May 2011

p. / стр. 8

The latest cutting-edge tech solutionsПередовые разработки и решения для отрасли

www.oilandgaseurasia.com

Tech Trends / Новые технологии

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

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

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

p. / стр. 40

Russia’s Oil Production and Global

Developments Добыча нефти

в России на фоне

глобальных процессов

p. / стр. 26

Every year I go to the OTC in Houston during May holidays. And every year I end up writing

an editorial about how disappointed I am because of the lack of interest from Russian companies.

2011 was no exception. Like all other years, Russia was again, the only oil and gas national power with no national pavilion.

This year, the Americans tried to honor Russia as “Country of the Year” at the annual breakfast held on the first day of the OTC and organized by the Houston-based “Energy Magazine”. Sponsors included Hess, CBI, FMC, Wells Fargo Bank and the U.S. Russia Business Council from Washington D.C.

The Americans tried hard to be good hosts. An elementary school choir of Houston kids sang songs in Russian language. A represen-tative of a Houston-area Russian Orthodox Church opened with a prayer chanted in Church Slavonic.

And everyone spoke well of Russia. Everyone – I mean the speakers – were, unfortunately, all American. OK, there were some Russians but they were Russians living Houston as American cit-izens with U.S. passports. So, where were the “real” Russians? Good question! Somebody threw a party for them, but the guests never came!

There was a rumor circulating to the effect that Russian com-panies had been told by “authorities” in Moscow to stay away because the breakfast was intended to be a networking event for Russian companies and American companies to meet and (God forbid) maybe talk business.

In 2012, China will be “Country of the Year” and … guess what? The Chinese – those Kings of Capitalism in Communist overcoats – attended the Russian breakfast to see what it would all be about. At least, the Chinese presence at the Russia Breakfast gave U.S. companies somebody to talk to. After Americans, Chinese were the second largest nationality present! Maybe instead of a prayer in Church Slavonic, we should have started with a Buddhist medi-

Каждый год на майские праздники я уезжаю в Хьюстон. И после этого визита тема рубрики «От редактора» неизбежно повторяется: это разочарование, которое я испытываю от отсутствия интереса к хьюс-

тонскому форуму со стороны российских компаний.Не стал исключением и 2011 год. Как и в предыдущие годы, Россия вновь

оказалась единственной нефтегазовой державой без национального пави-льона.

В этом году американцы пытались чествовать Россию как «страну года» на приеме, организованном в первый день ОТС местным изданием Energy Magazine. Список спонсоров включал такие компании и организации, как Hess, CBI, FMC, Wells Fargo Bank и Американо-российский деловой совет, штаб-квартира которого находится в Вашингтоне.

Американцы очень старались продемонстрировать свое гостеприимс-тво. Местный десткий хор исполнял песни на русском языке. Представитель русской православной церкви в Хьюстоне провел молебен на церконосла-вянском языке.

О России говорили только хорошее. Но все спикеры были американца-ми. Русские, конечно, тоже присутствовали, но из числа тех, кто живет в Хьюстоне и имеет американское гражданство. А где же были «российские русские»? Хороший вопрос, поскольку, «виновники торжества» на празд-нике, им посвященном, попросту отсутствовали.

Поговаривали, что российским компаниям, якобы, посоветовали «свер-ху» воздержаться от посещения мероприятия, цель которого – помочь рос-сийским и американским компаниям «найти друг друга» и (не ровен час!) договориться о сотрудничестве.

В 2012 году «страной года» должен стать Китай, и догадываетесь, что произошло? Китайцы, скрывающие свою деловую хватку под коммунисти-ческими лозунгами, пришли на прием, устроенный в честь россиян, чтобы «разведать обстановку». Таким образом, благодаря «китайскому присутс-твию» у представителей американских компаний появилась возможность пообщаться с коллегами из-за рубежа. Если учесть, что по количеству при-сутствующих на приеме Китай стал вторым после США, возможно, вместо молебна на церковнославянском следовало провести медитацию согласно буддитстской традиции. Тем более что в России буддизм является одной из государственных религий.

