.

In these cases, the driller must be patient and try to vary his techniques, seeking the right combination.

Most of the time, with a little planning and good communication between crews, slugging problems can be all but eliminated. One thing is certain, good slugs save time, money and hard work.

закачка вытесняющего состава в более длинный отрезок трубы или использование более тяжелого состава по сравнению с обычным. Наилучшим решением является очистка затрубного пространства путем прокачивания по замкнутой системе до ввода вытесняющего состава в трубу.

Замена жидкости вытесняющим составом должна осуществляться надлежащим образом. Если буровой мастер оставляет вытесняющий состав над уровнем ротора буровой установки, уровень жидкости не

36 ROGTEC

будет опускаться, и место соединения останется влажным. Аналогичным образом, в случае закачивания слишком большого объема при замене жидкости вытесняющим составом, данная операция также окажется неэффективной. Ошибки при замене жидкости в трубах вытесняющим составом случаются достаточно часто. Именно по этой причине у некоторых бригад возникает больше проблем с закачиванием в трубы вытесняющего состава по сравнению с другими бригадами. Даже в случае поиска виноватых не следует всегда возлагать вину на рабочих, отвечающих за буровой раствор. Они не несут ответственности за очистку затрубного пространства посредством прокачивания по замкнутой системе или за замену жидкости вытесняющим составом. Ниже приводится ряд рекомендаций по эффективному применению вытесняющего состава.

1. Определить или рассчитать объем вытесняющего состава в магистралях от резервуара для до ротора буровой установки. Не использовать какой-либо величины, которая применялась в течение многих лет. Изучить чертежи буровой установки или определить маршрут прокладки магистралей и измерить их габариты и протяженность. Данная операция может занять много времени, но ее придется выполнить всего один раз. После точного определения объема www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА поместить в доступном месте информацию по объему в баррелях (м3) и в виде числа ходов бурового насоса, чтобы все буровики могли отслеживать закачивание вытесняющего состава по одному и тому же принципу. Использование данных по времени вместо числа ходов насоса не позволяет добиваться точных результатов.

2. После проверки КПД насоса (как при посадке цементировочной пробки) следует применять скорректированное значение КПД насоса для закачивания вытесняющего состава.

3. Произвести соответствующие расчеты и поместить в доступном месте информацию, необходимую для организации эффективного закачивания вытесняющего состава при различных условиях, в том числе, например, данные о плотности и объемах вытесняющего состава при разных значениях плотности жидкости в системах подачи бурового раствора, разные значения диаметра бурильных колонн, объем на каждый дюйм (см) резервуара для вытесняющего состава, а также данные о высоте всасывания состава со дна резервуара. Это будет способствовать применению одних и тех же методов всем персоналом буровой установки.

4. В большинстве случаев не рекомендуется смешивать вытесняющий состав задолго до его использования. При необходимости заблаговременного смешивания оно должно производиться очень тщательно.

5. До подготовки вытесняющего состава необходимо с максимальной точностью определить массу бурового раствора, возвращаемого из затрубного пространства, а также выполнить точное взвешивание вытесняющего состава через несколько минут после смешивания с баритом.

6. Следует постоянно перемешивать вытесняющий состав.

7. Барит следует вмешивать постепенно, а не загружать его разом в приемную воронку. Быстрая загрузка приводит к оседанию и получению неточных данных по массе. Это может также привести к засорению промывочных насадок долота.

8. Если выпуск воронки в резервуар для вытесняющего состава находится непосредственно над каналом всасывания, следует установить брызгозащитный щиток. Выпуск состава над каналом всасывания приведет к аэрации, в результате чего будут получены неверные данные о массе, а работа насоса станет неэффективной. www.rogtecmagazine.com

9. Если вытесняющий состав очень густой, это окажет негативное влияние на эффективность работы насоса и падение уровня вытесняющего состава. Оптимальная вязкость вытесняющего состава приблизительно соответствует вязкости в системе подачи бурового раствора. Если вязкость вытесняющего состава вызывает проблемы, следует обратиться к специалисту по рабочим жидкостям (инженеру по буровым растворам) за рекомендацией о наиболее оптимальном типе и количестве разбавителя, необходимого для корректировки вязкости вытесняющего состава. Для уменьшения объема отходов рекомендуется рассчитать количество барита, необходимого для подготовки вытесняющего состава. Барит следует вмешивать в расчетном или несколько меньшем количестве. Затем следует дождаться пока барит как следует смешается, после чего взвесить вытесняющий состав. В случае, если барит расфасован в мешки вместимостью 100 фунтов, для повышения плотности 100 баррелей состава на 1 фунт на баррель (0,12 г/см3) потребуются приблизительно 60 мешков (6000 фунтов, 2722 кг). На 25 баррелей вытесняющего состава потребуется использовать приблизительно 1/4 указанного количества, т.е. около 15 мешков (1500 фунтов, 680 кг). Рассчитайте объем для буферного резервуара, вмешайте приблизительно 15 мешков и взвесьте состав. Если барит расфасован в мешки вместимостью 50 кг, следует вмешать около 12 мешков в 4 м3 состава. Смешивание с использованием данной методики может выполняться быстрее и отличается меньшей трудоемкостью и большей экономичностью. Существует ряд операций и условий, при которых закачивание вытесняющего состава в трубы становится сложным или нецелесообразным вне зависимости от тщательности и добросовестности, демонстрируемых рабочей бригадой. К данной категории относятся ловильные работы, случаи использования длинных колонн из труб разного наружного диаметра, промывочных насадок крайне малого размера или частично засоренных насадок, а также бурового раствора с исключительно высокой вязкостью. В этих случаях буровому мастеру следует проявлять терпение и стараться применять разные методы в поисках наиболее оптимального сочетания. Однако в большинстве случаев планирование и налаживание эффективного обмена информацией между бригадами должны позволить полностью устранить проблемы, связанные с закачиванием вытесняющего состава. С полной уверенностью можно утверждать одно: эффективное закачивание вытесняющего состава обеспечивает экономию времени, денег и тяжелого труда.

ROGTEC 37

ДОБЫЧА

Винтовые насосные установки PCP Systems

ЧАСТЬ 2 - Part 2

Сэнди Уильямс, ALP (Artificial Lift Performance) Джей Ф. Ли, PLTech LLC

Общие сведения о применении винтовых насосных установок для механизации добычи были приведены в части 1 настоящей статьи. В настоящей части 2 приводятся более подробные сведения об устройстве и принципах работы винтовых насосных установок. Обойма насоса Обойма насоса состоит из жесткого металлического корпуса, внутренняя поверхность которого облицована эластомером. Длина жесткого корпуса подбирается в зависимости от числа ступеней, необходимого для обеспечения заданного перепада давления на насосе. Как правило, приемлемым значением перепада давления считается 65 фунт/дюйм2 на каждой ступени. Правильный подбор эластомера имеет решающее значение для обеспечения нормального режима работы и долговечности насоса. Эластомер обоймы скважинного насоса обычно подвержен разбуханию под действием температур и флюидов в стволе скважины. Определение степени разбухания позволяет правильно подобрать размер ротора. В некоторых случаях при высокой степени разбухания эластомера роторы насосов заменяются на роторы меньшего диаметра по прошествии некоторого времени эксплуатации. С целью подбора эластомера, наиболее подходящего для условий эксплуатации в стволе конкретной скважины, рекомендуется проводить испытания эластомеров с использованием пластовых флюидов. Ниже перечислен ряд факторов, требующих учета при определении характеристик эластомера: » температура » содержание механических примесей » характеристики скважинных флюидов » применение химреагентов (ингибиторы солеотложения и коррозии, кислота и т. п.) » забойное давление и давление дегазации флюида » газовые примеси (например, H2S и CO2) » содержание ароматических углеводородов

38 ROGTEC

Sandy Williams, ALP (Artificial Lift Performance) J F Lea, PLTech LLC

Part One introduced the PCP artificial lift system. This part gives details on the components and operation of the PCP system.

Pump Stator The pump stator consists of a metal housing with the elastomer stator bonded to the wall of the housing. The length of the housing may vary depending on the number of stages required to support the pressure differential across the pump. A rule of thumb is that a pressure differential of 65 psi/stage is acceptable.

Correct elastomer selection is the key to pump operation and longevity. When installed in the well, the elastomer will most likely swell use to temperature and well bore fluid effects. Being able to know the degree of swelling, will then allow selection of an appropriately sized rotor. In some operating areas where elastomer swelling is an issue, the rotor will be changed with time to a smaller rotor.

It is strongly recommended that elastomers are tested using well fluids to allow selection of the most appropriate elastomer type for the well conditions.

The following provides a list of some of the aspects that need to be taken into account in specification of the elastomer: » temperature » solids » well fluids » chemical treatments (scale / corrosion inhibitor, acid etc) » bottomhole pressure relative to fluid bubble point » gas contaminants (e.g. H2S and CO2) » aromatics The correctly specified elastomer needs to be able to seal against the rotor but also needs to have the following properties to a greater or lesser degree depending upon the application: » gas permeation resistance » oil resistance www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Правильно подобранный эластомер должен обеспечивать герметизацию на стыке обоймы и ротора насоса и обладать в той или иной степени, в зависимости от условий эксплуатации, следующими свойствами:

» abrasion resistance » tensile strength » ductility » hardness » temperature resistance

» сопротивление проникновению газа; » устойчивость к воздействию нефти; » устойчивость к абразивным материалам; » прочность на растяжение; » пластичность; » твердость; » устойчивость к температурным воздействиям.

Prior to a PCP being applied in a given operating area it is useful to perform tests to determine the suitability of a given elastomer in the wellbore fluids - particularly swelling of the elastomer. Trial and error are often used to set the pump in a test environment and allow the elastomer to swell in field operation, adjusted to finally an acceptable value.

До начала применения винтового насоса на конкретном месторождении целесообразно провести испытания с целью оценки пригодности используемого в его конструкции эластомера для работы со скважинными флюидами с заданными характеристиками, в особенности в части разбухания эластомера. Разбухание эластомера под воздействием скважинных флюидов часто оценивается экспериментальным путем с последующим подбором приемлемых показателей.

Suitability of elastomers to a given application is summarised by the table below:

Показатели оценки пригодности эластомеров для эксплуатации в заданных условиях приведены в следующей таблице.

Эластомер Elastomer

Pump Rotor The rotor is normally 4140/4150 Carbon steel chrome plated with a coating. The purpose of the coating is to increase lubricity of the rod in the stator, resist corrosion and resist wear from solids. The coating is typically chrome but this may change with well conditions. In acidic conditions (< pH 6 ) stainless steel may be used in preference over carbon steel (with no chrome coating) and in high sand applications the rotor may be impregnated with boron to resist rotor wear.

Устойчивость к Resistance to Оценка механических Абразивным Ароматическим свойств H2S веществам углеводородам Mechanical H2S Abrasives Aromatics Properties

CO2 CO2

Предельная температура, 0C Temperature Limit (deg C)

Стандартный нитрил Standard Nitrile

Отлично Excellent

Хорошо Good

Удовлетв.

Medium

Хорошо Good

Хорошо Good

120 120

Мягкий нитрил Soft Nitrile

Хорошо Good

Отлично Excellent

Неудовл.

Poor

Хорошо Good

Неудовл.

Poor

80 80

Эластомер с высоким содержанием акрилонитрила High Acrylonitrile

Хорошо Good

Удовлетв.

Medium

Хорошо Good

Хорошо Good

Удовлетв.

Medium

100 100

Гидрогенизированный нитрил Hydrogenated Nitrile

Хорошо Good

Отлично Excellent

Удовлетв.

Medium

Отлично Excellent

Удовлетв.

Medium

140 140

Фторуглерод Fluorocarbon

Удовлетв Medium

Неудовл.

Poor

Оч. хор.

Very Good

Хорошо Good

Отлично Excellent

130 130

Ротор насоса Ротор обычно изготавливается из углеродистой стали марок 4140/4150 с хромированием и www.rogtecmagazine.com

When running the pump rotor it is critical that the rotor is fully engaged in the stator, not running high and not running on the tag bar and so correct space out is vital.

ROGTEC 39

ДОБЫЧА защитным покрытием. Покрытие предназначено для повышения смазочной способности ротора при контакте с обоймой, защиты от коррозии и износа под действием механических примесей. В качестве материала покрытия обычно используется хром, но в зависимости от условий в скважине возможно применение других материалов. В кислотных средах (pH<6) вместо углеродистой стали (без хромирования) могут применяться нержавеющие стали, а при высоком содержании песка возможно применение борсодержащих сталей для обеспечения устойчивости к износу. При работе насоса крайне важно обеспечить полное вхождение ротора в обойму, таким образом, чтобы он не выходил за ее верхний край и не упирался в переводник. Выбор правильного взаимного расположения ротора и обоймы осуществляется следующим образом.

1. Рассчитывается длина колонны насосных штанг, обеспечивающая контакт с переводником в обойме винтового насоса.

2. Ротор спускается на колонне насосных штанг до упора в переводник и получения нулевого отсчета массы на подвеске колонны.

3. Колонна насосных штанг приподнимается с переводника и удерживается на весу.

4. Колонна приподнимается на величину расстояния от переводника до обоймы.

5. Колонна приподнимается на величину ожидаемого (расчетного) растяжения под действием дополнительных продольных нагрузок при работе насоса. Колонна насосных штанг Колонна насосных штанг: » воспринимает продольные нагрузки; » передает вращающий момент на ротор насоса. € При проектировании колонны насосных штанг следует принимать во внимание следующие факторы:

» масса штанг и ротора; » максимальное напряжение в колонне штанг (сочетание вращательного момента и осевых нагрузок); » предел текучести металла штанг; » условия эксплуатации (соленая вода, H2S); » усталостная прочность. Продольные нагрузки на штанги обусловлены массой штанги (нагрузка направлена вниз), массой ротора (нагрузка направлена вниз) и поршневым эффектом, связанным с перепадом давлений на замках и центраторах (нагрузка направлена верх).

40 ROGTEC

The process for correct space out is: 1. Calculate rod string tally to reach tag bar within PCP stator 2. Run rotor on rod string until hit tag bar and have 0lbs weight 3. Pick up the weight of the rod string.

4. Pick up distance form tag-bar to stator 5. Pick up the expected (calculated) rod stretch due to axial load increase when pumping Rod String The function of the rod is to: » withstand axial roads » transmit torque to the rotor In design of a rod system the following issues need to be considered: » weight of the rod and rotor » maximum stress in rod (combined torque and load) » yield Strength of rod material » operating environment (salt water, H2S) » fatigue loading Axial loads on the rod are due to the rod weight (↓), the weight of the rotor (↓) and a piston force (↑) due to the differential pressure across collars and centralisers.

Torque loads are a function of the pump differential pressure, efficiency of the pump, the pump internal friction, and a resistive torque of the fluid between the rod/couplings and tubing.

Torque Load The total torque can be expressed as: Ttotal = Tpumpfriction+ Tpumphydraulic+ Tresistive

where: Tpumpfriction is the torque required to overcome the fit between the stator and rotor and allow the pump to turn.

The value is typically 65-100 ft.lbs and is known form experience rather than a direct calculation. In the case of a swollen elastomer this value be much higher Tpumphydraulic is due to the work that the pump does and is calculated from:

Tpumphydraulic= 0.0897 × Q × dP where: Q = flowrate (bbl/day) €dP = Pump differential pressure (psi) Tresistive is the torque required to overcome friction of the rod string rotating in the produced fluid and is calculated www.rogtecmagazine.com

Новая формула успеха: Пришел. Выполнил работу. Добился отличного результата! Надежное силовое оборудование для самых различных условий работы. При выполнении работ по восстановлению скважин простои недопустимы. В то же время, большинство переменных, влияющих на условия работы, находятся вне Вашего контроля. Применяя специализированные двигатели и трансмиссии фирмы Катерпиллер Вы сможете взять ситуацию под контроль. Наличие современных электронных узлов, быстрого ускорения, возможность длительной непрерывной работы при максимальной нагрузке и другие конструктивные особенности и преимущества обеспечивают непревзойденную надежность и эффективность при выполнении операций по восстановлению скважин. Любые операции, включая приготовление и закачку смеси при ГРП, цементирование, кислотная обработка, ловильные и другие работы по восстановлению скважин, благодаря оборудованию Катерпиллер будут выполняться максимально быстро и качественно. Компания Катерпиллер придает технической поддержке не меньшее значение, чем внедрению передовых разработок и совершенствованию нашей продукции. Поэтому мы всегда готовы помочь Вам в решении возникающих проблем.

Дополнительную информацию о том, как специализированное оборудование Катерпиллер поможет Вам эффективно восстанавливать скважины можно получить, связавшись с диллером Caterpillar в Вашем регионе или посетив вэб-сайт www.cat-oilandgas.com

Газовые двигатели в диапазоне эффективной мощности: от 71 кВт (95 л.с.) до 6100 кВт (8180 л.с.)

TH55 Transmission

3512 FRAC Engine

Дизельные двигатели в диапазоне эффективной мощности: от 31 кВт (41,6 л.с.) до 16 000 кВт (21 760 л.с.)

Caterpillar Global Petroleum 13105 Northwest Freeway, Suite 1100 Houston, Texas 77040-6321 Phone: 713-329-2207 Fax: 713-895-4280

©2008 Caterpillar. All Rights Reserved. CAT, CATERPILLAR, their respective logos, “Caterpillar Yellow” and the POWER EDGE trade dress, as well as corporate and product identity used herein, are trademarks of Caterpillar and may not be used without permission.

Power Train for Well Service

ДОБЫЧА Крутящие нагрузки зависят от перепада давления на насосе, к.п.д. насоса, трения в насосе и сопротивления жидкости в зазоре между штангами/замками и колонной насосно-компрессорных труб.

from:

Tresistive =

4.77 ×10−8 × IDtub2 × Drod 2 × L × μ × N IDtub2 − Drod 2

where Скручивающая нагрузка Суммарная скручивающая нагрузка определяется € следующим образом: Ttotal = Tpumpfriction+ Tpumphydraulic+ Tresistive

где €

Tpumpfriction – крутящий момент, необходимый для преодоления силы трения поверхностей обоймы и ротора и обеспечения вращения ротора. Эта величина обычно составляет 65-100 фут-фунтов и определяется эмпирически, а не расчетным путем. При разбухании эластомера ее значение заметно возрастает.

Tpumphydraulic соответствует работе, производимой насосом, и рассчитывается по следующей формуле: Tpumphydraulic= 0.0897 × Q × dP

где

IDtub Drot L

N

= Internal diameter of the tubing (inches) = OD of the rod string = length of rod string = fluid viscosity (cP) = rpm of pump

In order to perform this calculation properly it should be performed using the total length of rod section, total length of couplings and total length of centralisers installed and the Tresistive for each added to give the total The downhole torque required to turn the pump is quoted by some manufacturers in terms of HP. The following equation can be used to covert between torque and Hp for a given RPM T × RPM HP = 5252 where:

Q = расход, барр./сут. €dP = перепад давления на насосе, фунт/дюйм2

HP = Horsepower € T = Torque ft-lbs

Tresistive – крутящий момент, необходимый для преодоления трения вращения колонны насосных штанг в скважинном флюиде, который рассчитывается по формуле:

Axial Load The axial forces in the rod can be calculated from

Tresistive =

€

4.77 ×10−8 × IDtub2 × Drod 2 × L × μ × N IDtub2 − Drod 2

где IDtub – внутренний диаметр насосно-компрессорных

труб, дюймы Drot – наружный диаметр колонны насосных штанг L – длина колонны насосных штанг

– вязкость флюида, сП N – частота вращения ротора насоса Для получения корректного результата расчет производится с учетом полной длины секций насосных штанг, полной длины всех установленных замков и центраторов с получением для них суммарного значения Tresistive. Крутящий момент в скважине, необходимый для работы насоса, указывается некоторыми производителями как мощность в лошадиных силах. Для перехода от крутящего момента к мощности в лошадиных силах при заданной частоте вращения используется следующая формула:

Faxial = Fpump+ Frods

where and

€

Frods = Pumpdepth× rod weight(lb / ft) Fpump= dP × Aeff − Pd × Arod

€ dP = Pump differential pressure (psi)

€ πD 2 Aeff = 8eD + 8ed (for a single lobe pump) 4

D = diameter of rotor e = eccentricity of rotor € Pd = pump discharge pressure Arod = area of rod Rod Effective Stress The combined loading of torque and axial load on the rod string can be accounted for using Von Mises stress equation. Calculation the torque and axial loads are best performed using software although there are a number of equations and tables that can be used to estimate the forces and calculate the effective stress on the rod. In order to ensure a safety factor an effective stress of less that 7080% of maximum is used.

Effective Stress =

42 ROGTEC

1.6 ×10−5 × Faxial 2 0.1106 × Ttotal2 + π 2 × D4 π 2 × D6 www.rogtecmagazine.com

€

�артнерство на нефтяных промыслах Partnership in the Oilfield Moskau Tomsk Samara Almetyevsk

...�обыча и транспорт высоковязкой нефти ...Production and Transport of light and heavy crude oil...�обыча и транспорт высоковязкой нефти ...Production and Transport of light and heavy crude oil... ...�обыча и транспорт высоковязкой нефти ...

NETZSCH Oilfield Products GmbH Gebrüder-Netzsch-Straße. 19 D-95100 Selb Telefon: +49 9287 75-424 Telefax: +49 9287 75-427 E-mail: info.nop@netzsch.com www.netzsch.com

ДОБЫЧА где HP – мощность в лошадиных силах T – крутящий момент в фут-фунтах Осевая нагрузка Силы, действующие вдоль оси штанги, рассчитываются по формуле:

Faxial = Fpump+ Frods где Действующее напряжение =

€

и

1.6x10-5 x Faxial2 0.1106 x Ttotal2 + π 2 x D 4 π 2 x D6

Fpump= dP × Aeff − Pd × Arod где dP

– перепад давления на насосе, фунт/дюйм2

€

Aeff = 8eD + D e € Pd Arod

πD 2 (для однозаходного насоса) 4

– диаметр ротора – эксцентриситет ротора – давление нагнетания насоса – площадь сечения штанги

Действующее напряжение в штангах (штоке) Комбинация нагрузок, вызванных крутящим моментом и осевой нагрузкой на колонну насосных штанг, рассчитывается при помощи уравнения фон Мизеса для определения напряжений. Расчет крутящего момента и осевых нагрузок наиболее целесообразно выполнять с использованием программных средств, хотя для оценки фактических напряжений в штангах существует ряд уравнений и расчетных таблиц. Для обеспечения надлежащего запаса надежности в расчетах используется величина действующего напряжения менее 70-80% максимального значения. η=

BPD, факт.

BPD/100 об./мин х об./мин/100

Типы штанг Для работы с винтовыми насосами могут применяться обычные насосные штанги для штанговых насосов. Тем не менее, ряд компаний в настоящее время предлагает штоки, проектируемые специально для винтовых насосов. На следующей иллюстрации приведены сравнительные характеристики штока диаметром 1 дюйм (вверху) и штанги для штангового насоса диаметром 1 дюйм (внизу). Приводные штоки обладают следующими преимуществами: » замки меньшего размера (снижение требований к продольной прочности), снижающие износ насосно-

44 ROGTEC

Rod Types Normal sucker pump rods can be used to power the PCP but a number of companies now make Drive rods specifically for a PCP application.

Drive rods have the following advantages: » Smaller coupling (less requirement for axial strength) which reduces tubing wear and flow losses » Smaller upset so more resistant to fatigue » Thread designed for higher torque resistance Correct Make-Up Regardless of the type of rod used the coupling should have higher stress capacity than the body of the rods and yet when rod failures are sustained, they are typically in the coupling rather than the body of the rod. In order to avoid failures of the coupling it is critical to ensure correct makeup of the coupling. The key steps to successful make-up are: 1. Apply manufacturers recommendations (may differ by supplier) 2. The sucker rod specification API RP 11BR is not adequate for PCPs. 3. Ensure the coupling faces and rod shoulders are clean and free of grease.

4. Use the lubricant recommended by the manufacturer.

5. Only lubricate the pin, lightly.

6. Use torque make-up (JAM unit) rather than rotary displacement to ensure correct make-up (Note: if using rotary make up cards, the card will most likely be different from rod pump applications).