На следующий день я пошла на прием, организованный Российской торгово-промышленной палатой в Техасе. Прием состоялся в отеле ZaZa, в хьюстонском районе музеев.

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Пэт Дэвис ШимчакPat Davis Szymczak

OTC – Houston Invites the Oil and Gas World to Party: Russia says “Nyet”Конференция по шельфовым технологиям (ОТС):Прием в честь россиян прошел без «виновников торжества»

2

#5 May 2011


Oil&GasEURASIA

tation – Buddhism is, after all, one of Russia’s official state reli-gions.

The next evening I attended the Russian Chamber of Commerce in Texas reception at the ZaZa Hotel in Houston’s Museum District. Oil&Gas Eurasia are members of the Russian Chamber in Texas and OGE was proud to have been one of the sponsors of the event. It was a grand affair and, yes, the Russians did show up.

But it seems that while all sponsors are equal in terms of how much they pay for a sponsorship, some sponsors are more equal than others. While small and medium size company business people were drinking in one room; the “big” company represen-tatives were having their own little private round-table discussion in a totally separate room.

“How Russian!” I ranted as I ordered my third gin and tonic, separated from Gazprom and global service companies I had expected to meet, by only three or four meters – AND A BRICK WALL! And I paid money too! (In Russia this usually helps but not if you’re small … Russians simply don’t take small business seriously, even though it is the backbone of strong economies all around the world. And as long as oil prices remain high, that will be the case.)

Towards the end of the OTC, I interviewed a young Russian guy from Penza, Slava Skachkov, Head of the Export Department at PKTVA a leading Russian manufacturer of valve repair and testing equipment. Skachkov had convinced his bosses to exhibit at OTC as part of their strategy to enter the American market. (By the way, in the OTC catalogue, there were only four exhibitors from Russia: Gazprom, OMK, PKTVA from Penza and Oil&Gas Eurasia (and since I’m an American I really don’t know if we count.)

You can find out more about this innovative and progressive company at www.revalve.com. In brief, PKTVA manufactures equipment to test and repair valves and they’re opening a show-room and test facility in Indianapolis, Indiana.

Skachkov thought that the OTC would be “good exposure”. He sees the difference in “mentality” between Russian and American business people as their biggest problem. I couldn’t agree more. He and I understood each other considering that he had lived in the U.S. and I had lived in Russia. And honestly, after talking with Skachkov, I got my optimism back. He’s young and some day he and his generation will be in charge.

Ranting about such things does as much good as getting upset when you try to drive anywhere near the Kremlin at rush hour and find yourself sitting in traffic for an hour because the cops closed all main roads to let some 4th level bureaucrat race off to his dacha in Rublovka down a totally empty road.

Don’t they care about the affect this has on business and the general population? Well, actually, “no”, they don’t. So what the heck, I guess I’ll just press down on my horn and vent with the rest of the small business owners in the “probka” (Russian slang for “cork” when all traffic stops). I just hate having to do this (fig-uratively) in Houston too!

«Нефть и газ Евразия» – член Российской торгово-промышлен-ной палаты в Техасе и гордится тем, что является одним из спонсоров вышеупомянутого мероприятия. Прием был прекрасно организован, и на нем действительно присутствовали россияне.

К вопросу о спонсорстве – все спонсоры равны в том смысле, что они платят за спонсорство. Однако при этом некоторые из них ока-зались явно «равнее» других: в то время как представители малого и среднего бизнеса собрались в одной комнате, представители круп-ных компаний организовали собственный «круглый стол» в отде-льной комнате.

«Это вполне в русском стиле!» – возмущалась я, заказывая уже третий джин-тоник. От представителя «Газпрома» и международных сервисных компаний меня отделяли только три метра – И КИРПИЧ-НАЯ СТЕНА! А ведь я тоже заплатила деньги! (В России это обычно помогает, но не представителям малого бизнеса... Россияне просто не воспринимают малый бизнес всерьез несмотря на то, что он – основа сильной мировой экономики. И пока цены на нефть останутся высо-кими, ситуация не изменится).

Когда OTC уже подходила к концу, мне удалось взять интервью у Вячеслава Скачкова из Пензы, руководителя отдела экспорта ПКТБА – ведущего российского производителя оборудования по ремонту и испытанию арматуры. Скачков убедил свое начальство выставлять-ся на OTC в рамках стратегии по выходу на американский рынок. (Кстати, в каталоге ОТС было только четыре экспонента из России – «Газпром», ОМК, пензенская компания ПКТБА и «Нефть и газ Евразия». Но, поскольку я американка, не знаю, можно ли считать НГЕ российским экспонентом).

Подробности об инновационной, прогрессивной компании ПКТБА можно узнать на сайте www.revalve.com. Вкратце, ПКТБА производит оборудование для ремонта и испытаний арматуры. Демонстрационный зал и испытательный стенд компании откроются в Индианополисе (штат Индиана).

По мнению Вячеслава Скачкова, OTC – эффективная выставка. И, как он считает, основная проблема заключается в различном миро-восприятии представителей российских и американских деловых кру-гов. Не могу с этим не согласиться. Мы друг друга поняли, учитывая, что он пожил в США, а я – в России. И, откровенно говоря, после бесе-ды со Скачковым в моей душе вновь возродилась надежда на лучшее будущее. Вячеслав молод, и придет время, когда его поколение зай-мет «командные посты».

Размышления подобного рода весьма полезны, особенно если в час пик застрянешь в «пробке» где-нибудь неподалеку от Кремля, так как полиция перекрыла все основные магистрали, чтобы очередной высокопоставленный чиновник мог побыстрее добраться до своей дачи на Рублевке.

Неужели этим людям безразлично, какие настроения подобная ситуация вызывает и в деловой среде, и среди населения в целом? Похоже, что именно так. И мне, как и другим представителям малого бизнеса, остается только сигналить и возмущаться, сидя в «пробке». Но когда подобная ситуация (пусть и в переносном смысле) повторя-ется в Хьюстоне – терпение уже начинает иссякать!

PH

OT

O:

LO

LA

VA

YN

ER

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ


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

Конфренция по шельфовым технологиям (ОТС)

Прием в честь россиян прошел без «виновников торжества»

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Accurate Calibration of Inferred Production

Using Reciprocating Rod Pumps

Точное определение прогнозируемой добычи/дебита

с применением глубинных штанговых насосов

RENEWABLE ENERGY | ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГИЯ

A Practical, Proven Path

to Green Energy

Практический, проверенный путь

к экологически-чистой энергии

OIL PROCESSING | ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Heat Exchanger Retrofits Boost Profits in Catalytic Processes

Модернизация теплообменника увеличивает эффективность

каталитических процессов

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Development of the Russian Shelf: The State and Oil Companies,

Should Unite Their Efforts!

Освоение российского шельфа: государство и нефтяные компании,

объединяйте усилия!

32

40

8

Russia’S Oil Production and Global Developments

Добыча нефти в России на фоне

глобальных процессовIn 2010–2011 the global economy continued its recovery from the financial crisis of 2008–2009, contributing to rising energy demand, and in particular, demand for oil.В 2010–2011 годах мировая экономика продолжила восстановление после кризиса 2008–2009 годов, что стало одним из факторов роста спроса на энергоносители, прежде всего, на нефть.

OIL PRODUCTION | ДОБЫЧА НЕФТИ

26

20

36

6

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

Oil&GasEURASIA

www.oilandgaseurasia.com e-mail: [email protected]

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

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111.Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36.Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министер-ством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств мас-совых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Жур-нал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к ка та ло гу «Га зе ты. Жур на лы» «Рос пе ча ти» (№ 45834), ка та лог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати»(№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790).Ти раж: 12 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2011, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США) Все права за щи ще ны.