7. Every connection (both ends) needs to be subjected to correct make-up procedure and torque.

8.The make-up torque of the rods should be higher than the expected operating torque.

Continuous rod is available (co-rod) which is like coiled tubing only solid. Co- rod only requires a coupling at the top and the bottom of the rod string and so is more suited to deviated wells, causes less tubing wear and eliminates the potential for coupling failures.

Other Concerns Consideration must also be given to the fact that the top of the rotor is moving eccentrically, as such the connection and first 30ft of rod above the rotor needs to be designed to accommodate such movement. It is recommended that a full sized sucker rod be used at exit but at least a pony rod no shorter than 8’.

In directional wells centralisers are often used to centralise the rod string and prevent rod and tubing wear. Spacing of centralisers is based on the profile of the wellbore. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION компрессорных труб и гидравлические потери; » меньшие размеры высаженных концов, повышающие устойчивость к усталостному разрушению металла; » резьба, рассчитанная на более высокие крутящие моменты. Конструкция колонны штанг (штоков) Независимо от конструкции штанг замки должны обладать большей устойчивостью к напряжениям, чем сами штанги (хотя, невзирая на это, разрыв колонн обычно происходит на замках, а не в самих штангах). Во избежание разрыва в замках важно обеспечить правильность затяжки соединений. Основные указания по порядку правильной затяжки соединений приведены ниже: 1. Соблюдение указаний производителя (отличаются для разных поставщиков).

2. Насосные штанги по техническим условиям API RP 11BR не подходят для винтовых насосов.

3. При выполнении соединений следует убедиться в отсутствии грязи и смазки на поверхностях замков и заплечиках штанг.

4. Использование смазочных средств в соответствии с рекомендациями производителя.

5. Нанесение небольшого количества смазки только на стопорной палец.

6. Для обеспечения правильной сборки затяжку следует производить по показаниям крутящего момента (измеритель крутящего момента), а не смещения (примечание: номограммы затяжки по значениям смещения обычно отличаются от номограмм, используемых для штанговых насосов).

7. Все соединения (с обеих сторон) следует выполнять в установленном порядке с соблюдением заданных значений крутящего момента.

8. Крутящий момент при затяжке соединений должен быть больше, чем расчетный крутящий момент при эксплуатации. Выпускаются также цельные беззамковые штоки (corod), аналогичные по принципу применения колтюбингу, но выполненные как цельные штоки, а не как трубы. Цельные беззамковые штоки требуют установки всего двух замков в верхней и нижней точках колонны, что повышает их привлекательность в скважинах с отклонением от вертикали в связи со снижением износа насосно-компрессорных труб и устранения риска разрыва в замках. Прочие соображения Также следует принимать во внимание эксцентриситет движения верхней части ротора, требующий достаточной подвижности штока на участке длиной примерно 30 футов над ротором. В связи с этим рекомендуется применение на выходе насоса штанги полного диаметра в сочетании с укороченной www.rogtecmagazine.com

Drive system The drive system is normally comprised of a drive head, speed reducer and a power source. The function of the drive system is to: » suspend the rod and carry axial loads » deliver torque to the rod » rotate the polished rod at desired RPM » prevent backspin » prevent escape of produced fluid Various drivehead configurations are available that allow the drivehead to be vertically or horizontally. Typical HP is in the range of 10 - 100 HP. Speed reducers are available that facilitate either fixed speed or variable speed drives. Variable speed drives allow for more well inflow uncertainty.

Prime movers can be electric motors, hydraulic motors or internal combustion engines. Electric motors are more efficient but require the wellsite to have electricity, although solar power can be used in some applications.

The required power output of the prime mover can be calculated from:

HP = where : HP € Trod N

1.904 ×10−2 × Trod × N η

= required horsepower = total calculated torque (ft.lbs) = system rotational speed (RPM) = efficiency of drive system

PCP Design The basic procedure for pump design is as follows: 1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Assume a design flowrate (STB/day), watercut, wellhead pressure, pump setting depth and reservoir inflow performance.

Calculate bottomhole flowing pressure for desired flowrate.

Calculate required intake pressure at pump depth.

Calculate pump discharge pressure (wellhead pressure + gravitational pressure loss + frictional loss).

Calculate pump differential pressure and convert to head by dividing by fluid gradient of produced fluid. To this point the design is what is also required for and ESP design when the TDH is calculated.

Examine pump specifications and curves, select appropriate pump to produce desired flowrate with RPM of less than 300 and expected pump differential of approximately 70% of pump maximum.

Calculate required surface torque.

Calculate forces in rod string for expected operating

ROGTEC 45

ДОБЫЧА насосной штангой длиной не менее 8 футов. Кроме того, не рекомендуется устанавливать переводники с уменьшенным проходным сечением на участке длиной 4 фута над насосом (согласно данным компании Weatherford). В скважинах наклонно-направленного бурения для предупреждения износа штанг и НКТ часто применяются центраторы. Шаг установки центраторов определяется в зависимости от профиля искривления ствола скважины. Привод Привод обычно состоит из головки привода, редуктора и движителя. Привод выполняет следующие функции: » подвеска штока и восприятие осевых нагрузок; » передача вращающего момента на ротор; » вращение штока с требуемой частотой; » предупреждение обратного вращения; » предупреждение утечки пластовых флюидов. Существует ряд конструкций головок привода вертикальной или горизонтальной установки. Мощность привода обычно составляет от 10 до 100 л.с. Производимые редукторы обеспечивают возможность эксплуатации с фиксированной или регулируемой частотой вращения. Приводы с регулируемой частотой вращения позволяют эксплуатировать скважины в большем диапазоне изменений дебита. В качестве движителей применяются электродвигатели, гидравлические моторы и двигатели внутреннего сгорания. Электродвигатели отличаются более высоким к.п.д., но требуют наличия источника электроэнергии на месте производства буровых работ (в качестве которого в некоторых случаях могут использоваться солнечные батареи). Требуемая мощность движителя рассчитывается по формуле:

HP =

1.904 ×10 × Trod × N η −2

где : HP – требуемая мощность в лошадиных силах €Trod – суммарный расчетный крутящий момент,

фут-фунт N – частота вращения, об./мин

– к.п.д. привода Проектирование винтовых насосных установок Ниже приведено краткое описание общего порядка проектирования винтовых насосных установок.

46 ROGTEC

conditions, size rod string appropriately to ensure that rod string is adequate for loads (less than 70-80% effective stress).

9. Calculate HP requirement of drive head and bearing rating for axial load.

10. Determine power generation requirement.

Operation, Monitoring and Diagnosis A typical monitoring system will include torque and RPM sensors to measure the mechanical system response.

The majority of PCPs are applied in low cost operating areas and an operator is often reluctant to spend additional capital on equipment for monitoring of the PCP system.

Advanced monitoring systems will include a downhole sensor to measure pump intake and discharge pressures, pump discharge temperature and vibration. A controller can then be used in conjunction with a variable speed drive and remote diagnostic software to optimise well production within the system limits of rpm, torque and pump depth relative to fluid level.

The following table provides a summary of the measurements that can be taken: Surface

Production

Downhole

RPM

Total Rate

Pump Intake pressure

Torque

Water Cut

Pump Discharge Pressure

WHP

Sand Rate

Pump Discharge Temperature

CHP

Pump Intake Temperature

WHT

Vibration

Diluent injection rate

The efficiency is the ratio of the power to lift fluids from approximately the fluid level in the casing divided by the input power to the system.

One simple monitoring process can be the pump efficiency.

The formula is: η=

BPD,actual BPD/100rpm x rpm/100

The simple formula showing what the production is as a % of the no-slip production is a method of estimating if the pump € is too tight or too loose. If the efficiency is over 90% field experience should be monitored to see if pump is too tight to restart or breaks in the pump or rods occur. If the is lower than ~80% then experience may show the pump is set too loose in the shop and after the pump elastomer swells in field operation. It is one way to try to monitor performance without additional instrumentation.

The following graph (figure 1) shows a plot of pump www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

В качестве исходных данных принимается расчетный дебит (барр./сут при нормальных условиях), обводненность, устьевое давление, глубина установки насоса и характеристики притока пластовых флюидов. Рассчитывается динамическое забойное давление при требуемом расчетном дебите. Рассчитывается требуемое входное давление на глубине установки насоса. Рассчитывается давление нагнетания насоса (устьевое давление+ потери, обусловленные массой столба жидкости + потери на трение). Рассчитывается перепад давления на насосе, величина которого пересчитывается в высоту столба жидкости исходя из градиента давлений для пластового флюида. Перечисленные этапы расчета совпадают с расчетом для погружных центробежных насосов, который также требует определения общей расчетной высоты нагнетания. После этого исходя из технических характеристик и кривых эксплуатационных характеристик насоса подбирается насос, обеспечивающий требуемый дебит при частоте вращения менее 300 об./мин и расчетном перепаде давления около 70% от максимального значения для выбранного насоса. После этого рассчитывается требуемый крутящий момент наземного привода. Далее выполняется расчет нагрузок на колонну насосных штанг при проектных условиях

www.rogtecmagazine.com

operating parameters acquired during a PCP start-up.

It can be observed that as pump RPM increases torque, discharge pressure and discharge temperature increase significantly. Conventional wisdom would say higher RPM means higher flow which means greater frictional pressure drop in the tubing resulting in an increased discharged pressure (discharge temperature increases as a result of increased heating in the PCP). However, consideration of the wellhead pressure trend shows that a large proportion of the pressure increase at the pump discharge is due to the increased wellhead pressure (due to increased pressure drop in the horizontal surface pipeline or pressure drop across the surface choke). This plot indicates the importance of considering the hydraulic parameters (pressure) as well as the mechanical measurements (torque and RPM) to understand the response of the system.

Through the use of measured downhole parameters it is possible to determine: » pump performance » fluid loss / slippage » tubing frictional pressure drop » torque due to pump » well inflow information for pump redesign Common operational problems that can be diagnosed using a combination of surface data and measured

ROGTEC 47

ДОБЫЧА эксплуатации, диаметр колонны насосных штанг, обеспечивающий достаточную прочность для расчетных нагрузок (не более 70-80% действительного напряжения).

9. Далее рассчитываются требования к мощности головки привода и характеристики его подшипника с учетом осевой нагрузки.

10. Затем определяется требуемая мощность движителя. Эксплуатация, контроль и диагностика Как правило, в состав системы контроля входят средства для оценки поведения механических компонентов системы за счет контроля крутящего момента и частоты вращения. Большинство винтовых насосных установок эксплуатируется на месторождениях с низкой себестоимостью добычи, в связи с чем операторы не склонных вкладывать дополнительные средства в склонны контроля режима эксплуатации винтовых насосных установок. В состав более сложных систем контроля входят скважинные приборы учета давления на сторонах всасывания и нагнетания, температуры флюида на стороне нагнетания, вибрации. При наличии подобных средств контроля возможно использование логического контроллера в сочетании с приводом с регулируемой частотой вращения и программными средствами дистанционной диагностики, которые позволяют оптимизировать режим отбора при соблюдении заданных граничных значений частоты вращения, крутящего момента и глубины установки насоса по отношению к уровню столба флюида в скважине. Общие сведения о возможных контролируемых параметрах приведены в следующей таблице: Наземные приборы

Отбор

Скважинные приборы

Частота вращения

Общий дебит

Давление на стороне всасывания

Крутящий момент

Обводненность

Давление на стороне нагнетания

Устьевое давление

Содержание песка

Температура на стороне нагнетания

Давление на устье обсадной колонны

Температура на стороне всасыванияобсадной колонны

Устьевая температура

Вибрация

downhole parameters are: » pump wear » excess pump friction (stator swelling) » plugged pump intake » pump off » tubing leak » excessive gas at pump intake » sand loading » parted rods Production Optimisation The key to production optimisation is to reduce the bottomhole pressure (Pwf), create more drawdown (Pr – Pwf ) and allow the well to flow at a higher rate.

Increasing the RPM for a PCP results in reduction of Pwf. Traditional analysis methods have used ‘Echometers’ to infer the fluid level. A more advanced method is to use a downhole pressure sensor and measure the actual pressure. A direct measurement of the pump intake pressure is the most accurate method to determine whether there is an opportunity to produce at higher rates by drawing down the Pwf further (note it is also necessary to monitor casing pressure in conjunction with intake pressure).

Another system used with good success is to use the OGI system with a flow measuring system in the flowline (good for water, perhaps not for heavy viscous oil) and when rates drop, a VSD is signalled to slow the unit. A complete system of control algorithms are available with the system.

No downhole sensors are needed.

A downhole pressure sensor can be used to monitor well pressure when the well is shut in (build-up) and provide an indication of reservoir pressure but downhole sensors are more prone to fail.

Automation Automation provides the best means of optimising production whilst preventing equipment failure. The technology exists to automate the PCP system as follows: Production

Protection

vary RPM to maintain constant Pi

prevent excessive Pd (shut in or low flow)

minimise Pi

prevent pump off (Pi - Pcasing)

Расход подачи реагента

Под коэффициентом полезного действия понимается отношение требуемой мощности для подъема флюида примерно от отметки уровня флюида в обсадной колонне к мощности привода.

prevent wrong rotation (Pd < Pi) prevent excessive Td (gas) sand detection Pd - Pi vs Q over time (wear)

Ниже рассмотрена несложная методика контроля, позволяющая оптимизировать к.п.д. насосной

48 ROGTEC

Prevent rod over-torque

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION установки. В ней используется следующая формула: η=

BPD, факт.

BPD/100 об./мин х об./мин/100

Эта несложная формула позволяет оценить отбор в процентах от отбора в идеальных условиях без учета обратного оттока, а также отклонение параметров натяга насоса от оптимального значения. При к.п.д. более 90% следует организовать контроль параметров эксплуатации для выявления возможного превышения натяга во избежание поломки приводного штока. При к.п.д. менее ~80% не исключено, что требуемый натяг не был обеспечен при сборке насоса и не достигается после разбухания эластомера в процессе эксплуатации. Изложенная выше методика позволяет контролировать эффективность эксплуатации насосной установки без использования дополнительных средств измерения. На следующей иллюстрации (рис. 1) приведен график эксплуатационных параметров винтового насоса, построенный по данным измерений при его пуске. Из приведенного графика видно, что по мере увеличения частоты вращения ротора имеет место значительное увеличение значений крутящего момента, давления нагнетания и температуры на стороне нагнетания. Принято считать, что увеличение частоты вращения ведет к увеличению расхода, что связано с увеличением перепада давлений в насосно-компрессорных трубах, которое ведет к росту давления нагнетания (при этом также имеет место повышение температуры на стороне нагнетания в результате более интенсивного нагрева работающего винтового насоса). Тем не менее, при рассмотрении динамики изменения устьевого давления выясняется, что значительная доля увеличения давления на стороне нагнетания насоса связана с ростом устьевого давления (вызванного увеличением перепада давления в наземных трубопроводах или на дросселе в составе наземного оборудования). Приведенный график подчеркивает важность учета гидравлических параметров (давление) в дополнение к механическим характеристикам (крутящий момент и частота вращения) для оценки поведения системы в целом. Измерение параметров в стволе скважины позволяет определить следующие показатели: » к. п. д. насоса; » потери/обратный отток флюида; » перепад давления за счет трения в насосно- компрессорных трубах; » крутящий момент в результате работы насоса; www.rogtecmagazine.com

Alternative Deployment As an alternative to powering the PCP using a rod string and drivehead it is also possible to use a downhole (ESP) motor to power the PCP. In order to drive the PCP using a downhole motor it is necessary to use a gear reducer (9:1 or 11.5:1) to run the PCP at an acceptable speed (100 to 500 RPM).

This type of system has the following advantages over conventionally deployed PCPs: » Can be set deeper » Better suited to horizontal or directional wells » Reduces frictional pressure drop in the tubing » Eliminates potential for tubing wear Some of these systems are designed such that the PC Pump can be moved and reinstalled using wireline or coil tubing while leaving the motor in the hole.

» данные притока флюида в скважину для использования при пересмотре характеристик насоса. Сочетание данных наземных и внутрискважинных измерений позволяет осуществлять диагностику следующих широко распространенных осложнений: » износ насоса; » повышенное сопротивление трения в насосе (разбухание обоймы); » закупорка всасывающего патрубка насоса; » отток; » утечки в насосно-компрессорных трубах; » высокое содержание газа на стороне всасывания насоса; » пескопроявление; » разрыв колонны штанг. Оптимизация отбора Ключевым условием для оптимизации отбора является снижение забойного давления (Pwf), увеличение депрессии (Pr – Pwf ) обеспечение повышения дебита скважины. Увеличение частоты вращения ротора винтового насоса ведет к снижению величины Pwf. Традиционно для контроля уровня флюида использовались методы эхометрии. Более современные методы предусматривают использование для этой цели внутрискважинных манометров для измерения фактических значений давления. Прямое измерение давления на всасывании насоса является наиболее точным способом оценки возможности повышения дебита за счет дальнейшего увеличения депрессии на пласт

ROGTEC 49

ДОБЫЧА (Pwf) (следует обратить внимание на необходимость контроля давления в обсадной колонне в увязке с давлением на всасывании). Также хорошо зарекомендовала себя методика OGI, предусматривающая замер расходов в выкидной линии (наиболее целесообразна для воды, но, вероятно, мало пригодна для высоковязких тяжелых нефтей) со снижением частоты вращения вала регулируемого привода при снижении расходов. Предлагаемая система содержит полный набор необходимых алгоритмов управления. Для реализации упомянутой системы не требуется установки внутрискважинных датчиков. Также возможно применение внутрискважинных манометров для контроля давления при останове скважины (набор давления) и определения пластового давления, но при этом следует помнить о повышенной вероятности выхода внутрискважинных приборов из строя. Автоматизация Автоматизацию следует считать наиболее целесообразным способом оптимизации отборов и предупреждения выхода оборудования из строя. Существуют технические решения для автоматизации работы винтовых насосных установок по перечисленным ниже показателям.

Варианты технических решений Взамен наземного привода и приводного штока винтового насоса возможна установка внутрискважинного электродвигателя, приводящего в действие ротор винтового насоса. При использовании скважинного двигателя в качестве привода винтового насоса необходимо применять редуктор (передаточное отношение 9:1 или 11,5:1), обеспечивающий приемлемую частоту вращения ротора винтового насоса (100-500 об./ мин). Системы с внутрискважинным двигателем обладают следующими преимуществами по сравнению с обычными винтовыми насосными установками: » возможность увеличения глубины установки; » более высокая пригодность для установки в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах; » снижение перепада давления за счет трения в насосно-компрессорных трубах; » устранение риска износа насосно-компрессорных труб. Некоторые из подобных систем предусматривают возможность подъема и повторной установки винтового насоса на канате или колтюбинге без подъема внутрискважинного двигателя.

изменение частоты вращения вала привода для поддержания постоянного уровня Pi

предупреждение превышения значений Pd (останов или низкий дебит)

уменьшение значения Pi до минимума

предупреждение откачки (Pi - Pcasing) предупреждение неправильного направления вращения (Pd < Pi) предупреждение чрезмерного увеличения значения Td (газ) выявление пескопроявлений Pd - Pi в зависимости от изменений Q во времени (износ) Предупреждение превышения крутящего момента на штоке

50 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 51

УПРАВЛЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЕМ

Нефтегазовым компаниям нужен стандарт сверки запасов для опубликования данных The Need For Standard Reconciliation Disclosure Гарри Дж. Гонзенбах

С

егодня нефтяные компании в различных странах мира выполняют сверку различных публикуемых данных о подтвержденных запасах, потенциальных запасах, ожидаемых чистых запасах, стандартизированной величине дисконтированных ожидаемых чистых запасов, а также многих других данных, позволяющих количественно оценить

52 ROGTEC

Gary J. Gonzenbach

T

oday’s oil companies around the world produce reconciliations on various disclosures such as proved reserves, probable reserves, future net reserves, standardized measure of discounted future net reserves, and many kinds of sensitivities as a means to measuring a company’s performance over time. The reconciliation process consists of attributing the relative importance of www.rogtecmagazine.com

BUSINESS MANAGEMENT результаты деятельности компании за какойто период времени. Процесс сверки сводится к распределению относительной важности изменений, которые повлияли на запасы или стоимость, по таким категориям как технические изменения, повышение нефтеотдачи, приобретения и продажи, экономические параметры и т.д. Результаты сверки дают очень полезные сопоставительные данные о результатах деятельности компании, а также позволяют получить данные, необходимые для представления в различные надзорные органы. Однако достаточно ли надежны эти результаты, чтобы полагаться на них при принятии важных решений? Воспроизводимы ли результаты? Окупают ли они затраченные усилия? В настоящее время сверка представляет собой очень трудоемкий процесс, выполняющийся главным образом вручную, без опоры на единые стандарты. В большинстве случаев нефтяные компании разрабатывают собственные методы сверочного анализа, наиболее соответствующие тем данным и средствам анализа, которые имеются в их распоряжении. Не существует общего единого мнения о том, как следует выполнять сверочные расчеты; также отсутствуют четкие определения значения терминов (таких как, например, «технические изменения»). В различных программных пакетах используются разные подходы к решению данной задачи, при этом получаемые результаты могут разительно отличаться друг от друга. Стандартизированный подход обеспечил бы единообразие отчетных данных и, таким образом, более точную оценку показателей деятельности. Стандартизированный подход к сверке также позволит упростить внедрение методов автоматизации, что в свою очередь приведет к резкому сокращению сроков и трудозатрат, необходимых для выполнения этой операции. Два наиболее распространенных метода расчета результатов сверки Цель сверочного анализа заключается в количественной оценке факторов, повлиявших на запасы или стоимость компании за рассматриваемый период времени, и определение относительной важности этих факторов. Например: что в большей степени повлияло на стоимость компании за прошлый год: изменение цен, эксплуатационные затраты или параметры эксплуатации коллектора? Насколько важны эти факторы и были ли какие-либо другие факторы, которые оказали существенное воздействие? Существует два широко применяемых метода определения влияния этих факторов. В рамках настоящей работы я называю их «регистрацией приращения» и «выделением факторов чувствительности». www.rogtecmagazine.com

change that has impacted reserves or value to different categories like technical revisions, improved recovery, purchase and sales, economic parameters, and many others. Reconciliations provide very useful benchmark information on a company’s performance, as well as the required disclosures to various regulatory agencies.

However, are the results good enough to rely on for important decision making? Are the results repeatable?

Are they worth the effort?

Currently, reconciliations are a very time consuming and a predominantly manual process that lacks consistent standardization. For the most part, oil companies construct in-house methodology for producing reconciliation analysis that is the most expedient for the data and the tools they have on hand. There is no global consensus on how to perform reconciliation calculations nor is there a clear definition of what the terms (such as “Technical Revisions”) really mean. Various software solutions have taken different approaches to solving this problem, but they can yield dramatically different results.

A standardized approach would lead to consistency in the values reported, thus providing a more useful measure of performance. A standardized approach to reconciliations further opens the door for automation, which greatly reduces the time and manpower needed for this task.

Two Predominant Methods of Calculating Reconciliation Results The goal of a reconciliation analysis is to quantify those factors that have impacted company reserves or value over a given time period and determine the relative importance of those factors. For example: Over the last year, was it changes in price, operating costs, or reservoir performance that most impacted the company’s present worth? To what degree were these factors important and were there any other factors that had significant impact?

There are two widely used methods for determining the impact of these change factors. For discussion purposes, I call them Incremental Logging and Isolation Sensitivities. Incremental Logging has most likely been around the longest and has lended itself to the highest degree of automation. It is very simple and consists of tracking the change to the bottom line, also known as the Reconciliation Basis, every time any kind of change is performed on a company evaluation. An example of this would be tracking the resulting positive or negative change in present worth when the oil price in a given field was changed. Subsequent to that, a change in reservoir performance prediction yields a further positive or negative change to company present worth at the end of the year. Similarly, the resulting change to Net BOE from recalculated economic limits could be tracked with each change to price or reservoir performance. The main problem with Incremental Logging is that the results are order-biased. This method does a poor job of separating

ROGTEC 53

УПРАВЛЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЕМ Метод регистрации приращения, по-видимому, начал применяться первым и в наибольшей степени автоматизирован. Он очень прост и сводится к измерению изменения по сравнению с исходным уровнем, именуемым также базой сверки, при любом изменении в оценке компании. В качестве примера можно привести измерение результирующих положительных или отрицательных изменений в текущей стоимости компании при изменении цены на нефть на каком-либо месторождении. После этого изменения прогнозируемых эксплуатационных параметров коллектора дают дальнейшее положительное или изменение в стоимости компании на конец года. Аналогичным образом, при каждом изменении цен или эксплуатационных параметров коллектора можно рассчитывать соответствующие изменения чистых запасов нефтяного эквивалента

the components of price and reservoir. When the initial change to price is tracked, the result is a change due only to Price. But when the second (or third, or any other factor is tracked), the result is due to the sum of all changes made to that point, not just the individual factor. Thus, the relative impact of a change is biased according to the order it was tracked. Using this method yields consistent results only if the types of changes (price, opcosts, projections) are made in the exact same order each time.

The second method of determining the impact of change factors is called Isolation Sensitivities. This method employs pulling a variable out of one revision and substituting it into the other. Then, the economic and reservoir forecasts are recalculated and compared against the original. The flowchart below illustrates a single Isolation Sensitivity on some economic factors;

Все прочие данные All Other Data

Первоначальная редакция файла данных за 1 января 2007 г.

Initial Revision Jan 1, 2007 Data File

Промежуточный файл данных Interim Data File

Все прочие данные All Other Data

Цены, приращения, энергетические факторы (БТЕ или ГДж), экспл. затраты, налоги на продукцию, роялти Prices, Differentials, Energy Factors (BTU or GJ), Op Costs, Prod Taxes, Royalties

вычесть Subtract

Итоговая редакция файла данных за 31 декабря 2007 г.

Final Revision Dec 31, 2007 Data File

Первоначальная редакция файла данных за 1 января 2007 г.

Initial Revision Jan 1, 2007 Data File

Цены, приращения, энергетические факторы (БТЕ или ГДж), экспл. затраты, налоги на продукцию, роялти Prices, Differentials, Energy Factors (BTU or GJ), Op Costs, Prod Taxes, Royalties

Разница, обусловленная экономическими факторами Difference due to Economic Factors

В промежуточном файле данных должны содержаться пересчитанные экономические ограничения по каждому параметру!

The Interim Data File should have recalculated economic limits for each property!

с учетом скорректированных экономических ограничений. Основной недостаток метода регистрации приращения заключается в том, что на результаты оказывает влияние порядок расчета. Данный метод плохо подходит для разделения ценовых факторов и геологических факторов. При первоначальной регистрации изменения цен результатом является изменение, вызванное

54 ROGTEC

Isolation Sensitivities do not rely on tracking the changes as they are made in real time like the Incremental Logging method does. They only rely on the state of the reserves or cash flow evaluation at the beginning of the reconciliation period and at the end of the reconciliation period.

Because of this, there is no bias associated with the order in which the calculations are run and consistent results can be expected. www.rogtecmagazine.com

BUSINESS MANAGEMENT исключительно изменением цены. Однако при Interrelated Change учете второго фактора (а также третьего и любого The inherent problem with both of these methods is that последующего), результирующее изменение вызвано they cannot deal adequately with the change in value суммой всех изменений, произошедших на данный or reserves that is associated with multiple interrelated момент, а не какого-то отдельного фактора. Таким change factors. When a reservoir forecast is increased образом, относительное воздействие изменения to yield a higher volume, and then the prices are also варьирует в зависимости от порядка его учета. Данный changed, the sum of the impact of both changes is less метод дает единообразные результаты только в том than what the total change ends up being. There is an случае, когда изменения определенного типа (цены, amount of change due to the increased price that acts эксплуатационные затраты, прогнозы) каждый раз not only on the original volume, but on the changed учитываются в одном и том же порядке. volume as well. Incremental Logging lumps all the

interrelated change to that point into whatever change Второй метод определения воздействия факторов is being tracked at the time. Isolation Sensitivities do a изменения называется методом выделения факторов good job of separating each individual change and its чувствительности. В этом методе переменная берется associated impact, but, when you sum all the individual из набора данных за один период и подставляется changes they do not equal the total amount of net в набор данных за другой период. После этого change. The following illustration shows the Interrelated экономические параметры и параметры коллектора change (c) that is ignored with Isolation Sensitivities. пересчитываются и сравниваются Цены Prices с полученными первоначально. Изменения, Выделение одного вызванные Исходный баланс (i) исключительно фактора чувствительности ростом цен (а) показано на следующей Starting Balance (i) Change due only to схеме на примере increased prices (a) нескольких экономических параметров. Прогнозируемые В отличие от объемы метода регистрации приращений, метод Projection Volumes выделения факторов чувствительности опирается не на оценку изменений по мере их возникновения, а на состояние запасов или расчет движения денежных средств в начале и в конце периода сверки. Поэтому порядок выполнения вычислений не оказывает влияния на конечный результат, т.е. при использовании данного метода можно ожидать единообразных результатов.

Изменения, вызванные исключительно увеличением прогнозируемых объемов (b) Change due only to increased projection volume (b)

Взаимосвязанные изменения Непреодолимым недостатком обоих методов является невозможность адекватной оценки изменения стоимости или запасов, вызванного несколькими взаимосвязанными факторами. Когда прогнозируемые запасы в коллекторе увеличиваются и дают больший объем добычи, после чего цены также меняются, сумма воздействий обоих этих факторов будет меньше, чем суммарное итоговое изменение. Увеличение цены распространяется не только на первоначальный объем, но также и на приращение объема. Метод регистрации приращений объединяет взаимосвязанные изменения, произошедшие на данный момент, в одну величину. Метод выделения факторов чувствительности хорошо подходит для разделения изменений и их воздействия, www.rogtecmagazine.com

Взаимосвязанные изменения (c) Итоговый баланс (ii) Interrelated change (c) Ending Balance (ii)

Isolation Sensitivities and a Standard Method for Distributing Interrelated Change A method that would yield consistent and reproducible results would most likely be one utilizing Isolation Sensitivities and a defined procedure for distributing the interrelated change to its components.

Such a method would eliminate any order based bias, and it could be defined to the degree that different companies would be able to reproduce consistent results even if those results were generated by different software applications or in-house procedures. A simple direct apportionment can be used to distribute the interrelated Change as shown in the following example: Weighted Price Change =

Price Run Sum of all Runs

X Total Change

In this manner, the value of change associated with each factor is inflated or deflated in a proportionate amount so that the sum of all individual changes equals the total net change.

ROGTEC 55

УПРАВЛЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЕМ однако при суммировании всех отдельных изменений результат отличается от общей величины итогового изменения. На следующей схеме иллюстрируются взаимосвязанные изменения (c), которые игнорируются при применении метода выделения факторов чувствительности. Метод выделения факторов чувствительности и стандартный метод распределения взаимосвязанных изменений Единообразные и воспроизводимые результаты, скорее всего, будут получены при сочетании метода выделения факторов чувствительности с определенной процедурой распределения взаимосвязанных изменений по компонентам. Такой усложненный метод позволит устранить влияние порядка расчета. Кроме того, он может быть достаточно четко определен, чтобы позволить разным компаниям воспроизводить единообразные результаты, даже если эти результаты были получены с применением других программных приложений или собственных методик. Для распределения взаимосвязанных изменений можно применить простое прямое пропорциональное распределение, как показано в следующем примере: Взвешенное изменение цены

=

Вклад цены Сумма всех вкладов

Gary J. Gonzenbach is President and Chief Technology Officer of TRC Consultants, L.C. PHD Precise™ is an international trademark of the PHDWin™ product suite owned and operated by TRC Consultants. Russian contact information for TRC is 8 + 10 +1-877-2363150, or by email at support-ru@phdprecise.com.

X Общее изменение

Таким образом, величина изменения, связанная с каждым из факторов, увеличивается или уменьшается пропорционально, так что сумма всех отдельных изменений равна общему итоговому изменению. Заключение Одной из особенностей выполнения сверочного анализа в нефтегазовой отрасли в наше время является применение нескольких различных методов даже внутри одной компании. Если интуиция ученых и инженеров подсказывает им, что результаты не соответствуют действительности, сверочные расчеты выполняются в другом порядке, или другим методом, пока не будет получен результат, который представляется правильным с точки зрения учета факторов, оказавших максимальное влияние на изменение состояния запасов компании. Такой подход к количественной оценке деятельности компании за период времени не отличается ни эффективностью, ни объективностью. Он также может вводить в заблуждение, когда при распространении результатов сверки не указывается метод получения данных результатов. Стандартизация методов сверки может помочь предприятиям отрасли представлять основные данные по компаниям гораздо более эффективным и информативным способом.

56 ROGTEC

Conclusion One of the realities in performing Reconciliation analysis for Oil and Gas companies today is that various methods are very often used within the same company just to get the job done. If the results are intuitively adverse to what the engineers or scientists know to be true, reconciliation calculations can be run in a different order or method until arriving at a solution that “feels” right with regard to what factors have the greatest impact on the changing status of the corporate reserves. This is neither an efficient nor unbiased way to measure a company’s performance over time. It also can be unavoidably misleading to disclose reconciliation information when the method for arriving at those reports is undefined. Standardization of reconciliation methods can help the industry provide corporate benchmarks in a much more efficient manner and better communicate those findings.

Примечание. Настоящий реферат составлен по 40-страничному документу, озаглавленному «Стандартизированный порядок и метод расчетов для сверки запасов», который лег в основу короткого доклада на ежегодном совещании Общества инженеров по оценке запасов нефти и газа (SPEE) в 2008 г. В нем представлено мнение автора по данному вопросу. Гарри Дж. Гонзенбах – президент и технический директор компании TRC Consultants. PHD PreciseTМ – международная торговая марка программного пакета PHDWinTМ, являющегося собственностью и применяемого компанией TRC Consultants. Информацию на русском языке можно получить по телефону компании TRC: 8 + 10 +1-877-236-3150, или по электронной почте: support-ru@phdprecise.com

www.rogtecmagazine.com

BUSINESS MANAGEMENT

Устали от аварий и простоев?

Самые актуальные технические статьи, интервью с руководителями высшего и среднего звена нефтегазовых и сервисных компаний, а также примеры успешного применения новейших технологий и методик для решения сложных производственных задач. Вы снова на коне!

ROGTEC выбор отраслевых специалистов! www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА

Вопросы сертификации и обеспечения качества в России и странах бывшего СССР: компания ROGTEC – диалог с лидерами рынка The Importance of Certification and Quality Assurance in Russia and the FSU: ROGTEC Talks to the Market Leaders

Константин Тимошечкин, руководитель департамента сертификации систем и услуг в Восточной Европе, компания SGS Konstantin Timoshechkin, Head of SGS Systems & Services Certification in Eastern Europe

Крис Ренвик, менеджер по вопросам международного развития и генеральный директор компании Lloyd’s Register Kazakhstan LLP Chris Renwick, International Development Manager and General Director of Lloyd’s Register Kazakhstan LLP

1. Вопросы контроля качества, экспертизы и сертификации продукции является жизненно важными аспектами деятельности любой компании, относятся к компетенции высшего руководства и обязательны для исполнения на всех уровнях организационной структуры. На каком уровне принимаются решения и утверждаются документы, относящиеся к вопросам качества, в организациях в России и Каспийском регионе? Каким образом решаются проблемы, связанные с качеством, в вашей организации? В какой степени решение этих проблем позволяет улучшить деятельность компании?

1. Quality management, assessment and certification programs are vitally important to be championed and driven by top management down through the organizations. What are the general levels of acceptance and adoption by senior management in Russia and the Caspian? How are any problems to this overcome by your organization? How can they provide real benefits to the organisation?

Константин Тимошечкин: Внедрение системы контроля качества с последующей сертификацией не может быть начато без утверждения высшего руководства. Тем не менее, после того как процесс начат, во многих случаях вопросами управления качеством и реализацией программы сертификации занимается менеджер по вопросам качества при незначительной поддержке со стороны генерального директора. Положительный момент заключается в том, что через некоторое время отношение к вопросам

58 ROGTEC

Konstantin Timoshechkin: Implementation of a quality management system and its further certification cannot be initiated without top management endorsement. However, once launched, in many cases the quality management and certification program tend, in fact, to be fully the responsibility of a Quality Manager without much support from CEO. But the good thing is that, as a rule, after a while we acknowledge a transformation in mentality of both line personnel and managers. Normally, within 1 year after the program was launched people are getting used to the new system and realize the advantages it has given to each staff member, e.g. clear distribution of tasks and responsibilities in the organization. Facing the real effect of a QMS on business performance, its impact on the www.rogtecmagazine.com

RISK ASSESSMENT качества, как правило, начинает меняться как со стороны рядовых сотрудников, так и со стороны их непосредственных руководителей. Обычно через год после внедрения программы люди привыкают к новой системе и начинают осознавать преимущества, которые получает каждый сотрудник, как например, четкое распределение обязанностей и разграничение ответственности в рамках организационной структуры. Наблюдая практический эффект воздействия системы управления качеством на выполнение повседневных обязанностей сотрудниками компании и вклад в процесс принятия решений, высшее руководство начинает уделять больше внимания данному вопросу. Это внимание становится решающим фактором в деле успешного внедрения программы и ее последующего исполнения, поскольку сопротивление переменам является естественной реакцией на действия, которые изменяют положение вещей, к которому люди привыкли в ходе повседневного выполнения служебных обязанностей. Скорость, с которой в организации осуществляются перемены, непосредственно зависит от руководства. Непосредственной обязанностью высшего руководства является указание правильного направления развития, мотивация сотрудников и нейтрализация неизбежно формирующейся оппозиции. На предприятиях нефтяной и газовой индустрии мы встречаемся с достаточно высоким уровнем понимания необходимости сертификации по сравнению с предприятиями других отраслей промышленности, что связано с наличием производственного риска и экспортированием значительной доли конечного продукта, в связи с чем многие предприятия нефтяной и газовой промышленности сертифицированы в соответствии с требованиями стандартов ISO 14001 и OHSAS 18000. Тем не менее, общая ситуация с отношением высшего руководства к программам по управлению качеством вписывается в общие тенденции рынка, как это уже было сказано выше. Такое отношение постепенно меняется. Частично благодаря учебным программам, которые компания SGS в течение последних нескольких лет периодически реализует в Москве и других городах региона. Более того, при проведении сертификаций или аудитов, мы прилагаем максимум усилий для глубокого вовлечения высшего руководства в процесс. Даже если в некоторых случаях основной целью компании является получение сертификата исключительно в целях улучшения общественного мнения, мы считаем своей основной задачей помочь региональным руководителям понять фактические преимущества внедрения системы управления качеством и это, в конечном счете, меняет отношение к проблеме. www.rogtecmagazine.com

daily work of personnel and its contribution to the decision making process top management starts paying more attention to the subject in question. And this attention is crucial for the success of the program’s implementation and its further maintenance, since resistance to change is a natural response to changes that confront our usual way of doing things. The speed of adoption of the changes by an organization directly depends on the leadership. It is top management’s responsibility to indicate the right direction, to motivate and also to neutralize the inevitable opposition.

Within the regional oil & gas sector, we face quite a high level of understanding of the significance of system certification compared with other industries, which is due to a large extent to their high risk exposure and export orientation, and many players within oil & gas are certified according to ISO 14001 and OHSAS 18000. Nevertheless, the overall situation with top management attitude towards quality management programs fits into the general market trends as described above. This attitude is gradually changing. Partly, this is due to the public training activities that SGS in particular has been performing regularly for the last few years in Moscow and other locations all over the region. Moreover, while conducting certification and surveillance audits we put maximum efforts into involving top management deeply into the process. Even if sometimes initially the company’s primary objective consists of just obtaining a certificate for PR purposes, we consider it as one of our key tasks to help regional leaders to realise the true benefits of a quality management system implementation, and it does result in mentality change.

Chris Renwick: Nowadays senior management increasingly realise that development and implementation of management systems will bring benefits to their business if they do it correctly. That is why many companies strive to receive not just a certificate on the wall but to establish a strong system with defined processes and responsibilities for their organisation.

Top management of companies which operated in the Soviet Union era can face some difficulties in adoption and adaptation related to effectively delivering the management system’s idea to their employees. Not only middle management but all employees can have important input to delivering value from the management system, but they may see it as an additional burden. Senior management then face the challenge of looking for ways that they can demonstrate how it will benefit the workforce to help gain their support and creative input. We do not see this as a major issue and we find that this can be resolved by actively involving staff at all levels from senior management down in appropriate management systems’ training and practical tasks to encourage ownership at all levels, Most of the senior managers we speak to are interested in management systems as they understand the benefits

ROGTEC 59

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА Крис Ренвик: В настоящее время высшее руководство компаний все больше и больше осознает, что разработка и внедрение систем управления, при должной организации работ, позволит улучшить деятельность компании. Поэтому многие компании стремятся не просто получить сертификат в качестве украшения кабинета, а создать для своей организации надежную систему с четким разграничением обязанностей и ответственности. Высшее руководство компаний, которые функционировали в советскую эпоху, могут сталкиваться с некоторыми трудностями в ходе адаптации к новым условиям, пытаясь довести до работников идеи, связанные с внедрением систем управления. Руководящий персонал промежуточного звена и все остальные работники компании могут внести значительный вклад в создание и внедрение систем управления, однако они могут рассматривать это как дополнительную нагрузку. Таким образом, высшее руководство сталкивается с проблемой поиска путей демонстрации преимуществ, которые наличие систем управления дает работникам компании, чтобы заручится их поддержкой и творческой инициативой. Мы не считаем это серьезной проблемой и понимаем, что вопрос может быть решен путем активного вовлечения персонала на всех уровнях от высшего руководства до рядовых работников путем организации соответствующих курсов подготовки по системам управления и привлечения к решению практических задач для стимулирования поддержки на всех уровнях. Большинство высших руководителей, с которыми нам пришлось побеседовать, выразили интерес к системам управления, поскольку понимают преимущества их внедрения, а именно: четкое определение и разграничение процессов, обязанностей и ответственности; четкое понимание стратегии компании, миссии, требований и целей; применение эффективных методов работы в соответствии с требованиями заказчиков и повышение качества услуг и производства, за счет выполнения анализа и реализации превентивных и корректирующих мероприятий; снижение количества отказов и дефектов.

2. Недавно крупная международная компания значительно сократила объем проводимых проверок качества, что привело к трагическим последствиям в некоторых областях её деятельности. Каково отношение к проведению подобных проверок и выполнению оценок качества в бывших республиках Советского Союза? Каким образом планируется

60 ROGTEC

such as: Defined and established processes, roles & responsibilities; Clear picture for all of the company strategy, mission, policy and objectives; Best practices to satisfy customers and improve the quality of services/ production cycle through analysis and preventive/corrective actions; decreasing the number of rejections and deficiencies.

2. Recently a major international operator was found to have cut back on their inspection practices with tragic consequences within several sections of their operations.

What is the attitude to inspection and assessments in the FSU? How could these be improved further?

Konstantin Timoshechkin: Reactive inspection practice still prevails over pro-active behaviour. However, there are more and more cases when we get the order to perform a preventive inspection for certain reasons. Firstly, there is a new generation of managers that graduated from European or American Business School and have a Western experience of using inspection services regularly and not ad hoc. Secondly, once the operator confronted the problem related to lack of preventive inspection, he would most probably tend to avoid such problems in the future by allocating costs on inspection activities in his budget.

To cite an example, after one of our clients found himself with equipment purchased from China that didn’t comply he has not placed any order without involving SGS as a third party inspector ever since. Thirdly, obviously our sales process contains an educational element. We teach clients on what are the risk management tools, on what could be outsourced, on the economic benefits of inspection services, on what can be assessed and which parameters to control.

Chris Renwick: Inspection and assessment is often closely monitored and many certificates can be requried to get and maintain a permit to operate. The issue is not the willingness or the quality of the inspections it is the appropriateness of them. For the oil industry the Piper Alpha disaster was a wake up call. The process and practices were examined in detail and found wanting in a number of key areas. One of the biggest issues was the fact that the prescriptive approach failed to properly address the risks involved. The result was a move to a risk-based approach where the operator had to provide evidence that the inspections and assessments and other risk control mechanisms were appropriate for the hazards concerned. Increasing the adoption of such hard learned lessons will help to improve the value of inspection and assessments in the FSU. 3. The FSU, traditionally, had the attitude of “if it is not broken don’t touch it”, towards quality and assessment, how is this changing?

Konstantin Timoshechkin : Such attitude has been gradually changing - see answers to Q. 2 www.rogtecmagazine.com

RISK ASSESSMENT улучшить это направление деятельности в будущем? Константин Тимошечкин: Практика проведения проверок после выявления недостатков все еще превалирует над практикой упреждающих проверок. Тем не менее, мы получаем все больше и больше запросов на проведение упреждающих проверок по определенным причинам. Во-первых, появилось новое поколение руководителей, получивших образование в европейских и американских школах бизнеса и имеющих опыт работы в западных компаниях, в которых проверки качества осуществляются на регулярной основе, а не в особых случаях. Во-вторых, как только оператор сталкивается с проблемой, связанной с недостаточными превентивными проверками, то он, скорее всего, постарается избежать повторения этой проблемы в будущем за счет выделения средств из бюджета на проведение упреждающих проверок. Например, после того как один из наших заказчиков обнаружил, что закупленное в Китае оборудование не соответствует требованиям качества, ни один из последующих заказов не был сделан без привлечения компании SGS в качестве независимого эксперта. В-третьих, очевидно, что наш процесс продаж включает образовательный элемент. Мы учим заказчиков использовать инструменты

Chris Renwick: With the increasing adoption of international business practices and the easing of trade barriers there is a growing appreciation that process improvement can provide significant benefit to the organisation, its clients and the community, from improved revenues for the company and improved products for the clients to better operational safety and environmental compliance that will benefit the wider community. The situation will not change overnight but with improved access to investment many industries in the FSU are now more able to make such changes which can only be good news for all concerned.

4. Russia often employs its own certification standards, a) how to these differ to EU standards b) What effect do they have on companies entering the market? c) or Russian companies exporting?

Konstantin Timoshechkin: When we talk about product certification in oil & gas, we do face various discrepancies between standards employed in Russia and in the EU. For example, Russian steel classification principles do not match the European ones. In Russia, so far standards to be used for Q&Q assessment in LNG sector simply do not exist, which causes serious problems for the market players. Testing methods for oil products in Russian and the EU differ. And the list of examples could be prolonged.

The fact that Russia has not signed Mutual Recognition

Специалисты по Защите от Падений

Проверено на практике. Утверждено к использованию для обеспечения безопасности работ. Компания Capital Safety, всемирный лидер в области изготовления средств защиты от падений, предлагает специальные устройства, предназначенные для использования в нефтегазовой отрасли: от предприятий разведки и добычи (буровые установки, суда обеспечения, платформы и т. д.) до сектора переработки и сбыта продукции (транспортировка, переработка). Предлагая свою продукцию под наиболее известными торговыми марками DBI-SALA и Protecta, компания Capital Safety уже более 50 лет занимает передовые позиции в сфере инновационных решений по защите от падений, позволяющих обеспечить безопасность персонала и уверенность работодателей в том, что они предоставляют своим сотрудникам самые лучшие средства защиты. Широкий перечень курсов подготовки • Помощь в решении технических вопросов • Обслуживание заказчиков и ремонт аппаратов Capital Safety Group EMEA Тел. : +33 (0)4 97 10 00 10 • Факс : +33 (0)4 93 08 79 70 www.capitalsafety.com • oilandgas@capitalsafety.com

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА для управления рисками, консультируем по вопросам аутсорсинга, указываем на экономические преимущества от проведения инспекций, объясняем, какие показатели подлежат оценке и какие параметры следует контролировать. Крис Ренвик: Проведение инспекций и выполнение оценки качества зачастую тщательно контролируется, а для того, чтобы получить и сохранить разрешение на тот или иной вид деятельности необходимо получить множество сертификатов. Проблема заключается не в готовности проводить инспекции или в их качестве, а в проведении соответствующих по направлению и времени инспекций. Для нефтяной промышленности пожар на платформе Piper Alpha явился сигналом к пробуждению. Технологический процесс и практика выполнения операций были тщательно пересмотрены и признаны несоответствующими во многих ключевых областях. Одной из главных проблем стало то, что директивный подход оказался несостоятельным в части выявления рисков. Результатом этого стал переход к решению проблем с учетом рисков. В обязанности оператора включено предоставление подтверждения того, что инспекции и оценки, а также другие мероприятия по управлению рисками, выполнены с учетом конкретной опасности. Всевозрастающее осознание необходимости применения опыта, полученного в результате подобных трагедий, позволит повысить ценность инспекций и оценок, проводимых в странах бывшего СССР.

3. настоящее время? Константин Тимошечкин : Отношение постепенно меняется – см. ответ на вопрос 2 Крис Ренвик: В ходе все более широкого распространения международных норм ведения деловых операций и ослабления торговых барьеров наблюдается всевозрастающее признание того, что совершенствование процессов производства и управления позволит получить значительные преимущества, как для компании, так и для заказчиков и местных жителей за счет повышения доходов компании, повышения качества продукции для заказчиков, повышения степени производственной безопасности и соответствие экологическим требованиям, на благо местного сообщества. Ситуация не может измениться в одночасье, но с появлением дополнительных возможностей для инвестиций, многие отрасли промышленности в странах бывшего СССР могут себе позволить подобные перемены, что является хорошим знаком для всех заинтересованных сторон.

62 ROGTEC

Agreement with any of the recognised European accreditation bodies is the reason why producers have to test their products more than once and cannot use one single test report for certification in an export market.

The other consequence of the discrepancies in standardization for both exporters and importers can be that in some cases design of certain equipment has to be altered to comply with foreign standards or safety rules.

Chris Renwick: In considering how they differ we should consider not just if they are different but we must also ask ourselves if the differences really matter. The fundamental issue is does an FSU standard and an equivalent EU standard both provide an acceptable level of safety? If the answer is yes then is it a real issue?

In reality the issue may be more one of needing a certificate of compliance with the standard rather than any consideration of equivalent safety etc. It is this that can have the biggest effect on companies entering the market where they are asked to provide for additional testing and approval prior to importing the equipment. The result can be increased costs and difficulty in competing in the local market. The good news is that there are a steadily increasing number of international standards that are recognised, adopted or harmonised in the FSU states so barriers are coming down, albeit not as fast as some may want. For FSU companies exporting they are normally free to adopt whatever standards they like for export production so provided they can manufacture and obtain certification to the required EU standards then the export market is open to them.

5. How can assessment and conformity programs aid an organisations performance?

Konstantin Timoshechkin : One of the good examples is the help that such programs provide in terms of supplier management. Procedures established as a result of a QMS implementation and auditing programs (either outsourced or conducted by internal staff) are the effective tools to select an organisation’s suppliers and to further monitor their performance. Taking in mind that mutually beneficial supplier relationships is one of the eight key quality management principles, these programs directly boost the organisation’s performance.

Chris Renwick: The evolution of the global marketplace has made customers and regulators increasingly dependent not only on standards but also on the methods used to ensure that products comply with the requirements of those standards such as conformity assessment. Therefore conformity assessment programs form a vital link between standards (which define the necessary characteristics or requirements) and the products themselves. The choice of the most appropriate assessment processes can have www.rogtecmagazine.com

RISK ASSESSMENT 4. В России часто применяются собственные стандарты сертификации: а) в чем заключается отличие российских стандартов от стандартов, принятых в Европейском союзе; б) каким образом эти стандарты влияют на появление новых компаний на рынке; в) оказывают ли они влияние на экспортные операции российских компаний? Константин Тимошечкин: Когда мы говорим о необходимости сертификации продукции в нефтяной и газовой промышленности, мы постоянно сталкиваемся с различными расхождениями между стандартами, применяемыми в России и Европейском союзе. Например, применяемая в России классификация марок стали, не соответствует европейской классификации. До настоящего времени в России отсутствуют стандарты для оценки количественных и качественных показателей на предприятиях СПГ, что создает серьёзные трудности для остальных участников рынка. В России и в европейских странах применяется разная методика испытаний нефтепродуктов. Перечень примеров может быть продолжен. Причина, по которой производителям приходится по нескольку раз испытывать свои изделия, и по которой они не могут использовать для

a significant effect on the confidence and reliance of the organisations’ operations activities.

Conformity assessment can verify that a particular product meets a given level of quality or safety. The organisation will receive explicit (and implicit) information about the product’s characteristics, the consistency of those characteristics or the performance of the product. Assessment can also increase a customer’s confidence in a product, providing the information about product’s safety and suitability.

Using the results from the assessment the organization can develop and implement strategies which can improve its operations and will help develop closer cooperation with partners and customers.

6. Are the regional companies looking at the ISO 9000 and 14000 series as practical solutions to improving their quality and environmental practices?

Konstantin Timoshechkin: The answer is yes for both but not equal yes. With ISO 9001, Russian companies do not realize the standard’s benefits immediately, whereas the ISO 14001 is much clearer since it gives direct economic effect one can feel straight away as a result of

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА сертификации на экспортном рынке унифицированные отчеты, заключается в том, что Россия не подписала Соглашение о взаимном признании ни с одной из известных европейских организаций по вопросам аккредитации. Другого рода последствие расхождений в вопросах стандартизации, как для экспортеров, так и для импортеров, заключается в том, что в некоторых случаях в проектную документацию на определенные виды оборудования приходится вносить изменения для обеспечения соответствия зарубежным стандартам и требованиям техники безопасности. Крис Ренвик: Рассматривая различия между стандартами сертификации, следует не просто задаться вопросом, в чем заключаются эти различия, но и разобраться, насколько эти различия важны. Главным является вопрос, обеспечивают ли стандарты, принятые в странах бывшего СССР и в Европейском союзе, одинаковый уровень безопасности? Если ответить на этот вопрос положительно, то в чем же тогда заключается проблема? В действительности проблема может заключаться даже больше в необходимости получения сертификата соответствия стандартам, чем в обеспечении эквивалентной степени безопасности. Если вопрос заключается в этом, то это может в большой степени сказаться на компаниях, занимающих места на рынке, когда их попросят провести дополнительные испытания и получить дополнительные утверждения, прежде чем импортировать их продукцию. Результатом этого может стать увеличение стоимости и снижение конкурентоспособности на региональном рынке. Положительным является тот факт, что все больше и больше международных стандартов признается, принимается и приводится в соответствие с местными требованиями в странах бывшего СССР, в результате чего рушатся барьеры, хотя и не так быстро как хотелось бы некоторым. Компании-экспортеры стран бывшего СССР обычно не ограничены в выборе стандартов для экспорта собственной продукции и, таким образом, они могут производить и сертифицировать продукцию в соответствии с требованиями ЕС и свободно выходить на экспортный рынок.

5. Каким образом программы по оценке и определению соответствия качества повышают производительность компании? (привести примеры) Константин Тимошечкин: Одним из хороших примеров является помощь, которую подобные программы оказывают в управлении снабжением. Порядок, установленный в результате внедрения систем управления качеством (осуществленного сторонней организацией или выполненного собственными силами), представляет собой эффективный инструмент для выбора поставщиков и последующего контроля

64 ROGTEC

the implementation: reduction in energy consumption, cost-saving thanks to waste management, decrease of penalties for non-compliance with environmental legal requirements etc.

Chris Renwick: From what we can see our local regional companies intend to develop and implement management systems based on ISO9001 and 14001 elements to improve their processes, improve quality to satisfy customers and meet social expectations of good environmental practices. They understand that implementation is beneficial as it will help them understand the strengths and weaknesses of current practices. We see companies are moving easily into ISO 9001 & 14001 because they were already doing many of the things it requires. There is often a keen interest to look first at the existing approach, the business and financial implications of any weaknesses and how a management system according to ISO 9001 & 14000 could add value though improving what they are currently doing. Dependant on the region there may be government programs which support companies interested in ISO 9001 & 14000. This sort of positive support is helping drive the success of ISO 9001 & 14000 adoption 7. How effective are environmental standards at improving the situation in the region? How closely are they adhered to?

Konstantin Timoshechkin: Environmental risks are evidently high in upstream since equipment is getting worn out and the area that should be monitored with regard to leakage and contamination is vast. Implementation of the ISO 14001 helps indeed to improve the situation by raising environmental awareness and social responsibility of O&G operators.

Chris Renwick: Governments are improving the legislation and publishing new regulations for the protection of the environment. The issue then becomes one of understanding and effective implementation. The challenge for the regulators is to provide a consistent and workable implementation so that the business community can put in place the requried plans and processes to achieve compliance. The more practical the implementation the better the compliance will be. There appears to be general willingness to adopt the standards but clearly the industries want to see the implementation done in a way that supports environmental improvement and not used simply for punitive measures.

8. Within risk assessment, what are the key risks and operations for operators to study? How do they impact on performance?

Chris Renwick: The source of risk is 50% asset integrity and 50% organizational integrity. The following two www.rogtecmagazine.com

RISK ASSESSMENT за их деятельностью. Принимая во внимание, что взаимовыгодные отношения с поставщиком являются одним из восьми ключевых принципов управления, можно утверждать, что подобные программы значительно повышают производительность компании. Крис Ренвик: Развитие глобального рынка привело к тому, что заказчики и регуляторные органы стали в большой степени зависимы не только от стандартов, но и от методов, используемых для подтверждения соответствия продукции требованиям стандартов, как например, выполнение оценки соответствия. Поэтому, программы по оценке соответствия представляют собой неразрывную связь между стандартами (в соответствии с которыми определяются необходимые характеристики или требования) и собственно продукцией. Выбор наиболее подходящего метода оценки соответствия может оказать важное влияние на доверие к деятельности организации. С помощью оценки соответствия можно подтвердить соответствие изделия требуемому уровню качества или безопасности. Организация может получить исчерпывающие сведения в явной (или скрытой) форме о характеристиках продукции, и соответствии этих характеристик заявленной производительности. Проведение оценки также позволяет заказчику с большим доверием относиться к продукции, при получении информации о ее безопасности и соответствии требованиям. Используя результаты оценки соответствия, организация может разработать и внедрить стратегии, которые позволят улучшить деятельность и помочь в налаживании тесного сотрудничества с партнерами и заказчиками.

6. Можно дать утвердительный ответ по каждой группе стандартов, хотя применяются они не в одинаковой степени. Что касается группы стандартов ISO 9001, то можно сказать, что российские компании сразу не оценили эффект от их применения, в отличие от группы стандартов ISO 14001, которые намного четче и их применение позволяет получить непосредственный экономический эффект: снижение энергопотребления, экономия за счет правильной организации обращения с отходами, уменьшение штрафов за несоответствие природоохранным требованиям и т.д. Константин Тимошечкин: Можно дать утвердительный ответ по каждой группе стандартов, хотя применяются они не в одинаковой степени. Что касается группы стандартов ISO 9001, то можно сказать, что российские компании сразу не оценили эффект от их применения, в отличие от группы стандартов ISO 14001, которые намного четче и их применение позволяет получить непосредственный экономический www.rogtecmagazine.com

examples support this DuPont’s – May 2007 NPRA Paper – says “85% of availability losses over previous 5 years were associated with Mechanical Integrity related failures. “ British Petroleum’s Website – “Approximately one third of all the major and high potential incidents reported in the group are related to integrity management – in other words, incidents where there has been loss of containment or failure of an engineering system.”

Risk technology can determine the highest-risk pieces of equipment the process-variable limits within which a customer can operate and not degrade the pressure boundary faster than expected/predicted. The variables need to be tied to monitored process variables, alarmed, and communicated to operations with instructions as to what operations need to be performed in the event of a deviation. Risk brings visibility and accountability to the organization and measures the ongoing success or lack of success in terms of reduced high potential incidents.

How do they impact on performance?

Well a few statistics provide a good illustration. Equipment failures cost the US refining industry over $2 billion per year and 2/3 of those costs are associated with failures of static equipment. The average refinery has a risk between $10 million and $70 million per year due to failures of static equipment and 2/3 of those costs are associated with piping failures A reliability based mechanical integrity program for all asset families including fixed equipment, pipelines, piping, relief devices, rotating equipment, electrical systems and instrumentation and control systems will greatly contribute to productivity and safety through asset integrity. A good reliability mechanical program will reduce 75% of a plants total risk and dramatically decrease equipment failures.

So actively managing these risks is good for your business – no matter where you are operating 9. How comfortable are you that the risks associated with operations have been clearly identified and that your inspection and certification programs are aligned with those risks?

Chris Renwick: With many types of operations the generic risks are well known. The challenge often comes when moving established practice, from for example USA or Europe, to new locations, such as the Caspian and Russia, where the physical environment or legislative requirements may impose conditions that create risks not seen as significant before. So the first thing is to accept that industry best practice is a very good guide but we cannot afford to be complacent and adopt a one size fits all approach.

Local awareness of conditions is critical if the risks are to be understood and managed and supported with inspection and certification programs that are appropriate. So are we comfortable that we have everything identified? No,

ROGTEC 65

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА эффект: снижение энергопотребления, экономия за счет правильной организации обращения с отходами, уменьшение штрафов за несоответствие природоохранным требованиям и т.д. Крис Ренвик: На основании оценки деятельности наших региональных компаний, можно сделать вывод об их стремлении к разработке и внедрению систем управления на основе стандартов ISO9001 и 14001, с целью совершенствования своей деятельности, повышения качества, удовлетворения требований заказчиков и обеспечения соответствия экологическим требованиям. Ширится понимание того, что внедрение стандартов приносит пользу, помогает выявить сильные и слабые стороны существующего порядка. Мы наблюдаем, как компании с легкостью переходят к стандартам ISO 9001 и 1400, поскольку они уже частично работают с учетом некоторых требований этих стандартов. Многие предпочитают вначале разобраться в существующем подходе, понять деловые и финансовые последствия слабых сторон этого подхода, и оценить возможность приращения стоимости за счет внедрения систем управления на основе стандартов ISO 9001 и 14000. В некоторых регионах, могут действовать правительственные программы, посредством которых оказывается помощь компаниям, выразившим желание принять к руководству стандарты ISO 9001 и 14000. Поддержка такого рода позволяет добиться успехов в принятии стандартов ISO 9001 и 14000.

7. Насколько эффективно сказывается на улучшении экологической ситуации в регионе применение природоохранных стандартов? В какой степени выполняются требования этих стандартов? Константин Тимошечкин: Риск, связанный с загрязнением окружающей среды, намного выше для предприятий по разведке и добычи, поскольку оборудование со временем изнашивается, а площадь, которую необходимо контролировать на предмет выявления утечек и загрязнения – велика. Внедрение стандарта ISO 14001 позволяет значительно улучшить положение вещей за счет понимания необходимости проведения природоохранных мероприятий и повышения уровня социальной ответственности работников нефтяной и газовой промышленности Крис Ренвик: Правительства разных стран постоянно совершенствуют законодательство и выпускают новые нормативные документы в области охраны окружающей среды. Разобраться в сути новых требований и эффективно следовать им зачастую бывает достаточно сложно. Регулирующие органы сталкиваются с проблемой обеспечения последовательного и действенного внедрения новых постановлений, чтобы деловые круги смогли

66 ROGTEC

because we need to remain alert. Comfort can lead to complacency and from that to disaster, something none of us want.

10. Is there a place for Risk Based Inspection in the Caspian and Russian markets?

Konstantin Timoshechkin: In fact, Risk Based Inspection is in demand in Russia. However, the Russian companies are not yet ready to outsource this function to a specialized organisation and so far use internal staff and own equipment to implement the work.

Chris Renwick: Yes, one of the chief advantages of risk reduction technologies is the ability to measure and manage the risk to the assets due to equipment failures.

Implementation of this technology permits the higher risk items to be appropriately managed to a lower risk, while diverting inspection resources from low risk items. The overall risk can be decreased dramatically by focusing inspection efforts on the high risks. The goal will be to not only estimate but measure the overall reduction in the risk of failure. Risk reductions are real and mature tools are on the market to clearly understand the savings. Risk technologies enable a sustainable and continuously improving business process best practice for asset integrity management.

Additionally, the risk capabilities can help promote environmental protection, personnel safety, community responsibility and safety while improving equipment integrity and reliability.

11. What tools can you supply to help organizations manage risk?

Konstantin Timoshechkin: SGS offers a number of risk management solutions to O&G upstream sector.

Firstly, these are testing and inspection services: integrity management and risk-based inspection, project monitoring, supply chain services, non-destructive testing, inspections of tanks, pumps and valves, pipes, welding and coating inspection. Secondly, these are certification services of an organization’s management systems according to international standards such as ISO 9001, ISO 14001 and OHSAS 18000.

Among the many SGS services to upstream customers, there is one in particular that stands out in its potential to add value and reduce risk. SGS uses leading-edge technology to help clients detect the presence of mercury in oil and gas production. Mercury, a naturally existing element, is inherent in oil and gas. However its presence can cause catastrophic consequences. Mercury is highly corrosive and has-been proven to be the cause of many major plant failures, resulting not only in the loss of property and production but also loss of life. SGS provides its www.rogtecmagazine.com

RISK ASSESSMENT разработать соответствующие планы и методики для обеспечения соответствия этим требованиям. Чем конструктивнее идет процесс внедрения требований, тем лучше достигается соответствие требованием. Наблюдается общая готовность к принятию стандартов, но в действительности в отраслях промышленности хотели бы, чтобы принятие новых стандартов действительно способствовало улучшению экологической обстановки, а не являлось лишь средством наказания за несоблюдение требований.

8. В части оценки рисков, на какие основные риски и какие операции следует обратить внимание исполнителей в ходе их обучения? Каким образом наличие рисков сказывается на производительности? Крис Ренвик: Наличие риска на 50% зависит от надежности средств производства и на 50% от целостности организационной структуры. Вышесказанное подтверждается следующими двумя примерами. В мае 2007 года в бюллетене национальной ассоциации нефтепереработчиков компания DuPont сообщила следующее: «85% потерь за счет снижения эксплуатационной способности за последние 5 лет связаны с отказами, в результате снижения надежности механического оборудования». Веб–сайт компании British Petroleum: «Приблизительно одна треть всех крупных аварий и аварий с возможными серьезными последствиями, упомянутыми в отчетах группы, связана с проблемами управления надежностью – другими словами, аварии были связаны с потерей герметичности или отказом технических систем».

customers with crucial detection capabilities and helps them find solutions to remediate the problem thereby maintaining plant security and integrity – thus preventing costly shutdowns.

Chris Renwick: We are able to provide tools and techniques to our clients to help them manage their risks. It is all about being selective and pragmatic in the choice. The tools vary widely and may be asset based, operational process or activity based. For assets there are well established methods such as classification and verification to more specific tools such as risk based mechanical integrity (RBMI). While for the operational activity our management systems business assurance approach helps clients focus on the areas of business where they may have the greatest risk.

12. How do you see risk management, as a business tool, developing in Russia over the next 5 years?

Konstantin Timoshechkin: I am confident that within the next 5 years regional O&G operators will have made an enormous step forward towards a more systematic risk management approach adopted by the leadership.

The latter would be well acquainted with fundamentals of risk management and aware of what are the various tools and how to use them to an organization’s benefit.

Chris Renwick: As I said before risk reductions are real and mature tools and are on the market to clearly understand the savings. The application of appropriate processes and technologies enable a sustainable and continuously improving business environment that looks to create and adopt process best practice. It is hard to imagine that there will not be a strong take up of this approach in the next five or so years. For business in general the door is clearly open.

For asset risk the rate of development will be influenced to some extent by the rate of change of legislation to allow adoption of more risk based practices as a viable alternative to prescriptive practices.

Оценка технологического риска позволяет выявить наиболее уязвимые элементы оборудования и определить предельные значения технологических параметров, соблюдение которых позволит продолжать эксплуатацию оборудования, работающего под давлением, без ухудшения эксплуатационных характеристик ранее расчетного срока. Переменные значения, связанные с контролируемыми технологическими параметрами должны позволять, в случае отклонения от нормы, генерирование сигналов тревоги, а также обеспечивать доведение до сведения операторов инструкций, регламентирующих их действия. Оценка риска позволяет больше возможностей для представления и учета деятельности компании, позволяет измерить степень успеха или неудач в части снижения количества происшествий с серьезными последствиями.

приходится на отказ оборудования без подвижных деталей. Риск убытков на среднестатистическом нефтеперерабатывающем производстве оценивается в сумму от 10 до 70 миллионов долларов в год в результате отказов оборудования без подвижных деталей, и 2/3 этих расходов приходятся на отказы трубопроводов.

Каким образом это сказывается на производительности? Статистические данные позволяют проиллюстрировать ответ на это вопрос. Отказы оборудования обходятся американской нефтеперерабатывающей промышленности в сумму более 2 миллиардов долларов в год, и 2/3 этой суммы

Программы по обеспечению механической надежности всего производственного оборудования, включая стационарное оборудование, трубопроводы, предохранительные устройства, вращающееся оборудование, электротехническое оборудование, КИПиСУ, вносят значительный вклад в повышение

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 67

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА производительности и обеспечение безопасности за счет повышения надежности средств производства. Правильно разработанная программа по повышению механической надежности оборудования позволяет снизить уровень общезаводского риска на 75% и значительно уменьшить количество отказов оборудования. Таким образом, активное управление рисками благотворно сказывается на деятельности предприятия независимо от отрасли промышленности.

9. Насколько вы уверены в том, что риски, связанные с определенными операциями, выявлены в полной мере, и что программы по проверке и сертификации полностью соответствуют выявленным рискам? Крис Ренвик: Риски общего характера, связанные со многими производственными операциями, хорошо известны. Сложности возникают при переводе производства с отработанными технологическими операциями из США или Европы в новое место, как например, Каспийский регион или Россия, где фактическая обстановка или требования законодательства создают условия для ранее не известных рисков. Поэтому, во-первых, следует понять, что, несмотря на то, что передовые отраслевые технологии являются хорошим ориентиром в деятельности, не стоит расслабляться и подходить ко всему с одной меркой. Знание местных условий является определяющим фактором в части понимания рисков и управления рисками, и подкрепляется проведением соответствующих инспекций и реализацией программ по сертификации. Достаточно ли спокойно мы себя чувствуем, после того как разобрались во всех вопросах? Нет, поскольку необходимо сохранять бдительность. Спокойствие приводит к благодушию, а от благодушия до несчастья – один шаг.

10. Существует ли спрос на проведение инспекций с учетом факторов риска в России и Каспийском регионе? Константин Тимошечкин: На самом деле, в России существует спрос на проведение инспекций с учетом факторов риска. Тем не менее, российские компании сегодня не готовы приглашать сторонние специализированные организации, предпочитая обходиться своими силами и своим оборудованием для выполнения работ. Крис Ренвик: Да, одним из главных преимуществ технологий по снижению рисков является возможность оценивать и управлять рисками, связанным со средствами производства, возникающими в результате отказов оборудования. Внедрение этой технологии

68 ROGTEC

позволяет снизить степень риска для некоторых элементов оборудования с высокой до низкой, переключив ресурсы, выделяемые для проведения инспекций с оборудования с низкой степенью риска на оборудование с высокой степенью риска. Степень общего риска может быть значительно снижена за счет концентрации внимания инспекторов на оборудовании с высокой степенью риска. Целью является не только оценка, но и измерение снижение степени общего риска в результате отказов оборудования. Снижение риска представляет собой действенный и отработанный механизм, позволяющий ясно понять выгоды от его применения. Применение технологий по управлению рисками, позволяет обеспечить стабильное и непрерывное совершенствование производственного процесса и является передовым средством управления надежностью средств производства. Кроме того, возможности технологии управления рисками, позволяют улучшить мероприятия по охране окружающей среды, обеспечить безопасность персонала, повысить ответственность перед местным населением и обеспечить его безопасность посредством повышения надежности оборудования.

11. Какие инструменты предоставляются организациям для решения вопросов, связанных с управлением рисками? Константин Тимошечкин: Компания SGS предлагает набор решений в области управления рисками для предприятий разведки и добычи нефтяной и газовой промышленности. Во-первых, это услуги по проведению испытаний и инспектированию: управление надежностью и проведение инспекций с учетом факторов риска, мониторинг проектов, услуги по организации снабжения, проведение неразрушающего контроля, проверка состояния ёмкостей, насосов, клапанов, проверка состояния сварных швов и покрытий. Во-вторых, это услуги по сертификации систем управления в соответствии с международными стандартами ISO 9001, ISO 14001 и OHSAS 18000. В перечень услуг, оказываемых компанией SGS заказчикам, работающим в секторе разведки и добычи, входит одна услуга, которая выделяется из всех по своей возможности создания добавочной стоимости и снижению рисков. Компания SGS применяет передовые технологии для определения содержания ртути в добываемых заказчиками нефти и газе. Ртуть – природный элемент, присутствие которого в нефти и газе является нормой. Тем не менее, присутствие ртути может приводить к катастрофическим последствиям. Ртуть – сильно коррозионно-активный элемент, являющийся причиной многочисленных производственных аварий, приведших не только к материальному ущербу и остановке www.rogtecmagazine.com

RISK ASSESSMENT производства, но и к человеческим жертвам. Компания SGS предоставляет заказчикам услуги, гарантирующие возможность обнаружения ртути и помогает найти решения, обеспечивая безопасность и надежность промышленного оборудования, предотвращая тем самым дорогостоящие остановы производства. Крис Ренвик: Мы можем предоставить заказчикам средства и технологии для управления рисками. Выбор остается за ними. Набор средств крайне разнообразен и может относиться к управлению средствами производства, управлению технологическими процессами, или к конкретному виду деятельности. Применительно к средствам производства существуют хорошо разработанные методы, такие как классификация и верификация, а также более специальные инструменты, как, например, оценка надежности оборудования с учетом факторов риска (RBMI). В области управления операциями наши системы управления, построенные с учетом обеспечения эффективности производственнохозяйственной деятельности, помогают заказчикам сосредоточить внимание на тех областях, которые характеризуются наибольшим риском.

12. Какими видятся вам перспективы развития управления рисками в производственной деятельности в России на следующие 5 лет?

Константин Тимошечкин: Я уверен, что в течение следующих 5 лет, региональные компании, занятые в нефтяной и газовой промышленности, сделают гигантский шаг в направлении систематического подхода к управлению рисками, при абсолютной поддержке собственного руководства. Руководители компаний будут хорошо знакомы с основами теории управления рисками, основными инструментами и способами их применения во благо компании. Крис Ренвик: Как уже говорилось выше, снижение риска представляет собой действенный и отработанный механизм, позволяющий ясно понять выгоды от его применения. Применение соответствующих технологических процессов и методик обеспечивает уверенное и непрерывное совершенствование рабочей среды, за счет создания и внедрения передовых технологических методов. Трудно представить, что этот подход не получит широкой поддержки в следующие пять лет. Для деловых кругов – дверь полностью открыта. Разработка инструментов для оценки рисков, связанных со средствами производства, будет в определенной степени зависеть от изменений в законодательстве, позволяющих внедрять больше средств, учитывающих факторы риска, в качестве существенной альтернативы директивному подходу.

s Сварочные тракторы s Трубогибочные машины s Зажимы для центровки труб s Вакуумное подъемное оборудование Изготовлено компанией VIETZ – Сделано в Германии

Vietz GmbH s Fraenkische Strasse 30-32 D-30455 Hannover (Germany) Тел.: +49 (0)511 / 949 97-0 Факс: +49 (0)511 / 49 51 16 s info@vietz.de

www.vietz.de

ТРУБОПРОВОД

Применение усовершенствованных средств анализа методом конечных элементов для расчета и моделирования подводных нефте- и газопроводов и их узлов The use of Advanced Finite Element Analysis Tools for the Design and Simulation of Subsea Oil and Gas Pipelines and Components Пол Джукс, доктор философии, серт. инженер, сотрудник Научно-исследовательского и проектного института морских сооружений Айман Элтахер, доктор философии, проф. инженер Джеймс Вонг, магистр наук Билли Дюрон, бакалавр наук Компания «Джей-Пи Кенни» Хьюстон, шт. Техас, США

ЧЕМ ВЫЗВАНА НЕОБХОДИМОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ СРЕДСТВ ДЛЯ АНАЛИЗА МЕТОДОМ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ? Темпы потребления нефти и газа в мире постоянно растут и, как следствие, возникает потребность в использовании новых возможностей и реализации проектов, которые ранее были неосуществимыми по техническим или коммерческим соображениям, но сегодня стали экономически целесообразными. Технические проблемы В ряде случаев отсутствие необходимых технологий либо их дороговизна может приводить к тому, что проекты остаются «замороженными» в течение многих лет. В литературе определены технические проблемы и отсутствующие (недоступные) технологии, оказывающие существенное воздействие на проектирование нефте- и газопроводов и подводного оборудования [1]. Основные технические проблемы связаны со следующими факторами: большая глубина,

70 ROGTEC

Paul Jukes PhD CEng FIMarEST Ayman Eltaher PhD PE James Wang MSc Billy Duron BSc J P Kenny, Inc. Houston, TX USA

WHY USE ADVANCED FINITE ELEMENT ANALYSIS? The world is consuming oil and gas at an ever increasing rate and, as a result, there is demand to exploit new opportunities and make projects that were once not technically or commercially feasible, now viable in a costeffective manner.

Technical Challenges Technology gaps exist and the inability to bridge that gap, due to technology either being unavailable or just too expensive to implement, has put some projects ‘on-hold’ for many years. A number of engineering challenges, or technology gaps, have been identified that has a significant impact on the design of oil and gas pipelines, and subsea equipment [Ref. 1]. The main technical challenges that exist are identified as; deep water, high pressure/high temperature, flow assurance, and thermal buckle management. It is now common place for subsea systems and pipelines to be installed in water depths in excess of 1,000 meters (3,300ft). www.rogtecmagazine.com

PIPELINING высокие давление и температура, обеспечение бесперебойного потока продукции и борьба с термическими деформациями. В настоящее время подводное оборудование и трубопроводы часто монтируются на глубинах более 1000 м (3300 футов). Крупные компании-операторы рассматривают проекты сооружения промысловых трубопроводов в Мексиканском заливе на глубинах вплоть до 3 тыс. м (10 тыс. футов). Расчетное эксплуатационное давление нередко доходит до 700 бар (10 тыс. фунт/ дюйм2) и более при температурах 160 °C (320 °F). В настоящее время специалистами крупного оператора месторождения в Мексиканском заливе ведется проектирование объекта с расчетной температурой 177 °C (350 °F). Такие условия создают ряд трудностей при выборе материалов и методов проектирования. При столь высоких температурах нормативы проектирования, основанные на нагрузках, становятся неприменимыми, поэтому для проектирования таких трубопроводов необходимо применять методы предельных состояний. Прокладка трасс и изыскания Прокладка трасс подводных нефте- и газопроводов и промысловых трубопроводов сопряжена с дополнительными трудностями. Эффективный импорт трехмерных данных изысканий представляет собой сложную математическую задачу, и выполнение соответствующих расчетов может оказаться дорогостоящим процессом. Оптимальный выбор трассы может дать существенную экономию средств за счет сокращения протяженности трубопровода, а также свести к минимуму изгибы и нагрузки на трубопровод, если его трасса прокладывается в обход неблагоприятных участков неровного морского дна, камней и других препятствий. Залогом успеха является быстрый и эффективный импорт данных изысканий в программное средство для их трехмерного представления. Как правило, выбор трассы осуществляется путем интеграции программного обеспечения, разработанного сторонней организацией, со средствами для анализа методом конечных элементов, как представлено в настоящем докладе. Целесообразное решение В последнее время к компаниям, занимающимся проектированием трубопроводов и подводных сооружений, предъявляются более высокие требования в отношении поиска экономически эффективных решений для подобных проблем. Одним из путей является применение усовершенствованных средств расчета, в частности, анализа методом конечных элементов, при моделировании, расчете и проектировании трубопроводов и подводных сооружений. Эти средства дают возможность оптимизировать проект за счет получения большего объема технической информации без выполнения www.rogtecmagazine.com

Flowline designs are presently being considered, for a major operator, in the Gulf of Mexico (GoM) for water depths down to 3,000 meters (10,000ft).

High Pressure and High Temperature (HP/HT) with pressures in the order 700bar (10,000PSI) or more, and temperatures being considered up to 160°C (320°F) are not uncommon. For a major operator in the GoM, temperatures up to 177°C (350°F) are presently being considered. This can present real design challenges in the choice of materials and in the design methodology.

Stress based design codes are no longer applicable at these high temperatures, and the solution is to design such pipelines using a limit state methodology.

Routing and Survey The routing of subsea oil and gas pipelines and flowlines pose particular challenges. The importing of 3-D survey data efficiently is a numerical challenge and can be computational expensive to undertake. Routing can have significant financial benefits if the length of the pipeline is reduced, and it can also minimize undue bending and stress on the pipeline if the pipeline is re-routed around onerous undulating seabed, rocks, or imperfections. Importing survey data into a 3D visualization tool quickly, and efficiently, is key to success. Generally, routing is undertaken by integrating third party software with FE analysis tools, as will be demonstrated within this article.

Viable Solution In recent times, there has been a greater requirement for pipeline and subsea design companies to tackle these engineering challenges in a cost-effective manner. One such way is to use more advanced analysis tools, such as finite element analysis to model, simulate, and design both pipelines and subsea components. This will allow designs to be optimized with a greater understanding of the Engineering complexities, without having to undertake expensive large scale tests, and hence a viable, workable, solution can then be obtained.

Cost Savings An optimized design will provide ‘added-value’, and ultimately provide capital cost savings to a project.

The detailed factors for a successful project have been identified [Ref. 1] as the following: » Innovation: Novel ideas, lateral thinking, and original ideas; » Advanced Numerical Tools: ‘Bespoke’ software, path dependent, highly non-linear; » Competency: Range of backgrounds, highly qualified, years of experience.

These factors allow you to drive down to an optimised solution, and experience from a project is then feedback into the next one, and this allows projects to deliver and evolve. By knowing what you are doing, through the use of analysis tools and experience, ‘added-value’ can then

ROGTEC 71

ТРУБОПРОВОД дорогостоящих крупномасштабных испытаний, позволяя получить целесообразное и выполнимое решение. Экономия затрат Оптимизированный проект обеспечивает повышение эффективности и, в конечном итоге, экономию капитальных затрат на реализацию проекта. Основные факторы успешной реализации проекта [1] перечислены ниже: » Инновации: новые идеи, распространение идей в новые области, оригинальные идеи; » Усовершенствованные вычислительные средства: «заказное» программное обеспечение, с учетом последовательности вычислений, с большой степенью нелинейности; » Компетенция: широкий профиль, высокая квалификация, большой опыт. Эти факторы позволяют получить оптимальное решение, при этом опыт реализации одного проекта учитывается при разработке следующего, обеспечивая возможность развития. Оптимизация процесса наряду с применением средств и опыта расчетов позволяет повысить эффективность проекта. Сочетание всех трех перечисленных элементов обеспечивает разработку и оптимизацию проектных решений и экономию затрат. Усовершенствованные средства анализа методом конечных элементов могут применяться при общем моделировании трубопроводов, позволяя получить данные по модели и реакциям. Этот процесс отличается высокой степенью нелинейности, необходимой изза нелинейности свойств материалов, больших деформаций и взаимодействий труба-грунт. Данный тип анализа может применяться для расчета провисающих участков, смятия в горизонтальной плоскости и укладки с барабана. Примеры таких расчетов приведены в последующих разделах настоящего доклада. Нелинейность привлекает особое внимание, в первую очередь, при проектировании трубопроводов для работы в условиях высоких температур, когда расчеты по нагрузкам становятся неприменимыми и принимаются расчеты методом предельных состояний. Во-вторых, анализ методом конечных элементов применяется для выполнения «локального» объемного моделирования сложных компонентов подводных сооружений, таких как перегородки, фланцы, соединения на объектах и спиральные трубы. Быстрое и эффективное создание моделей методом конечных элементов является важнейшей задачей, решение которой позволяет эффективно выполнить обсчет различных вариантов проекта и найти оптимальное проектное решение. В третьих, важным моментом является комплексный подход к выбору маршрута трассы (на основе трехмерного программного обеспечения и расчета

72 ROGTEC

be given to a project. It is the combination of all three elements that allows design solutions to be developed, optimised, and then achieve cost savings.

Advanced Finite Element Analysis can be used to undertake global modeling of pipelines, and this allows the simulation and response to be obtained. This is a highly non-linear process, due to material non-linearity, large displacements, and pipe/soil interaction. This type of analysis can be used to undertake span analysis, lateral buckling and reeling analysis. Examples of these are described within the following sections of this paper.

Non-linearities can be a particular issue when designing pipelines at high temperatures, stress based design can no longer be used, and a limit state based design is adopted.

Secondly, Finite Element Analysis can be used to undertake ‘local’ solid modeling of complex subsea components such as; bulkheads, flanges, field joints and spiral pipe. Constructing FE models efficiently, and quickly, is key and it allows design iterations to be efficiently undertaken to allow an optimized design to be achieved.

Thirdly, an ‘integrated’ approach to route selection, using 3-D software and stress analysis, to reduce pipeline length and minimise intervention is important. If the survey data, route selection and stress analysis can be undertaken quickly and efficiently, this will allow design iterations to take place in a cost effective manner.

Time spent at this iterative design stage, when undertaken efficiently, could then have a significant financial saving in terms of the Engineering.

Through advanced analysis tools, the challenges of deepwater and HP/HT can be addressed by integrating analysis tools with pipeline design methods, such as Limit State Based Design (LSBD). Pipelines are designed using this approach, and optimised wall thicknesses can be obtained, and this then allows significant financial savings, in linepipe costs, if undertaken correctly.

To accurately model and predict the ultimate failure of a pipeline requires looking at the limit states so as to gain an adequate margin of safety between the design loads and ultimate failure. The major target is to investigate the ultimate limit states, and a FE model is used to provide all of the pipeline response data as input for each limit state.

ADVANCED PIPELINE ANALYSIS AND DESIGN TOOLS The key to undertaking complex designs of pipeline systems is to use advanced analysis tools. These analysis tools can undertake global modeling of pipelines, local modeling of subsea components, and micro modeling of pipeline welds. Examples of these different types of FE modeling is described in the following sections. www.rogtecmagazine.com

PIPELINING нагрузок), при котором сокращается протяженность трубопровода и сводятся к минимуму воздействия. Быстрая и эффективная обработка данных изысканий, выбор трассы и расчет нагрузок позволяют сэкономить средства при обсчете различных вариантов проекта. Эффективное использование времени на этапе рассмотрения различных вариантов может дать существенную экономию затрат на проектноконструкторские работы. Применение усовершенствованных средств анализа позволяет рассматривать проблемы, связанные с условиями больших глубин, высоких значений давления и температуры, путем интеграции средств анализа с методами проектирования трубопровода, такими как расчеты методом предельных состояний. Проектирование трубопроводов с применением данного подхода и расчетом оптимальных толщин стенки труб, при правильном выполнении, может дать значительную экономию средств. Для точного моделирования и прогнозирования разрушения трубопровода необходимо рассмотрение предельных состояний, чтобы обеспечить достаточный запас прочности – от расчетных нагрузок до разрушения. Основная цель – изучить предельные состояния; при этом модель на основе метода конечных элементов позволяет получить исходные

1. Global Modelling The wide range of proprietary advanced FEA tools that allow the accurate prediction of pipeline responses, which has been developed, is called ‘Simulator’. The FE engine is the commercial software ABAQUS [Ref. 2]. The models include elasto-plastic materials, 3-D route geometry, peak, and residual modeling of axial and lateral soil pipe forces. Pipe-in-Pipe (PIP) and single pipe models have been developed. Each model is fully checked and validated. Many of the models have been benchmarked against observed pipeline behavior.

The ‘Simulator’ analysis is a static large deflection analysis and includes all relevant non-linearities such as large deflection and large rotations, elasto-plastic pipe materials interpolated over relevant temperature ranges, and non-linear pipe-soil interactions.

Tools have been developed that undertake the following design activities; » Upheaval Buckling; » Lateral Buckling; » Single pipe and PIP response; » Reeling Analysis; » Pipe/Soil interaction; » Expansion/Span Analysis; » Ice Scour/Pipe/Soil interaction.

These tools allow the simulation of the pipeline response and the prediction of possible buckles in the pipelines, as

Специальная арматурная сетка, обеспечивающая долговечность защитных железобетонных покрытий трубопроводов Арматурная сетка ARMAPIPE® обеспечивает надежную защиту морских и наземных трубопроводов, подвергающихся воздействию ударных нагрузок, усадки и сдавливающих нагрузок в суровых условиях эксплуатации. Позволяет создавать защитные покрытия, отличающиеся уникальными показателями по следующим параметрам:

Betafence NV, Belgium Тел. +32 (0)56 73 45 30 Факс +32 (0)56 73 45 97 armapipe@betafence.com www.betafence.com

• целостность, однородность и прочность, гарантирующие повышенную устойчивость к ударным нагрузкам; • высокая эластичность, позволяющая свести к минимуму образование трещин при монтаже трубопроводов; • выдержанные однородные значения предела прочности на сжатие; • долговечность защитного покрытия, армированного горячеоцинкованной сеткой. Возможность поставки изделий серии Armapipe с четырех заводов в разных странах мира позволяет компании Betafence находить гибкие решения для нужд любого проекта.

ТРУБОПРОВОД данные о реакции трубопровода для всех предельных состояний.

shown in Figure 1. This is particularly important for high temperature pipelines.

УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЕ СРЕДСТВА РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ Применение усовершенствованных средств анализа является залогом успеха при проектировании сложных трубопроводных систем. Такие средства позволяют выполнять глобальное моделирование трубопроводов, локальное моделирование элементов подводных систем и микромоделирование сварных швов трубопровода. Примеры этих типов моделирования методом конечных элементов приведены в следующих разделах.

1. Глобальное моделирование Существует широкий спектр патентованных усовершенствованных средств анализа методом конечных элементов, позволяющих точно прогнозировать реакции трубопровода, объединенных в программу Simulator, работающую на базе программного обеспечения ABAQUS [2]. В моделях производится моделирование гибко-пластичных материалов, трехмерное моделирование трассы, моделирование пиковых и остаточных воздействий грунта на трубу вдоль ее оси и в поперечном направлении. Разработаны модели «труба в трубе» и модели для одиночной трубы. Каждая модель полностью проверяется и оценивается. Многие из них сопоставлялись с наблюдаемым поведением трубопровода. Анализ с помощью программы Simulator представляет собой статический анализ отклонений большой амплитуды, охватывающий все соответствующие нелинейные сценарии: смещения и крутильные деформации большой амплитуды, интерполяция поведения гибко-пластичных материалов в соответствующих диапазонах температуры, нелинейные взаимодействия грунт-труба. Разработаны средства для выполнения следующих расчетов: » » » » » » »

смятие в вертикальной плоскости; смятие в горизонтальной плоскости; реакции одной трубы и системы «труба в трубе»; расчет укладки с барабана; взаимодействия грунт-труба; расчет расширения и провисающих участков; ледовое выпахивание и взаимодействия грунт-труба.

Упомянутые средства дают возможность моделирования реакций трубопровода с прогнозированием возможных участков смятия, как показано на Рис. 1. Это особенно важно для трубопроводов, работающих в условиях высоких температур. Применение программы Simulator на этапе

74 ROGTEC

Рис. 1 : Моделирование изгиба трубопровода в горизонтальной плоскости Fig. 1 : Simulation of Pipeline Lateral Buckling The use of ‘Simulator’ during the design stage allows Limit State Based Designs, and allows the following to be undertaken; » Change and optimize the design; » Undertake a range of sensitivities; » Simulate Pipeline response, displacements & expansion; » Obtain forces, moments and stress/strain.

The design can be iterated and, through the adoption of limit states, the design can be optimized resulting in possibly significant financial savings.

Detailed Description of ‘Simulator’ The model runs using ABAQUS [Ref.2] and is designed to analyse the initial, prior to the moment of instability, and post lateral buckling behaviour, and expansion behaviour of straight, single pipe-in-pipe system flowline lying on a flat seabed. This model is applicable for shallow or deepwater condition and/or a HTHP PIP system. The modules can perform parametric studies if required, by simply changing the input parameters of the input script code.

Upon completion of a single analysis, the following results can be presented: » » » » » » » »

Submerged Weight; DNV Load Controlled Utilization (if required); Axial, Lateral Movement; Effective Axial Force; Axial and Hoop Stress; Von Mises Stress; Bending Moment; Plastic Strain, Buckling Curvature.

The FE elements used are PIPE31H, which are the hybrid formulation pipe elements within ABAQUS/Standard. www.rogtecmagazine.com

PIPELINING проектирования позволяет выполнять расчеты методом предельных состояний и решать следующие задачи: » изменение и оптимизация проекта; » расчет диапазонов чувствительности; » моделирование реакций, смещений и расширений трубопровода; » расчет сил, моментов и соотношений напряжениедеформация. Можно выполнять повторные циклы расчетов, а учет предельных состояний позволяет оптимизировать проект, что может дать существенную экономию средств. Подробное описание программы Simulator Модель работает на базе ПО ABAQUS [2]. Она предназначена для расчета поведения трубы на начальной фазе смятия, фазе после смятия в горизонтальной плоскости, а также параметров расширения одиночного прямого промыслового трубопровода типа «труба в трубе», лежащего на ровном дне. Модель применима к мелководным и глубоководным условиям, а также к системе «труба в трубе» работающей в условиях высокого давления и температуры. При необходимости модули могут выполнять параметрические расчеты – для этого достаточно изменить параметры в программном коде исходного скрипта. По выполнении одного расчета выдаются следующие результаты: » масса в погруженном состоянии; » применение регулируемой нагрузки согласно DNV (если требуется); » смещения по оси и в горизонтальной плоскости; » эффективные силы, действующие вдоль оси; » напряжения по оси и по окружности; » нагрузки по Мизесу; » изгибающий момент;

Коэффициент трения - Friction Factor

2

Точка A - Point A

1.8

Верхний предел Upper Bound Среднее значение Mean Value Нижний предел Lower Bound

1.6 1.4 1.2 1 0.8

Точка B - Point B

0.6 0.4 0.2 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Смещение в горизонтальной плоскости, дюймы Lateral Movement, in

Рис. 2 : Пример принимаемой модели трения Fig. 2 : An Example of a Friction Model Adopted These elements are selected, as they are particularly well suited to modeling long, slender pipelines with better convergence behaviour than the standard pipe elements.

The friction between the pipeline and the seabed is one of the factors affecting the buckling performance.

A friction model, that uses an ABAQUS user subroutine has been developed, and enables non-linear axial and lateral friction to be defined, as shown in Figure 2.

The form of the friction-slip subroutine is similar in both axial and lateral directions. Starting at the origin O, the friction value starts to increase until a peak is reached at point A. Further slip is undertaken with decreasing friction values until a residual value of friction is reached at point B. The seabed friction dominates the boundary conditions to the pipeline. However, connectors aligned with the pipeline at either end of the pipe are specified to simulate weak springs to remove any potential singularities before friction begins to act.

Лаборатория калибровки расходомеров Выпускаемая компанией SPSE система калибровки расходомеров предназначена для калибровки любых типов расходомеров на основе измерения расхода жидких углеводородов в диапазоне от 150 до 4000 м¾. Для этого компания SPSE использует различные виды жидких углеводородов с вязкостью от 0,5 до 130 мм2/с в стандартном варианте. Могут рассматриваться и другие возможности (повышение вязкости до 500 мм2/с по согласованию). Стандартные диаметры от 6 до 24 дюймов (номинальные диаметры в метрических единицах от DN 150 до DN 600). Пруверный контур объемом 15 м 3 используется для калибровки при расходе до 3000 м¾. Контрольные расходомеры применяются для калибровки при расходе до 4000 м¾. Аккредитация Комитетом Франции по вопросам аккредитации (COFRAC) гарантирует соответствие результатов государственным стандартам и учет факторов неопределенности лабораторных измерений. Комитет Франции по вопросам аккредитации заключил многосторонние соглашения с метрологическими ведомствами разных стран мира.

Мартин Матье Тел.: 33-(0)442 477 875 Факс: 33-(0)442 050 775 Эл. почта: martine.mathieu@spse.fr

Мишель Фье Тел.: 33-(0)442 477 829 Факс: 33-(0)442 050 775 Эл. почта: michel.fieu@spse.fr

ТРУБОПРОВОД » пластическая деформация, кривизна смятия. Применяются конечные элементы PIPE31H, являющиеся гибридными трубными элементами в программе ABAQUS/Standard. Данные элементы выбираются по той причине, что они особенно хорошо подходят для моделирования длинных тонких трубопроводов и обнаруживают лучшую сходимость параметров, чем стандартные трубные элементы. Одним из факторов, влияющих на характер смятия, является трение между трубопроводом и дном моря. Разработана модель трения, в которой применяется подпрограмма ABAQUS, позволяющая рассчитать нелинейные силы трения по оси и в поперечном направлении, как показано на Рис. 2. Формы подпрограмм, использующихся для расчета зависимости «трение-соскальзывание» вдоль оси и в поперечном направлении, аналогичны. От начала координат (O) величина трения возрастает, пока не достигнет пика в точке A. Затем происходит соскальзывание с уменьшением величины трения, пока в точке B не достигается остаточная величина трения.

The global modeling of pipelines has been used on a number of Projects, and also used for undertaking detailed studies. Such studies include an investigation into ‘Strain Localisation’ [Ref. 9] and the analysis of ‘Loadshare’ components [Ref. 11]. Some global model examples are presented in the following sections.

Global Model Example: Pipeline Walking The conventional expansion response of a short flowline involves a virtual anchor point close to the centre of the line and expansion from this anchor towards the ends of the flowline. After early start-up/shut-down, the cyclic expansion is of constant amplitude.

Flowline walking can occur for short free-ended flowlines subject to a high thermal cyclic loading. If startup/ shut-down cycles involve significant thermal gradients then axial ratcheting of the flowline can occur, with displacements toward the cold end. Over a number of cycles this movement can lead to very large global axial displacement with associated overload of the spool piece or jumper if any. This cumulative axial displacement is described as ‘Pipeline Walking’.

160

Глобальное моделирование трубопроводов выполнялось в рамках ряда проектов, а также использовалось для выполнения рабочих расчетов. К таким расчетам относится «локализация напряжений» [9] и расчет элементов распределения нагрузок [11]. Некоторые примеры глобальных моделей представлены в следующих разделах. Пример глобальной модели: отход трубопровода Для расчета традиционной реакции расширения короткого промыслового трубопровода принимается одна закрепленная точка у середины трубопровода с расширением от этой точки к его концам. После пуска и останова на начальном этапе циклическое расширение имеет постоянную амплитуду. Отход трубопровода может возникать на коротких промысловых трубопроводах с незакрепленным концом в результате интенсивных циклических термических нагрузок. Если циклы пуска и останова вызывают значительные перепады температуры, может возникнуть прерывистое движение трубопровода со смещением в сторону более холодного конца. Через определенное число циклов такое движение может привести к очень значительной осевой деформации и вызвать перегрузку компенсирующей трубной секции

76 ROGTEC

140

Температура, °F - Temperature, F

Граничные условия трубопровода определяются главным образом трением между трубопроводом и дном. В то же время соединения трубопровода на обоих концах трубы определяются в модели как слабые пружины, с тем, чтобы устранить все возможные дополнительные факторы до проявления трения.

120

100 80

60

40 0.0844494 (h) 0.750233 (h) 1.33336 (h) 3.00019 (h)

20

0.250011 (h) 0.916866 (h) 1.50014 (h) 7.00009 (h)

0.416798 (h) 1.00023 (h) 1.66668 (h) 48.0001 (h)

0.583757 (h) 1.16706 (h) 2.00018 (h)

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Длина трубы, футы - Pipe Distance, ft

Рис. 3 : Нестационарные температурные режимы Fig. 3 : Thermal Transients The key to this phenomenon is the transient thermal profile developed during heat-up, as shown in Figure 3.

In high pressure flowlines the internal pressure is almost enough to mobilize the friction force over the whole flowline. For this reason the pressure in the analysis is kept constant.

A typical pipeline walking response, for a number of start-up and shut-down cycles, is shown in Figure 4.

The result of pipeline walking is that the flowline can ratchet across the seabed, and hence overstress any connecting jumper, or structure, at the end of the flowline. The FE analysis tool allows the adequate simulation and prediction of this phenomenon so that design remediations can take place. The modeling of www.rogtecmagazine.com

PIPELINING или переходника, если они предусмотрены. Такая кумулятивная осевая деформация называется «отход трубопровода».

Направляющая Aligner

Ключом к пониманию этого явления является нестационарный температурный режим при прогреве, как показано на Рис. 3. В промысловых трубопроводах высокого давления внутреннее давление становится почти достаточным для того, чтобы компенсировать силы трения по всей длине трубопровода. В связи с этим давление при расчете принимается постоянным. Типичная реакция с отходом трубопровода в течение ряда циклов пуска и останова показана на Рис. 4.

Выпрямляющее устройство Straightener

Мостки Ramp

Труба Pipe

Барабан Reel

Натяжное устройство Tensioner

Рис. 5 : Основные элементы процесса укладки с барабана Fig. 5 : Key Components of the Reeling Process this pipeline walking effect would not be easily possible without such FE models.

Результатом отхода промыслового трубопровода

Осевая деформация (дюймы) Axial Displacement (in)

60

От D6 до D7 - From D6 to D7 От D7 до D6 - From D7 to D6

50 40 30 20 10 0

D6 D7

-10

-20 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Циклы рабочей температуры - Operating Temperature Cycle

Рис. 4 : Циклический отход трубопровода Fig. 4 : Pipeline Walking Displacement Rachetting

10

Global Model Example: Integrated Reeling and Lateral Buckling Response The reeling installation process of PIP systems, see Figure 5, produces residual loading in both the inner and outer pipes which need to be taken into account in any subsequent lateral buckling analysis. The residual loads could have a subsequent effect on the ultimate limit state capacity of the inner pipe, when temperature and pressure is applied, during the operational phase.

A recent model has been developed that is a sequential integrated reeling and lateral buckling PIP FEA, which captures the full reeling history, and is then included in the operational analysis for lateral buckling [Ref. 3]. Figure 6 shows a typical PIP reeling response.

Компания TECPESA - ведущее испанское предприятие, предоставляющее услуги по врезке в работающие нефте- и газопроводы и установке на них заглушек с обводными линиями, которое в 2008 г. стало третьей международной компанией в данной области. Два основных направления деятельности компании: Предоставление услуг по врезке в работающие трубопроводы и услуг по установке заглушек с обводными линиями без остановки трубопроводов на

транспортных и распределительных газо- и нефтепроводах. Мы используем особые технологии для подсоединения, ремонта или замены трубопроводов без их остановки.

Изготовление фитингов по индивидуальным проектам: изготовление фитингов

для ВРЕЗКИ В РАБОТАЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ и для установки заглушек с обводными линиями (включая тройники, шарообразные тройники, выпускные трубы с типоразмерами от 2 до 56 дюймов, классы 150 - 900), узлов запуска и приема скребков, а также комплектующих деталей (специальных труборезов со съемными зубьями, держателей труборезов, держателей заглушек, переходников, корпусов, уплотняющих элементов, индикаторов прохождения скребков и т. д.).

Агрегаты для врезки и установки заглушек с обводными линиями без остановки трубопроводов: оборудование для различных типоразмеров - от 2 до 48 дюймов,

классы 150 - 600. Вся продукция и оборудование, предлагаемые нашей компанией, полностью совместимы с изделиями компаний TD Williamson и IPSCO.

www.rogtecmagazine.com TECPESA S.A. - C/ Balmes 129 Bis 1º1º - 08008 Barcelona (SPAIN) Тел.: +34 93 451 07 60 Факс: +34 93 451 07 93

info@tecpesa.com

ROGTEC 77 www.tecpesa.com

Пример глобальной модели: комплексный расчет реакций при укладке с барабана и смятия в горизонтальной плоскости Процесс укладки систем «труба в трубе» с барабана (см. Рис. 5) приводит к образованию во внешней и внутренней трубах остаточных нагрузок, которые следует учитывать при всех последующих расчетах смятия в горизонтальной плоскости. Остаточные нагрузки могут иметь дальнейший эффект на итоговую прочность внутренней трубы в предельном состоянии, под воздействием рабочей температуры и давления, на этапе эксплуатации. Недавно разработана модель для осуществления последовательного расчета укладки с барабана и смятия в горизонтальной плоскости систем «труба в трубе» методом конечных элементов, с регистрацией всего процесса укладки с барабана, а затем учетом этих данных в расчетах на смятие в горизонтальной плоскости при эксплуатации [3]. На Рис. 6 показана типовая реакция системы «труба в трубе» при укладке с барабана. Полный анализ процесса укладки с барабана является особенно трудной задачей из-за проблем схождения, однако данные проблемы были учтены. Результаты, полученные с помощью данной модели, показывают, что при расчете высокотемпературных трубопроводов должны учитываться эффекты процесса укладки с барабана, поскольку они могут снижать общую итоговую устойчивость к нагрузкам. Типовая реакция на смятие в горизонтальной плоскости показана на Рис. 7. Пример глобальной модели: оценка провисающих участков трубопровода, вибраций вызванных вихревыми потоками, расчет нескольких провисающих участков Разработано средство для моделирования провисающих участков трубопровода методом конечных элементов согласно требованиям последней редакции норматива DNV-RP-F105, 2006 [4], принимающее во внимание сложный сценарий взаимодействующих провисающих участков. Выполняется начальная оценка провисающих участков по данным изысканий, за которой следуют статические и динамические расчеты методом предельных состояний. После этого выполняется контрольный расчет вибраций, вызванных вихревыми потоками. На основе расчета таких вибраций определяется максимальная допустимая

78 ROGTEC

1000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 -1000 -0.05

0

0.05

0.1

0.15

0.2

Кривизна, 1/м - Curvature [1/m] Наружная труба – у вставки, кН м - Bending Moment [KNm] Наружная труба – середина между вставками, 1/м - Curvature [1/m] Внутренняя труба – у вставки - Outer Pipe-Near Spacer Внутренняя труба – середина между вставками - Outer Pipe-Mid Between Space

Рис. 6 : Реакция системы «труба в трубе» при укладке с барабана Fig. 6 : PIP Reeling Response A full reeling analysis is particularly complex to undertake, due to convergence issues, but these issues have been addressed. Using this reeling module, results show that the effects of reeling should be taken into account for high temperature pipelines as it can reduce the ultimate loading capacity. A typical lateral buckling response is shown in Figure 7. Деформация в горизонтальной плоскости, м Lateral Deformation [m]

является его циклическое смещение по морскому дну с превышением допустимых нагрузок на соединительную перемычку или конструкцию у конца трубопровода. Анализ методом конечных элементов дает возможность адекватно смоделировать и спрогнозировать это явление, чтобы предусмотреть соответствующие решения для его предотвращения. Моделирование эффекта отхода трубопровода без привлечения метода конечных элементов является гораздо более трудной задачей.

Изгибающий момент, кН·м Bending Moment [KNm]

ТРУБОПРОВОД

10 8 6

Перекрытие кривых (с учетом эффекта укладки с барабана и без учета) Overlap between curve (with reeling) and curve (without reeling)

4 2 0 -2 -4 -6 -8 -10 150

200

250

300

350

х, м - x [m] С учетом эффекта укладки с барабана - With Reeling Без учета эффекта укладки с барабана - Without Reeling

Рис. 7 : Смещение трубопровода при смятии в горизонтальной плоскости Fig. 7 : Pipeline Displacement under Lateral Buckle Global Model Example: Assessing Free Spans / Vortex Induced Vibrations (VIV) / Multi-Span Analysis A FE model has been developed to undertake span analysis, in accordance with the latest version of DNV-RP-F105, 2006 [Ref. 4], which takes into account the complicated scenario of interacting spans. An initial assessment of the spans from the survey data is performed, followed by static and dynamic Ultimate Limit State (ULS) checks. A Vortex Induced www.rogtecmagazine.com

PIPELINING

Форма колебаний - параллельно трубе, м Unit Mode Shape – In Line (m)

1.2

Провисающий участок длиной 25 м 25 m Span

Провисающий участок длиной 41 м 41 m Span

0.8

0.4

0.0

-0.4

-0.8

-1.2 20164

Режим 1-IL - Mode 1-IL Режим 2-IL - Mode 2-IL Режим 3-IL - Mode 3-IL Режим 4-IL - Mode 4-IL 20174

20184

20194

20204

20214

20224

20234

ПК, м - KP, m

Рис. 8 : Форма колебаний – параллельно трубе Fig. 8 : Mode Shape – In-line длина провисающих участков с учетом потоков, вызываемых течениями и волнением, направленных вдоль и поперек трубы. Наконец, выполняется расчет усталостных напряжений на провисающих участках, превышающих допустимые пределы длины. В расчетах применяется модель конечных элементов с целью определения частот собственных колебаний, единичных нагрузок и формы колебаний. На Рис. 8 показана типовая форма колебаний вибраций, вызванных вихревыми потоками, направленными вдоль трубы. Результаты расчетов дают эффективные решения для смягчения таких воздействий как на существующие трубопроводы, так и при проектировании новых трубопроводов. При контрольных расчетах вводятся начальный контрольный критерий и контрольный критерий усталостных напряжений в соответствии с действующими нормативными требованиями согласно критериям приемки по нормативу DNV-RP-F105, 2006 [4]. При расчете усталостных напряжений усталостная долговечность определяется на основе моделей реакций и сил, как предусмотрено нормативом. Разработана рекомендованная методика [5], состоящая из пяти основных элементов: оценка данных по объекту, проверка методом предельных напряжений, контрольный расчет, расчет усталостных напряжений и моделирование методом конечных элементов. Данная методика уже применялась при реализации проектов по различным сценариям и позволила сделать следующие основные выводы: » принятие норматива DNV RP-F105, 2006 [4] в качестве основных принципов проектирования и применение соответствующего программного обеспечения для расчета усталостных напряжений является основой оценки прочности и усталостной долговечности трубопроводов с провисающими участками; www.rogtecmagazine.com

Vibration (VIV) screening analysis is then conducted to determine maximum allowable span length limits for in-line and cross-flow directions under both current and wave conditions. Finally, a fatigue analysis is performed on the spans that exceed the allowable span length limits. A Finite Element Analysis (FEA) model is used in the analysis to determine natural frequencies, unit stresses and mode shapes. Figure 8 shows a typical mode shape for interacting in-line VIV. The results of the analyses provide efficient solutions to the field in terms of mitigation management for existing pipeline or new pipeline design.

In the screening analysis, the onset screening criterion and fatigue screening criterion are used to applicable code requirements regarding acceptance criteria from DNV-RPF105, 2006 [Ref. 4]. In the fatigue analysis, the fatigue life is determined using equations for both response and force models as defined in the Code. A proposed methodology [Ref. 5], that has been developed, includes the following key areas: assessment of the field data, ULS check, screening analysis, fatigue analysis, and FEA modeling.

The methodology has been used on real projects in various scenarios, yielding the following main conclusions: » The adoption of DNV RP-F105, 2006 [Ref. 4] as a design principle and appropriate fatigue calculation software as an analysis tool is the evaluation basis of the strength and the fatigue life of free span pipelines. » Advanced numerical FE tools can adequately simulate the span of pipelines in static and dynamic phases. With these tools, accurate results of natural frequency, unit stress, and mode shapes can be computed. » Through the appropriate methodology, the fatigue life of complex free span pipelines can be accurately evaluated and a confident decision can be made regarding any repair services that are required. It is believed that this methodology could be used as a starting point for projects with complicated interacting spans.

» усовершенствованные цифровые средства для анализа методом конечных элементов способны адекватно модулировать провисающие участки трубопроводов в статическом и динамическом режиме. Данные средства позволяют выполнить точный расчет частот собственных колебаний, единичных нагрузок и формы колебаний; » путем применения соответствующих методик можно точно оценить усталостную долговечность сложных трубопроводов с провисающими участками и принять обоснованное решение относительно требуемых ремонтных работ. Считается, что рассмотренная методика может служить отправной точкой при разработке проектов со сложными взаимодействующими провисающими участками.

ROGTEC 79

ТРУБОПРОВОД

Знакомство с новым методом удаления ржавчины: абразивно-щеточная очистка

Bristle Blasting Process: A New Corrossion Removal Method Роберт Дж. Станго и Пиуш Хуллар Введение и общие сведения Разработка новых методов очистки пораженных ржавчиной поверхностей и их подготовки к ремонту имеет решающее значение для обеспечения надежности и безопасности эксплуатации ответственных металлоконструкций в составе элементов инфраструктуры. В связи с этим непрерывно ведутся работы по выявлению новых экономичных и эффективных способов удаления ржавчины и подготовки поверхности для восстановления или нанесения лакокрасочных и защитных покрытий. Несмотря на все разнообразие разрабатываемых инструментов и оборудования для очистки и восстановления поверхностей, наиболее распространенным и широко используемым методом восстановления подтвержденных процессам старения и коррозии металлических конструкций элементов инфраструктуры остается абразивно-струйная

80 ROGTEC

Robert J. Stango and Piyush Khullar Introduction and Background The development of innovative surface cleaning and surface preparation methods for refurbishing corroded surfaces is essential for safeguarding metallic components that are critical to our infrastructure. To this end, maintenance engineers are constantly searching for cost efficient and effective methods for removing corrosive layers and providing a fresh, receptive surface for newly applied paints and coatings.

Although many different tools and equipment have evolved for surface cleaning and restoration, the grit blasting process has emerged as the most common and widely used method for maintaining an aging, corrosion-prone infrastructure. Success of the grit blasting process can be attributed to its’ inherent ability to simultaneously perform the following tasks, which are deemed necessary prior to the reapplication of protective coatings: » Removal of aggregate foreign substances from the surface; www.rogtecmagazine.com

PIPELINING обработка. Популярность абразивно-струйной обработки связана с тем, что она позволяет решить следующие задачи по подготовке поверхностей к нанесению защитных покрытий:

» Exposure of an essentially contamination-free, fresh surface (i.e. exposure of base metal/substrate material); » Creation of a surface morphology or anchor profile that will be receptive to subsequently applied coatings.

» удаление с поверхности частиц загрязнений; » очистка поверхности до чистого металла без загрязнений (т. е. до металла твердой основы); » создание текстуры поверхности, обеспечивающей адгезию наносимых покрытий.

However, grit blasting operations are inherently complex, and involve the use of equipment that is large, cumbersome and potentially at odds with both the user and the environment. That is, workers must be encapsulated in a specially enclosed suit that will ensure the flow of clean, breathable air that is free of spent media debris.

Тем не менее, абразивно-струйная обработка является по своей сути сложным процессом, связанным с применением крупногабаритного тяжелого оборудования, эксплуатация которого сопряжена с возможными рисками для людей и окружающей среды. В связи с этим при работе с таким оборудованием требуется использовать специальные средства защиты, обеспечивающие приток очищенного от мелких абразивных частиц воздуха для дыхания. Применение подобного оборудования связано с дискомфортом и большими нагрузками на организм и значительно сокращает допустимую продолжительность работы без перерыва на отдых. В то же время при производстве работ требуется обеспечить улавливание абразивного материала для поддержания соответствия жестким требованиям, устанавливаемым природоохранными органами. В результате абразивно-струйная обработка оказывается дорогостоящим и в связи с этим нецелесообразным методом, что ведет к необходимости поиска альтернативных решений, позволяющих устранить упомянутые выше недостатки без ущерба для качества подготовки поверхности. В настоящей статье рассматривается новый способ подготовки поверхностей т.н. методом абразивнощеточной очистки, позволяющий объединить решение упомянутых выше задач в ходе одной операции. Как и абразивно-струйная обработка, абразивнощеточная очистка основана на многократном ударном воздействии, ведущем к образованию микроскопических выбоин на обрабатываемой поверхности, за счет достаточно высокой кинетической энергии, обеспечивающей очистку до белого металла и придание поверхности однородной текстуры. Для очистки применяется динамически сбалансированная вращающаяся проволочная щетка с закаленными и заостренными концами образующих ее проволок. При соударении с очищаемой от ржавчины поверхностью концы проволок щетины совершают колебательные движения и возвращаются в исходное положение, в результате чего при обработке на поверхности образуется рисунок выбоин, соответствующей текстуре, обычно создаваемой при абразивноструйной обработке. Эффективность применения абразивно-щеточной очистки рассматривается на примере очистки сильно поврежденных коррозией труб по API 5L, широко применяемых в нефтегазовой www.rogtecmagazine.com

The use of such equipment is confining and strenuous, and places considerable limitations on the ability of workers to function without taking frequent periods of rest. At the same time, spent media must often be recovered in order to satisfy stringent requirements that are enforced by various environmental protection agencies. Altogether, grit blasting is a costly and prohibitive process, and optional approaches for preparing surfaces are needed that can circumvent these problems, without compromising the quality of cleaned surfaces.

In this article, a newly developed surface preparation process termed bristle blasting is presented that can also satisfy all of the above tasks in a single step. Like grit blasting, the bristle blasting process is an impact/craterformation based technique that repeatedly strikes the target surface with sufficient kinetic energy to remove contamination and expose a fresh, consistently textured surface. The process utilizes a dynamically tuned rotary wire bristle tool whose tips are both hardened and sharpened. Upon impacting the corroded surface, bristle tips immediately retract, thereby causing a repetition of craters that mimic indentations which are commonly associated with grit blast media. Performance of the bristle blasting tool is examined within the context of cleaning severely corroded API 5L piping, which is commonly used in the petroleum industry. The results obtained for surface cleanliness and texture are shown to be on an equal par when compared to traditional grit blasting processes.

Unlike grit blasting, however, this new process uses a lightweight power-driven hand tool that only requires the use of nominal safety equipment such as safety glasses, dust mask, and work gloves.

Description and Use of the Bristle Blasting System The equipment that is used for bristle blasting is shown in Figure 1, and consists of a hand-held power tool system having a main body, control handle, protective shroud, accelerator bar, dust vacuum, and rotating spindle, which operates at approximately 2,500 rpm. Although the pneumatic version of the bristle blasting system is shown in Figure 1 (overleaf), an alternate version of the tool is also available that operates on a standard electric power outlet.

At the core of the system is the wire bristle blasting tool, which is attached to the power tool spindle. As shown in Figure 2 (overleaf), the tool is comprised of steel wires

ROGTEC 81

ТРУБОПРОВОД

рукоять control handle

защитный щиток guard/shroud

корпус tool body

соединение для пневматического шланга air supply inlet

шпиндель spindle

отклоняющий штифт accelerator bar

щетка для абразивнощеточной очистки bristle blasting tool

вакуумный пылесборник dust vacuum

аварийный выключатель on/off safety switch

Рис. 1 : Общий вид инструмента для абразивно-щеточной очистки Fig. 1 : Overall view of bristle blasting tool system промышленности. Как было установлено, получаемые показатели чистоты и текстуры поверхности не уступают показателям, обычно достигаемым при традиционной абразивно-струйной обработке. Тем не менее, в отличие от абразивно-струйной обработки, новый метод основан на использовании легкого механизированного ручного инструмента и требует применения лишь небольшого числа обычных средств индивидуальной защиты, таких как защитные очки, маска и перчатки. Описание и порядок выполнения абразивно-щеточной очистки Оборудование для абразивно-щеточной очистки, показанное на рис. 1, представляет собой механизированный инструмент, состоящий из корпуса, рукояти, защитного щитка, отклоняющего штифта, вакуумного пылесборника и шпинделя, вращающегося со скоростью около 2500 об./мин. На рис. 1 показан инструмент для абразивно-щеточной очистки с пневматическим приводом. Инструмент также выпускается в исполнении с электрическим приводом и питанием от сети переменного тока общего назначения. Важнейшим элементом инструмента является специальная проволочная щетка для абразивно-щеточной очисти, закрепленная на его шпинделе. Как показано на рис.

82 ROGTEC

whose tips are hardened (Rc ≈ 65) in order to ensure efficient corrosion removal and longevity of service life. The bristles protrude through and are securely held by a polymeric/ fiber-reinforced belt that is supported by a flexible plastic ring.

Together, the plastic ring and wire-belt assembly are secured by a die-cast hub which, in turn, is fastened to the power tool spindle.

Standard use of the tool is depicted in Figure 3(a), whereby a heavily oxidized layer is being removed from the steel surface. Typically, the rotating tool is placed in direct contact with the corroded surface, and light forces are applied by the user while moving the tool horizontally (i.e., from left-to-right) along the surface as shown. Continued use of the tool in this manner generates a series of cleaned horizontal rows, which leads to the final, corrosion-free surface shown in Figure 3(b).

Mechanical Principles of Operation Recent experimental studies on the impact mechanics of rotary bristles have shown that, for a properly designed bristle geometry and synchronous rotational speed, collision of the bristle tip with a target surface is followed by an immediate rebound/retraction of the tip from the impact site [1, 2]. That is, the collision results in a single/primary impact crater, similar to the micro-indentation that is characteristic of grit blast processes [3]. The duration of this contact event occurs over an extremely short time interval, www.rogtecmagazine.com

PIPELINING проволочные щетины wire bristles пластиковая втулка plastic sleeve гибкий армированный ремень flexible fiber-reinforced belt sleeve

литая втулка die-cast hub закаленные и заостренные концы проволочных щетин hardened and sharpened bristle tips

Рис. 2 : Детали устройства щетки для абразивно-щеточной очистки Fig. 2 : Detailed view of bristle blasting tool components and assembly 2, щетка состоит из отдельных проволочных щетин, концы которых закалены (твердость по Роквеллу Rc

A

and a digital high-speed camera is needed to record and optimize the process. The collision sequence is illustrated in

B

Рис. 3 : Удаление слоя ржавчины методом абразивно-щеточной очистки (3(a)) и очищенная от ржавчины поверхность металла после завершения обработки (3(b)) Fig. 3 : Removal of corrosive layer via bristle blasting process (3(a)), and final corrosion-free surface obtained at conclusion of application (3(b)) www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

ТРУБОПРОВОД

вращающаяся щетка rotating hub

Новая щетина, 0,08, 0 град., 100-кратное увеличение new bristle tip 0.08 0 deg, Mag = 100 место начального соударения initial impact site

Рис. 4 : Последовательность кадров высокоскоростной цифровой камеры, фиксирующих движение одной проволочной щетины, включая сближение с поверхностью (кадры 1, 2 и 3), соприкосновение и соударение (кадр 4), последующее колебательное движение от поверхности (кадр 5) и возврат в состояние равновесия (кадры 6 -11).

Fig. 4 : Successive frames of a single bristle taken from high-speed digital camera depicting the approach (frames 1, 2, and 3), contact/collision (frame 4), subsequent retraction (frame 5), and return to equilibrium position (frames 6-11) of bristle. ≈ 65) для обеспечения требуемой эффективности удаления ржавчины и длительного срока службы. Щетины закреплены в выполненном из армированного полимера ремне, который поддерживается эластичным кольцом из пластика. Пластиковое кольцо и ремень со щетками закреплены на литой втулке, устанавливаемой на шпиндель инструмента. Порядок пользования инструментом показан на рис.

3(a) на примере очистки стальной детали от толстого слоя ржавчины. При обработке вращающая щетка вводится в соприкосновение с пораженной ржавчиной поверхностью с небольшим нажимом, а инструмент перемещается вдоль очищаемой поверхности по горизонтали (слева направо), как показано на рисунке. Использование инструмента описанным образом позволяет обрабатывать поверхность металла в несколько рядов по горизонтали, в результате чего выполняется полная зачистка всей поверхности, как показано на рис. 3(b). Механические принципы действия Выполненные в последние годы исследования механики соударений проволочных щетин вращающихся щеток

84 ROGTEC

300 мкм 300 mcm

Рис. 5 : Полученное при помощи сканирующего электронного микроскопа изображение выбоины, образовавшейся в результате соударения проволоки с поверхностью мягкой стали (API 5L).

Fig. 5 : Scanning Electron Microscope (SEM) micrograph of impact crater generated during bristle tip collision with ductile surface (API 5L) material system.

Figure 4, whereby 11 (eleven) successive frames have been superimposed in order to capture the complete contact event of a single bristle. One may observe that the incoming bristle approaches the surface (bristle is moving from leftto-right) in frames 1, 2, and 3, and undergoes impact with the metallic surface in frame 4. Subsequently, frame 5 indicates that the bristle tip has rebounded from the surface, and has actually retracted toward the rearward direction (i.e., behind the initial impact site). Frames 6 - 11 show successive stages of the bristle motion as further recovery occurs, and the bristle eventually returns to an equilibrium position. The actual impact crater that is formed during contact with a ductile surface (API 5L piping) is shown in Figure 5, and indicates a micro-excavation termed “shoveling”, which is similar to those generated by grit blast media [3].

Corrosion Removal Performance and Texture The corrosion removal performance and surface texture that can be achieved via bristle blasting operations is now examined within the context of removing severe corrosion from API 5L piping, which is commonly used for on-shore and off-shore applications in the petroleum industry.

The initial surface of a severely corroded pipe that will be cleaned via the bristle blasting process is shown in Figure 6, whereby a uniform corrosive layer appears on both the internal and external surfaces. Examination of this corroded pipe suggests that the standard grade condition SSPC Condition D (100% rust with pits) accurately assesses the degree of surface corrosion.

In Figure 7 (top) the interior surface of a cleaned segment of the pipe is shown after bristle blasting, along with www.rogtecmagazine.com

PIPELINING для очистки поверхности металла показывают, что при правильном подборе формы щетины и обеспечении равномерного вращения после соударения проволоки с обрабатываемой поверхностью проволока начинает совершать колебательные движения, ведущие к последующим соударениям ее конца с обрабатываемой поверхностью [1, 2]. Таким образом, при соударении образуется не только начальная основная выбоина на поверхности металла, но и ряд микро-выбоин, характерных для текстуры, образующейся при абразивно-струйной обработке [3]. Соударения происходят очень быстро, и для их учета и оптимизации режима обработки необходимо применение высокоскоростной цифровой видеокамеры. Последовательность соударений при обработке иллюстрируется рис. 4, на котором показан результат объединения 11 (одиннадцати) последовательных кадров, позволяющих полностью отобразить последовательность соударений отдельной проволоки с обрабатываемой поверхностью. На кадрах 1, 2 и 3 показано приближение проволоки к поверхности (щетка движется слева направо), на кадре 4 – соударение с поверхностью металла. На кадре 5 видно, что проволока упруго отскакивает от поверхности, а затем отклоняется назад (за точку первоначального соударения). На кадрах 6 - 11 показаны дальнейшие фазы движения проволоки после отскока и ее возвращения в положение равновесия. Таким образом, выбоины образуются на протяжении всего процесса соприкосновения с поверхностью мягкой стали (труба по API 5L), как показано на рис. 5, на котором видно образование цепочек микрошероховатостей, схожих с получаемыми при воздействии абразива в ходе абразивно-струйной обработки [3]. Эффективность удаления ржавчины и текстура поверхности В этом разделе рассматривается эффективность удаления ржавчины и текстура поверхности, получаемой при абразивно-щеточной очистке, на примере удаления толстого слоя ржавчины с поверхности труб по техническим условиям API 5L, которые широко используются для строительства объектов береговой и морской инфраструктуры нефтегазодобывающих предприятий. Начальное состояние сильно поврежденной ржавчиной поверхности до абразивно-щеточной очистки показано на рис. 6, на котором виден непрерывный однородный слой ржавчины как на внешней, так и на внутренней поверхности трубы. Осмотр поврежденной ржавчиной трубы, изображенной на рисунке, указывает на то, что развитие ржавчины и состояние поверхности соответствует классу D по стандарту SSPC (100% ржавчины с раковинами). www.rogtecmagazine.com

Рис. 6 : Поврежденная ржавчиной поверхность трубы по API 5L до обработки методом абразивнощеточной очистки Fig. 6 : Corroded surface of API 5L pipe prior to cleaning via bristle blasting process the initial corroded segment place directly below in Figure 7 (bottom) for comparison. Careful examination of Figure 7 (top) indicates that the cleaned surface has a uniform appearance and is free of corrosion. Detailed characteristics of the bristle blasted surface are shown in SEM micrographs appearing in Figure 8(a) and 8(b).

A coarsely textured surface that is free of corrosion and corrosive pits is clearly seen in Figure 8(a) (magnification 20x), and evidence of uniformly dispersed craters formed by bristle tips is readily apparent. Higher magnification of the surface is shown in Figure 8(b) (100x) whereby individually formed craters can be seen that indicate repetitious impact of the bristle tips with the ductile material. Moreover, the craters closely resemble the morphology of the impact crater shown in Figure 5. Direct measurement of the texture appearing in Figure 7 (top) via standard press-film replica tape indicates that a uniform roughness of Rz ~ 80 (microns) is obtained.

As one may expect, continued use of the bristle blasting tool can lead to the eventual wear of bristle tips and, therefore, the eventual reduction of both corrosion-removal and texture-generating performance. In order to assess this aspect of tool performance, significant testing has been performed. A portion of these test results are shown in Figure 9, whereby the relationship between surface texture performance and the overall time period of continuous tool use is examined. That is, the surface texture Rz (microns) has been measured and recorded as the bristle tool is used continuously over a time period exceeding one hour. These results indicate that the as-received (i.e., new) tool generates a surface texture of Rz ~ 80–85 (microns), whereas continued use of the tool leads to gradual erosion of texture. At the conclusion of tool life

ROGTEC 85

ТРУБОПРОВОД

На рис. 7 (вверху) показана внутренняя поверхность участка трубы после абразивно-щеточной очистки в сравнении с ее начальным состоянием (рис. 7, внизу). При рассмотрении рис. 7 (вверху) можно определить, что после очистки поверхность имеет равномерную текстуру и не содержит признаков ржавчины. Более подробное состояние поверхности после щеточноабразивной обработки показано на полученных с помощью сканирующего электронного микроскопа фотографиях на рис. 8(a) и 8(b). Поверхность с грубой текстурой и без признаков коррозии и вызванных коррозией раковин хорошо видна на рис.

8(a) (20-кратное увеличение), что свидетельствует о равномерности распределения выбоин, образующихся при соударении с проволочными щетинами. При рассмотрении поверхности под большим увеличением на рис. 8(b) (100-кратное увеличение) выявляется равномерный характер распределения мест соударений проволочных щетин с мягким металлом трубы. Более того, строение углублений соответствует строению углубления, показанного на рис. 5. При непосредственной оценке текстуры, показанной на рис. 7 (вверху), по эталону установлено, что он характеризуется равномерной шероховатостью класса Rz ~ 80 (мкм). Очевидно, что в ходе абразивнощеточной очистки имеет место износ концов проволочных щетин, что в конечном счете ведет к снижению как эффективности удаления ржавчины, так и качества создаваемой текстуры поверхности. Для уточнения показателей этого процесса был выполнен значительный объем экспериментальных исследований. Частично результаты таких исследований показаны на рис. 9, отражающем взаимосвязь между эффективностью текстурирования поверхности и общим временем непрерывной работы инструмента.

Рис. 8 : Полученная с помощью сканирующего электронного микроскопа фотография прошедшей абразивно-щеточную обработку поверхности, показанной на рис. 7 (вверху). Состояние поверхности на рис. (8a) показано при 20-кратном увеличении; обозначенный стрелкой участок показан на рис. (8 b) при 100-кратном увеличении.

Fig. 8 : SEM micrographs of the bristle blast treated surface shown in Figure 7 (top). Surface details shown in Figure (8a) at 20x; additional magnification of region indicated by the arrow is shown in Figure (8b) at 100x.

В ходе исследований выполнялась оценка шероховатости (чистоты) поверхности Rz (мкм) и регистрация ее изменений в зависимости от продолжительности непрерывной работы щетки в течение периода продолжительностью более одного часа. Результаты исследований показывают, что не бывшая в употреблении щетка позволяет получить текстуру с шероховатостью Rz ~ 80-85 (мкм), а по мере увеличение времени работы имеет место постепенное уменьшение глубины получаемой текстуры. К концу расчетного срока эксплуатации (около одного часа непрерывной

86 ROGTEC

Рис. 7 : Фотография очищенного образца трубы по API 5L (вверху). Начальное состояние пораженной ржавчиной поверхности до очистки показано для сравнения (внизу) Fig. 7 : Photograph of cleaned API 5L specimen (top). Condition of initially corroded surface shown for comparative purposes (bottom)

(approximately one hour), texture performance of the tool has eroded to approximately Rz ~ 60–65 (microns).

These results imply that the bristle blasting process is ideally suited for spot-repair applications, or for larger applications where grit blast applications are prohibitive.

Visual Cleanliness Based upon the surfaces prepared via bristle blasting (see Figure 3(b) and Figure 7 (top)), a direct comparison can be made with visual cleanliness www.rogtecmagazine.com

PIPELINING работы) шероховатость, получаемая при обработке, уменьшается до примерно Rz ~ 60-65 (мкм). Полученные результаты указывают на то, что абразивно-щеточная очистка идеально подходит для местного ремонта, а также для очистки участков большей площади, в тех случаях, когда применение абразивно-струйной очистки представляется нецелесообразным. Визуальная оценка чистоты Качество поверхности после абразивно-щеточной очистки (см. рис. 3(b) и рис. 7 (вверху)) может быть прямо сопоставлено с показателями чистоты поверхности при визуальном контроле, установленными Советом по покраске стальных конструкций (SSPC), которые широко используются квалифицированными рабочими, занимающимися подготовкой поверхностей к покраске. Во всех рассмотренных случаях качество поверхности превышает показатели, установленные опубликованными стандартами для обработки ручным и электроинструментом [4]. Определяемая визуальным контролем чистота поверхностей во всех рассмотренных случаях сопоставима с установленными SSPC показателями очистки до «белого металла» (т. е. классы чистоты SP 5 и SP 10), обычно получаемыми при использовании абразивноструйной обработки [5].

standards that are published by the Steel Structures Painting Council (SSPC), and widely used by the trained workers in the surface preparation community.

In each case, the surfaces far exceed the cleanliness that is associated with published norms for various hand and power tools [4]. However, the appearance/ cleanliness of these surfaces is quite comparable to SSPC “white metal” standards (that is, SP 5 and SP 10) that are typically associated with grit blasting processes [5].

References & Author 1. Wojnar, N., 2006, Design and Application of Rotary Bristle Brush for Peening Applications, M.S. Thesis, Marquette University, Milwaukee, WI 53233.

2. Stango, R. J. (Author), and Khullar, P. (Author), 2008, Introduction to the Bristle Blasting Process for Simultaneous Corrosion Removal/Anchor Profile, ACA Journal of Corrosion and Materials 33 (5), 26-31.

3. Budinski, K. G., and Chin, H, 1983, Surface Alteration in Abrasive Blasting, Wear of Materials, 311-318.

4. SSPC-VIS 3, Visual Standard for Power- and HandCleaned Steel, Steel Structures Painting Council, Pittsburgh, PA 15213-3724.

M O N T I MBX® BRISTLE BLASTER® КОМПАНИИ M O N T I Очистка и профилирование за одну операцию.

MONTI Werkzeuge GmbH – немецкая компания, специализирующаяся в области разработки и изготовления инструментов для подготовки поверхностей. Недавно разработанный и запатентованный инструмент MONTI MBX® Bristle Blaster® устанавливает новый стандарт механических инструментов по очистке и подготовке поверхностей. Нашу технологию уже используют и рекомендуют такие компании, как International Paint, STOPAQ, Belzona, QatarGas, GASCO, ExxonMobil, TOTAL и другие. Инструмент MBX® Bristle Blaster® • Обеспечивает безопасность, низкий уровень вибрации, экологическую чистоту – в процессе работы не используются и не создаются опасные вещества • Быстро снимает ржавчину, покрытия и окалину • Восстанавливает поверхность до состояния близкого к чистому металлу • Обеспечивает шероховатость 60-85 мкм на стальных поверхностях (стандарт API 5L) • Не шлифует и не полирует • Не создает термического повреждения и побежалости • Применяется для точечного ремонта участков, где очистка абразивными материалами неэффективна или запрещена • Для подготовки сварных швов • Возможно применение на сварных швах, кромках, вокруг болтов, в труднодоступных местах • Эффективен для обработки поверхностей мачт линий электропередач, при ремонте мостов и трубопроводов, может использоваться на морских платформах, других морских объектах, НПЗ

Испытания CCIC на объекте; компания QatarGas MONTI Werkzeuge GmbH Steinbruchweg 2 b DE – 53227 Bonn, Germany Тел.: +49 – (0) 228 – 85 44 670 Факс: +49 – (0) 228 – 47 60 99 info@monti.de – www.monti.de Приглашаем дистрибьюторов.

ТРУБОПРОВОД

Шероховатость текстуры Rz, мкм Texture, Rz (microns)

85 Микропрофиль поверхности при обработке щеткой скорость очистки: 1,1 м2/ч материал: сталь API 5L

80

Anchor profile generated by bristle tool cleaning rate: 1.1 m2/hour material: API 5L

75

70

65

60

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Время работы и износа щетки, мин. “age” of bristle tool (min.) Рис. 9 : Изменение текстуры поверхности по мере износа щетки Fig. 9 : Variation of surface texture/anchor profile as bristle tool progressively ages Используемая литература 1. Войнар, Н., 2006 г. Проектирование и применение вращающихся щеток для упрочняющей очистки, диссертация магистра наук, Университет им. Маркетта, г. Милуоки, шт. Висконсин, 53233.

2. Станго Р. Дж. и Хуллар П., 2008 г. Введение в метод абразивно-щеточной обработки для одновременной очистки от ржавчины и создания шероховатой поверхности под покраску. Журнал Американской ассоциации изучения коррозии.

3. Будинский К. Дж. и Чин Х, 1983 г. Изменение характеристик поверхности при абразивно-струйной обработке. Износ материалов. сс. 311-318.

4. SSPC-VIS 3. Стандарт визуальной оценки состояния поверхности при очистке ручным и электрическим инструментом. Совет по покраске стальных конструкций, Питсбург, Пенсильвания, 15213-3724.

5. SSPC-VIS 1, Guide and Reference Photographs for Steel Surfaces Prepared by Dry Abrasive Blast Cleaning, Steel Structures Painting Council, Pittsburgh, PA 152133724.

Robert J. Stango Professor of Mechanical Engineering and correspondent for this publication, Marquette University, Milwaukee Piyush Khullar Graduate Research Assistant, Mechanical Engineering Department, Marquette University, Milwaukee Роберт Дж. Станго Профессор кафедры инженерной механики, консультант при подготовке настоящей статьи, университет им. Маркетта. Пиуш Хуллар Аспирант кафедры инженерной механики, университет им. Маркетта.

5. SSPC-VIS 1. Указания и справочные фотографии стальных поверхностей после подготовки сухой абразивно-струйной обработкой. Совет по покраске стальных конструкций, Питсбург, Пенсильвания 15213-3724.

88 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PIPELINE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 89

НОВОСТИ

Прогнозируемый объем добычи газа в России в 2009 г. составляет 700 млрд. куб. м Согласно проекту Министерства энергетики России, объемы добычи газа в России в следующем году достигнут 700 млрд. куб. м, что на 3,2 % выше показателя 678 млрд. куб. м, который прогнозируется в текущем году. В прошлом году суммарный объем добычи газа в России составил 654 млрд. куб. м. Как указано в проекте генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 г., в 2010 г. добыча газа в России достигнет 717 млрд. куб. м. Этот показатель несколько выше, чем недавний прогноз Министерства экономического развития, согласно которому в 2010 г. планировалось добыть 715 млрд. куб. м. В ближайшие два года 85 % от общего объема добычи придется на традиционные газовые регионы Западной Сибири. Добыча в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке прогнозируется в объеме 16,7 млрд. куб. м в 2009 г. и 22,7 млрд. куб. м в 2010 г., по сравнению с 11,8 млрд. куб. м в 2007 г. Ожидаемый прирост запасов газа в России составляет 783 млрд. куб. м в 2008 г., 686 млрд. куб. м в 2009 г. и 841 млрд. куб. м в 2010 г., как указано в документе Министерства энергетики. В прошлом году прирост запасов составил 684 млрд. куб. м.

Туркмениистан снижает планы по добыче газа в 2008 г. Туркменистан в этом году снизит добычу газа до 50 млрд. куб. м по сравнению с 72,3 млрд. куб. м добытыми в прошлом, заявил министр нефтегазовой промышленности Аннагулы Деряев. Ранее правительство заявляло, что в этом году в Туркменистане будет добыто 81,5 млрд. куб. м, однако страна прекратила поставки в соседний Иран в первом квартале года из-за конфликта по поводу цен, что привело к сокращению добычи. Туркменистан и Иран планируют подписать новое соглашение о поставках газа в этом месяце. Большую часть своего газа Туркменистан продает российскому “Газпрому”, однако ищет возможности разработки новых месторождений и диверсификации экспорта.

90 ROGTEC

Russia expects gas output at 700 bn cm in 2009 Russia’s gas output is expected to reach 700 bn cm next year, up 3.2 % from an expected 678 bn cm this year, the Russian energy ministry said in a draft document.

Last year Russia produced a total of 654 bn cm.

According to the ministry’s draft General Scheme for Gas Industry Development to 2030, in 2010 Russian gas output is forecast to reach 717 bn cm. The figure is a little higher than the recent outlook by the economic development ministry, which targeted output of 715 bn cm in 2010.

Over the next two years, some 85% of total output will continue to come from the traditional gas provinces in West Siberia. Production from East Siberia and the Russian Far East is expected to account for 16.7 bn cm in 2009 and 22.7 bn cm in 2010, up from 11.8 bn cm in 2007.

Russia is expected to add 783 bn cm of gas reserves in 2008, 686 bn cm in 2009 and 841 bn cm in 2010, the energy ministry’s document said. Last year 684 bn cm of new reserves were added.

Turkmen cut 2008 gas output target Turkmenistan, will cut gas output to 50 billion cubic meters this year from last year’s 72.3 Bcm, Oil and Gas Minister Annaguly Deryaev announced.

The government had previously said Turkmenistan would produce 81.5 Bcm this year, but the country halted supplies to neighboring Iran in the first quarter amid a pricing row which led to a cut in output. Turkmenistan and Iran are due to sign a new supply agreement this month.

Turkmenistan sells most of its gas to Russia’s Gazprom , but seeks to develop new fields and diversify exports.

Deryaev also said Turkmen oil output would be 10 million tones this year, the same as last year.

DOCKWISE concludes USD 84m VYBORG / Shtokman Contract Following the letter of intent announced in June 2008, Dockwise Ltd. announces that through its subsidiary Dockwise Shipping B.V., it has been contracted by Vyborg Shipyard to transport two topside structures www.rogtecmagazine.com

NEWS Деряев также указал, что добыча нефти в Туркменистане в этом году составит 10 млн. т,

Компания DOCKWISE заключила контракт с Выборгским судостроительным заводом, связанный с освоением Штокмановского месторождения, на сумму 84 млн. долл. США После получения письма о намерениях, о котором сообщалось в июне 2008 г., компания Dockwise Ltd. объявила, о том, что в лице своего представительства, компании Dockwise Shipping B.V., она заключила контракт с Выборгским судостроительным заводом на транспортировку двух верхних строений из Кореи в Баренцево море и их установку на полупогружные корпуса методом надвига. Компания Dockwise получит 84 млн. долл. США по контракту, рассчитанному на три года, причем выручка немедленно будет зачтена в счет четвертого квартала 2008 г. Выборгский судостроительный завод привлечен компанией «Газфлот» (операционное подразделение компании “Газпром”) для строительства двух платформ, рассчитанных на работу в арктических условиях в ходе освоения нового гигантского Штокмановского месторождения, находящегося в Баренцевом море в 600 км от Мурманска. Отгрузка первого верхнего строения запланирована на конец апреля 2010 г. с монтажом в июле-августе 2010 г.; отгрузка второго - запланирована на октябрь 2010 г. с монтажом в феврале 2011 г. Сооружения будут транспортироваться с острова Геодже в Корее на место сборки в районе мурманской гавани. Расчетная масса верхних строений составляет около 22 000 т.

“Газпром” составляет список партнеров по проекту СПГ на Ямале. Российская компания “Газпром” рассматривает возможность привлечения американских гигантов – «ЭксонМобил» и «КонокоФилипс» - к реализации проекта сжиженного природного газа на полуострове Ямал в российской Арктике – заявил сегодня заместитель председателя правления компании. “В данный момент составляется список (возможных участников), однако мы не исключаем возможности участия в проекте крупных компаний, таких как «ЭксонМобил» и «Коноко». – заявил Александр Медведев. Он также упомянул, что “Газпром” мог бы сотрудничать с «Коноко» в рамках газовых проектов на Аляске в обмен на предоставление американской компании права на участие в разработке Южно-Тамбейского www.rogtecmagazine.com

from Korea to the Barents Sea and to install the units on semi-submersible hulls, using the float-over technique.

Dockwise will receive USD 84m over the three-year contract, with the revenue contributing immediately to fourth quarter 2008 cash flows.

Vyborg Shipyard was commissioned by Gazflot (the operating arm of Gazprom) to construct two platforms designed for operation in the arctic conditions of the giant new Shtokman field, 600km offshore Murmansk.

The first topside structure is scheduled to be loaded end April 2010 for installation between July and August 2010; the second at end October 2010 for installation around February 2011. The structures will be transported from Geoje Island, Korea, to the assembly locations in the Murmansk harbour area. Each topside is estimated to weigh around 22,000 tons.

Gazprom makes Yamal LNG partner list Russia’s Gazprom is considering US giants ExxonMobil and ConocoPhillips for its liquefied natural gas project in Russia’s Arctic Yamal region, its deputy chairman said today.

“The list (of possible participants) is currently being made, but we do not exclude majors such as ExxonMobil and Conoco from joining the project,” quoted Alexander Medvedev.

He also said Gazprom could work in gas projects in Alaska with Conoco in exchange for the US major gaining access to the Yuzhno Tambeisky deposits in Arctic Yamal. - “But nothing concrete has been decided yet.”

Gazprom Neft weighs up MMG swap The Khanty-Mansi Autonomous Region Government and Salym Petroleum Development N.V. (SPD) signed the Cooperation Agreement for 2009-2013 in KhantyMansiysk. The Governor of Yugra Alexander Filipenko and SPD CEO Harry Brekelmans signed the Agreement.

This document will replace the current three-year agreement that expires by this year end.

New agreement covers extension of mutually beneficial cooperation aimed to further development of the autonomous region’s industrial and scientific potential, application of the world high technologies in hydrocarbons exploration, oil production and processing, associated petroleum gas use and advanced environmental technologies.

Russia to build new pipeline Russian gas giant Gazprom announced that it would build a pipeline directly to Georgia’s rebel region of South Ossetia because of problems with natural gas supplies to the

ROGTEC 91

НОВОСТИ месторождения на Ямале. - “Однако конкретные решения пока не приняты”.

Заключено соглашение о долгосрочном сотрудничестве между Ханты-Мансийским автономным округом и компанией “Салым Петролеум Девелопмент Н.В.” Правительство Ханты-Мансийского автономного округа и компания “Салым Петролеум Девелопмент Н.В.” (СПД) подписали в Ханты-Мансийске соглашение о сотрудничестве в 2009-2013 гг. Соглашение подписали Губернатор Югры, Александр Филипенко и Харри Брекельманс, исполнительный директор СПД. Этот документ заменит существующее соглашение сроком на три года, которое истекает в конце текущего года. Новое соглашение предполагает продолжение взаимовыгодного сотрудничества в целях дальнейшего развития научного и промышленного потенциала региона, внедрения передовых технологий поиска и разведки месторождений углеводородов, добычи и переработки нефти и попутного газа, а также передовых технологий охраны окружающей среды.

Россия построит новый трубопровод Российский газовый гигант, компания “Газпром”, объявил о планах прокладки трубопровода непосредственно в мятежный регион Грузии, Южную Осетию, в связи с трудностями снабжения этого анклава природным газом, возникшими после недавней войны с Грузией. В компании “Газпром” указали, что необходимость строительства нового трубопровода связан с тем, что существующий трубопровод проходит через территорию Грузии. Куприянов заявил, что трубопровод был поврежден, а сложности с поставками газа вызваны тем, что у “Газпрома” нет прямого соглашения с Грузией о транзите газа для поставки его через территорию Грузии в Южную Осетию, - сообщило агентство «Рейтерс».

Компания «Роснефть» потратит миллиарды на строительство арктического флота Крупнейшая российская государственная компания «Роснефть» заявила, что для выполнения задач, поставленных в рамках программы освоения шельфа, к 2030 г. ей потребуется построить 193 единицы установок и судов для поиска, разведки и добычи нефти. Эта крупнейшая в России нефтяная компания намерена приобрести 31 лицензию на разработку шельфовых месторождений, в том числе на арктическом шельфе. Для разработки месторождений

92 ROGTEC

enclave after the recent war with Georgia. Gazprom said the new pipeline was needed because the current pipeline goes through the territory of Georgia proper.

Kupriyanov said the pipeline had been damaged and added that supplies were complicated by the fact that Gazprom had no direct transit agreement with Georgia for gas supplies through its territory to South Ossetia, said a Reuters note.

Rosneft to spend billions on Arctic fleet Russian state-owned oil major Rosneft says it by year 2030 will need to construct 193 oil exploration and production units as well as vessels in order to meet the objectives of its shelf development programme.

The oil company, the biggest in Russia, intends to acquire 31 offshore licenses, among them on the northern shelf.

For the development of the fields, the company will need 22 stationary platforms and ten mobile drilling rigs.

“Nord Stream on track for 2011 startup” The Baltic Sea gas pipeline project, Nord Stream, is on track to deliver first gas in the fourth quarter of 2011 as it previously promised, “We’re absolutely on track to deliver the project on time and we are in budget,” financial director Paul Corcoran said to Reuters.

His comments came as a relief to those supporting the €7.4 billion ($9.34 billion) project, which Russian President Vladimir Putin said recently that it could be scrapped if Europe continues to delay the project.

The EU has identified the plan to pump 55 billion cubic meters of Russian gas annually to Europe via Germany - involving Russia’s Gazprom, Germany’s E.ON and BASF and Dutch Gasunie - as a key project to ensure secure gas supplies for Europe. But EU lawmakers have called for a new investigation into the Nord Stream’s environmental impact.

Vantage Drilling Company Selects AMOS from SpeTec Vantage Drilling, a company organized under the laws of the Cayman Islands, has chosen both the AMOS Business Suite for Maintenance and Purchasing and the AMOS2 Enterprise Suite for Quality Management throughout its fleet.

Vantage is dedicated to building and operating offshore rigs including technologically advanced dynamicallypositioned Drillships and ultra-premium Baker Marine Pacific Class Jack-ups. Its first rig “The Emerald Driller” is scheduled for completion before Christmas 2008 at the PPL Shipyard in Singapore and is subject to a two-year drilling contract. www.rogtecmagazine.com

NEWS компании потребуется 22 стационарных платформы и десять передвижных буровых установок.

Ввод в эксплуатацию трубопровода «Северный поток» ожидается в 2011 г., как запланировано Проект строительства трубопровода «Северный поток» через Балтийское море выполняется по графику, поставки газа должны начаться согласно ранее объявленному плану в четвертом квартале 2011 г. «Проект реализуется в полном соответствии с графиком и сметой», – заявил агентству «Рейтер» финансовый директор проекта, Пол Коркоран. Его комментарий успокоил инвесторов этого проекта стоимостью 7,4 млрд. евро (9,34 млрд. долл.), который, как недавно сказал Президент России Владимир Путин, может быть остановлен, если Европа продолжит оттягивать его реализацию. ЕС подтвердил, что план ежегодной поставки 55 млрд. куб. метров российского газа в Европу через Германию – с участием российского “Газпрома”, немецких компаний E.ON и BASF и голландской компании Gasunie является важнейшим проектом для обеспечения бесперебойных поставок газа в Европу. Тем не менее, законодатели ЕС потребовали провести новое исследование воздействия «Северного потока» на окружающую среду.

Компания Vantage Drilling выбирает ПО AMOS компании SpeTec Компания Vantage Drilling, зарегистрированная на Каймановых островах, приняла решение использовать программные продукты AMOS Business Suite для организации технического обслуживания и снабжения и AMOS2 Enterprise Suite для контроля качества на своих установках. Компания Vantage специализируется в области строительства и эксплуатации морских буровых установок, в том числе современных морских буровых судов с динамическим позиционированием и самоподъемных буровых установок Baker Marine класса Pacific. Строительство первой буровой установки The Emerald Driller по плану должно быть завершено к Рождеству 2008 г. на судостроительном заводе PPL в Сингапуре. На эксплуатацию установки заключен контракт сроком на два года.

На Казахстанской международной выставке и конференции «Нефть и газ» объявлены новые инициативы по разработке запасов нефти и газа Казахстана Казахстанская международная выставка и конференция «Нефть и газ» (KIOGE), ведущий нефтегазовый форум Казахстана, прошла 7-10 октября в г. Алматы, Казахстан. www.rogtecmagazine.com

Brodospas also chooses AMOS SpecTec (branch office in Croatia), has signed an Agreement for the delivery of AMOS Business Suite to Brodospas p.l.c., Split based shipping company.

Software license includes Maintenance and Purchase as well as Quality and Safety modules.

New initiatives for developing Kazakhstan’s oil and gas resources announced at KIOGE The KIOGE Exhibition & Conference, Kazakhstan’s leading oil and gas event, took place on 7-10 October in Almaty, Kazakhstan.

ITE’s Oil & Gas Director, Graeme Coombes, explains the significance of the event in Kazakhstan, “Over 16 years, KIOGE has developed a reputation for being a source of the most up-to-date information about the oil and gas industry. Major new initiatives are regularly announced at the event and this year was no exception”. This year, the two-day conference attracted a record number of delegates – 1,285.

A number of new initiatives and projects were announced during the KIOGE Conference. Kazakhstan’s Minister of Energy and Mineral Resources, Mr. Sauat Mynbayev, revealed that a Memorandum of Understanding has been signed between KazMunayGas National Company (Kazakhstan), ConocoPhillips (US) and Mubadala Development (UAE), agreeing the terms for exploring and developing the N Block on the Caspian shelf. In addition, he announced that Kazakhstan is planning operations to develop the Satpayev and Darkhan shelf blocks.

Finally, Mr. Kiinov announced that a major issue for the industry has been resolved – from 1 January 2009, the price for gas exported through Russia will be determined according to the price in Europe minus GazProm’s tariff and margin.

BP to restart last Azeri platform A BP-led group will resume production in late December at the last Azeri offshore platform that remains shut after a gas leak in September, Azeri state energy company Socar said.

BP in September suspended oil production at two platforms, Western and Central Azeri, of the giant Caspian Sea deposit, Azeri-Chirag-Gyuneshli (ACG), due to a gas leak. It resumed work at Western Azeri in October.

“We will resume oil production at Central Azeri in the end of December,” Socar chief Rovnag Abdullayev told reporters. ACG is the main source of oil for the BP-operated Baku-Ceyhan pipeline, which runs from

ROGTEC 93

НОВОСТИ Грэм Кумбис, директор ITE (международные выставки и конференции) по нефти и газу, следующим образом объяснил значение происходящего в Казахстане события, “За последние 16 лет KIOGE заслужила репутацию источника самых последних сведений о нефтяной и газовой отрасли. На выставке регулярно объявляются крупные новые инициативы, и этот год не стал исключением”. В этом году двухдневная конференция привлекла рекордное количество участников – 1285 человек. В ходе выставки KIOGE был заявлен ряд новых инициатив и проектов. Министр энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Сават Минбаев объявил, что национальная компания «КазМунайГаз» (Казахстан), «КонокоФилипс» (США) и «Мубадала Девелопмент» (ОАЭ) подписали меморандум о взаимопонимании, согласовав условия геологического изучения и разработки блока «Н» шельфа Каспийского моря. Помимо этого, он объявил о том, что Казахстан планирует работы по разработке блоков шельфа «Сатпаев» и «Дархан». Наконец, г-н Киинов объявил о решении отраслью серьезной проблемы – с 1 января 2009 г. цена на газ, экспортируемый через Россию, будет рассчитываться от европейской цены за вычетом тарифов и прибыли компании “Газпром”.

Компания Brodospas выбирает ПО AMOS Компания SpecTec (через свое представительство в Хорватии), подписала соглашение о поставке ПО AMOS Business Suite транспортной компании Brodospas p.l.c., базирующейся в г. Сплит. Лицензия на ПО охватывает как модуль технического обслуживания и снабжения, так и модуль контроля качества и обеспечения безопасности.

Компания BP снова введет в эксплуатацию последнюю платформу в Азербайджане Азербайджанская энергетическая компания «СОКАР» объявила, что группа компаний во главе с BP в конце декабря возобновит добычу на последней морской платформе «Азери», которая была остановлена вследствие утечки газа в сентябре. В сентябре компания BP приостановила добычу нефти на двух платформах – «Западный Азери» и «Центральный Азери» на гигантском месторождении Каспийского моря, Азери-Чыраг-Гюнешли (АЧГ) из-за утечки газа. Эксплуатация платформы «Западный Азери» возобновилась в октябре. “Мы возобновим добычу нефти на платформе «Центральный Азери» в конце декабря”, - сказал

94 ROGTEC

the fields in the Azeri sector of the Caspian Sea to the Turkish Mediterranean coast.

Russia-China talks to pick up Russia will resume talks with China over $25 billion in loans as part of a broader deal with Beijing over crude supplies within days, Russian Energy Minister Sergei Shmatko recently announced. The loans are of a crucial importance for Russian oil firms, which need cash to refinance their heavy debts and fund growth at a time of plunging oil prices. China is discussing lending Russian state oil major Rosneft and pipeline monopoly Transneft up to $25 billion in loans while Beijing would secure deliveries of Russian crude for 20 years.

Chinese Premier Wen Jiabao visited Moscow in October when the two countries agreed to jointly build a new overland supply route for Siberian oil to carry 300,000 barrels per day between the countries’ trunk pipelines from 2009.

Gazprom not interested in Repsol Russian energy giant Gazprom said it is not interested in buying 20% of Spanish energy company Repsol.

“Gazprom had and has no plans to buy 20% of Repsol,” Sergei Kupriyanov, the Moscow-based company’s spokesman recently stated. Gazprom supplies about a quarter of Europe’s gas and has said it wants to expand into marketing and distribution, as well as liquefied natural gas.

Miller in under-investment warning The world will face a shortage of oil supplies sooner than expected because companies already under-invest in production said Alexei Miller, chief executive of Russian gas monopoly.

“Oil companies are beginning to under-invest in production due to the financial crisis. I think it means that a supply shortage will come much earlier,” he said.

Gazprom controls Russia’s fifth-largest oil producer, Gazprom Neft .

Daily Production Reaches 140,000 bopd at Salym oilfields The total daily production from the Salym oil fields in Western Siberia, developed by Salym Petroleum Development N.V. (SPD), has reached 140,000 bopd (over 19,200 tone per day). SPD CEO Harry Brekelmans, commenting on the announcement, said: ”Since October 2007, when SPD reached a 100,000 bopd milestone, we have continued increasing production volume in a systematic way by putting on stream new wells and optimizing production processes. Over this period, our daily production went up 1.4 times, which took us www.rogtecmagazine.com

NEWS журналистам глава компании «СОКАР» Ровнаг Абдуллаев. АЧГ является главным источником нефти для эксплуатируемого компанией BP трубопровода Баку-Джейхан, который идет от месторождений азербайджанского сектора Каспийского моря к средиземноморскому побережью Турции.

Возобновятся переговоры между Россией и Китаем В ближайшие дни Россия возобновит переговоры с Китаем о получении кредитов на сумму свыше 25 млрд. долларов в рамках более крупной сделки с Пекином, как недавно заявил российский министр энергетики, Сергей Шматко. Получение этих кредитов крайне важно для российских нефтяных компаний, которым необходимы наличные средства для рефинансирования их крупных долгов и увеличения фондов в условиях падения цен на нефть. Китай рассматривает возможность выделения крупнейшей российской государственной нефтяной компании «Роснефть» и трубопроводному монополисту, компании «Транснефть», кредитов на сумму до 25 млрд. долларов, в обмен на гарантии поставок российской нефти в Китай в течение 20 лет. Китайский премьер Вэнь Цзябао посетил Москву в октябре. В ходе этого визита две страны договорились о начале совместного строительства в 2009 г. новой наземной магистрали между системами магистральных трубопроводов России и Китая для поставок сибирской нефти в объеме 300 000 барр. в сутки.

“Газпром” не заинтересован в приобретении компании «Репсол» Российский энергетический гигант, компания “Газпром”, не заинтересован в приобретении 20% акций испанской энергетической компании «Репсол». “«Газпром» отказался от планов покупки 20% акций компании «Репсол»“, - недавно заявил Сергей Куприянов, представитель компании по связям с общественностью в Москве. “Газпром” поставляет около четверти европейского газа и заявлял о своих планах расширения маркетинга и распределения, а также поставок сжиженного природного газа.

Миллер предупреждает о недостаточном инвестировании Мир столкнется с нехваткой поставок нефти раньше, чем ожидается, поскольку компании недостаточно инвестируют в добычу, заявил Алексей Миллер, глава “Газпрома” российского газового монополиста. “Нефтяные компании начинают недостаточно www.rogtecmagazine.com

to the current benchmark of 140,000 bopd. We have produced over 37 million barrels (over 5 million tones) of oil year-to-date, which is more than 20% increase on our total oil production last year. SPD is steadily moving forward to its goal of becoming one of the best operating companies in Siberia.”

Lukoil consider reducing 2009 spend Russia’s second biggest oil producer Lukoil could halve its 2009 capital spending programme to $4 billion if the global oil price falls below $45, chief executive Vagit Alekperov announced recently. Alekperov said that if Lukoil had to reduce the programme, the cut will mostly be applied to its refining projects and the company was not going to delay the launch of new deposits in west Siberia and the Caspian Sea. “We have worked out three scenarios with oil price of $80, $65 and $45 per barrel,” Reuters quoted Alekperov as telling reporters. “At $80 per barrel we will have investment programme of $8 billion, at the next scenario the programme will be less by $2 billion and at $45 the figure will be $4 billion.”

TMK lines up ONGC pipe deal TMK, Russia’s largest producer of steel pipes for the energy sector, has said it had signed a deal to supply pipes to India’s Oil and Natural Gas Corporation (ONGC).

Under the deal, TMK will supply ONGC with around 20,000 tones of seamless casing pipe over the next two years, Reuters quoted the company as saying in a statement. The pipes will be produced at the company’s Volzhsky mill. TMK did not disclose the value of the deal.

Yesterday, the company also said it had won a tender to supply pipes to Turkmenistan’s national gas company.

Formation of CLYDEUNION – A Global Pumping Leader Clyde Blowers, the East Kilbride-based group owned

by Scottish entrepreneur Jim McColl, had reached agreement to purchase Textron’s Fluid & Power Division.

As a result of this transaction the former Textron company Union Pump, headquartered in Battle Creek,Michigan, will integrate with Clyde Pumps, the company formed by Jim McColl following the highlypublicised purchase in May 2007 from Weir Group of iconic company Weir Pumps based in Glasgow, Scotland.

These two leading pump companies have been re-branded as CLYDEUNION and its combined workforce of over 1400 will provide a comprehensive range of engineered centrifugal and reciprocating pumps as well as aftermarket parts and service from their global manufacturing facilities and joint venture companies in India and China.

ROGTEC 95

НОВОСТИ инвестировать в добычу из-за финансового кризиса. Я думаю, что это означает, что дефицит поставок наступит гораздо раньше”, - сказал он. “Газпром” контролирует пятую по величине в России нефтедобывающую компанию, «Газпром-Нефть».

Добыча на Салымских нефтяных месторождениях достигла уровня 140 000 барр. нефти в сутки Суммарная добыча на Салымских нефтяных месторождениях в Западной Сибири, разрабатываемых компанией “Салым Петролеум Девелопмент Н.В.” (СПД), достигла уровня 140 000 барр. нефти в сутки (свыше 19 200 т в сутки). Генеральный директор СПД Гарри Брекельманс, комментируя эту новость, сказал: «С октября 2007 г., когда СПД вышла на уровень добычи 100 000 барр. нефти в сутки, мы продолжали систематически наращивать темпы добычи за счет ввода в эксплуатацию новых скважин и оптимизации технологий добычи. За этот период суточные объемы добычи возросли в 1,4 раза, что позволило нам достичь нынешнего уровня 140 000 барр. нефти в сутки. На сегодняшний день мы добыли свыше 37 млн. барр. (свыше 5 млн. т) нефти, что соответствует 20% увеличению по сравнению с уровнем добычи в прошлом году. СПД последовательно движется к своей цели – стать одной из самых эффективных компанийоператоров в Сибири».

«Лукойл» рассматривает возможность снижения затрат в 2009 г. Второй по величине производитель нефти в России, компания «Лукойл» может вдвое сократить свою программу капитальных затрат в 2009 г. вдвое, до 4 млрд. долларов, если мировые цены на нефть упадут ниже 45 долларов, недавно объявил президент компании, Вагит Алекперов. Алекперов сказал, что если компании «Лукойл» придется сократить свою программу капиталовложений, сокращение придется главным образом на проекты нефтепереработки, однако компания не будет откладывать ввод в эксплуатацию новых месторождений в Сибири и Каспийском море. “Мы разработали три сценария для цен на нефть 80, 65 и 45 долларов за баррель”, - цитирует «Рейтер» заявление Алекперова журналистам. “При цене 80 долларов за баррель у нас будет инвестиционная программа на сумму 8 млрд. долларов, следующий сценарий предполагает уменьшение бюджета на 2 млрд. долларов, а при цене 45 долларов за баррель он снизится до 4 млрд. долларов”.

производитель стальных труб для энергетической отрасли объявила о подписании договора на поставку труб индийской нефтегазовой корпорации ОНГК. В рамках этой сделки компания TMK в течение ближайших двух лет поставит ОНГК около 20 000 т бесшовных обсадных труб, как сообщает «Рейтерс» ссылаясь на заявление компании. Трубы будут производиться на Волжском трубопрокатном заводе компании. Стоимость сделки компанией ТМК не раскрывается. Вчера компания также заявила о выигрыше в тендере на поставку труб национальной газовой компании Туркменистана.

Образование компании CLYDEUNION – мирового лидера в области производства насосов Группа компаний Clyde Blowers, базирующая в Восточном Килбрайде, принадлежащая шотландскому предпринимателю Джиму Макколлу, заключила соглашение о приобретении подразделения гидравлического и силового оборудования группы компаний Textron. В результате этой сделки ранее принадлежавшая группе Textron компания Union Pump, штаб-квартира которой находится в г. Бэттл-Крик, штат Мичиган, объединится с Clyde Pumps, компанией созданной Джимом Макколлом в мае 2007 г. в результате широко освещавшегося прессой приобретения у группы Weir Group исторически известной компании Weir Pumps, базирующейся в г. Глазго, Шотландия. Эти две ведущие компании по производству насосов получили новое наименование CLYDEUNION, а их объединенный персонал составляет 1400 человек. Компания разрабатывает и выпускает центробежные и плунжерные насосы, а также запасные части для послепродажного обслуживания на собственных производственных объектах и совместных предприятиях в Индии и Китае.

Компания ТМК заключает сделку на поставку труб с ОНГК . Компания ТМК, крупнейший российский

96 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Are you receiving your FREE copy? Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +34 952 904 230 Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +34 952 904 230 Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: Already receiving your copy? Pass this onto a colleague so they can receive their free subscription! Уже получаете бесплатные номера ROGTEC? Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал.

ROGTEC15

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.13

ibc

p.63

advanticagroup.com

hexion.com

solarturbines.com

p.9

p.4

p.27

anson.co.uk

jetlube.com

solarturbines.com

p.12

p.5

p.75

apl.no

lr.org

spse.fr

p.73

p.87

p.77

betafence.com

monti.de

eage.ru

obc & p.35

p.43

bwtnet.com

netzsch.com

p.51 s Сварочные тракторы s Трубогибочные машиныtecpesa.com s Зажимы для центровки труб s Вакуумное подъемное оборудование

M O N T I MBX®

Изготовлено компанией VIETZ – Сделано в Германии

p.61

p.7

capitolsafety.com

outokumpu.com

p.11 & 41

p.69

vietz.de

Vietz GmbH s Fraenkische Strasse 30-32 D-30455 Hannover (Germany) Тел.: +49 (0)511 / 949 97-0 Факс: +49 (0)511 / 49 51 16 s info@vietz.de

p.33

p.31

cat.com

ppg.net

welltec.com

p.89

p.19

p.17

eurasianenergysummit.com

redwingshoe.com

westerngeco.com

p.25

ifc & p.57

emporiumltd.net

rogtecmagazine.com

98 ROGTEC

www.vietz.de

www.rogtecmagazine.com