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

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

EMERSON. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Schneider Electric. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

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

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

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

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

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21, 23

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

CRC-Evans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Linde. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

№5 Май 2011

6

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

WELL CONSTRUCTION | СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

Successful Multibranching at the Srednemakarihinskoye Field

Успешный опыт строительства многозабойных скважин на

Среднемакарихинском месторождении

GEOSTEERING | ГЕОНАВИГАЦИЯ

Geosteering Streamlines Exploration and Drilling

Геонавигация оптимизирует разведку и бурение

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

TECHNOLOGY EDITORElena [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

TRANSLATIONPredstavitel Service,Sergei Naraevsky

CIRCULATION ANDSUBSCRIPTIONSElena [email protected]

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) [email protected]

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэ вис Шим чак [email protected]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА/ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТД-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

ПЕРЕВОД «Представитель Сервис»,Сергей Нараевский

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКАЕлена Лунева[email protected]

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯМарина Алешина Анна Бовда[email protected]

is a Member of:

U.S. SALES [email protected]&Gas Eurasia HoustonGalleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056Tel.: +1 832 369 7516Fax: +1 281 657 3301Call Toll Free fromwithin the U.S.: +1 866 544 3640

EUROPEAN SALESAnna [email protected].: +7 (495) 781 8837Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALESDario Mozzaglia [email protected].: +39 010 583 684Fax: +39 010 566 578

CASPIAN SALESMedina Pashaeva, Lala Abdullayeva [email protected].: +99 412 4933189, +99 412 4934507Fax: +99 412 4932478Mobile: +99 450 2223442

46

44

Oil&GasEURASIAFor more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com8

Компания Baker Hughes представляет ПО нового поколения для моделирования продуктивных пластов

Компания Baker Hughes представила новое поколение программного обеспечения JewelSuite™ (ПО) для модели-рования продуктивных пластов. ПО JewelSuite™ 2011 года выпуска – это интегрированный инструмент моделирова-ния продуктивного пласта, использующий запатентован-ную технологию координатной привязки в трех плоскос-тях для построения точных моделей продуктивных пластов на месторождениях с комплексной геологией. Платформа ПО JewelSuite™ также обеспечивает взаимосвязь между сгенерированными моделями и симуляторами продуктив-ных пластов – функция, предназначенная для дальнейшего повышения общей точности моделирования.

ПО JewelSuite™ 2011 года включает несколько прогрес-сивных технологий, расширяющих область применения ПО и соответствующих рабочих потоков подповерхност-ного трехмерного моделирования. Эти технологии предус-матривают:

новый подход к совместной работе по моделирова-нию геологической среды;

взаимосвязанные платформы ПО для улучшения рабо-чих потоков;

возможность обработки большего массива данных благодаря набору многопотоковых и многоядерных фун-кций;

улучшенные рабочие потоки для моделирования нестандартных продуктивных пластов

Новый набор функций для совместной работы, встро-енных в ПО JewelSuite™ 2011 года, позволяет команде специалистов делиться необходимой информацией как с традиционным подходом при использовании базы данных со звездообразной структурой, так и без него. Сотрудники могут еще более эффективно работать, независимо от месторасположения или подключения к сети Интернет. Новые функции журнала событий, отслеживания объектов и базового моделирования позволяет специалистам и руко-водящему персоналу отслеживать и контролировать качес-тво подповерхностных моделей – а именно, как они были построены и какие были приняты решения и допущения при их построении.

Многопотоковые и многоядерные функции, вместе с автоматизацией рабочего потока, дают пользователям возможность более быстрого принятия решений, поль-зуясь преимуществами современной архитектуры мно-гоядерного процессора, что позволяет им производить обработку сценариев на двух ядрах и одновременно оце-нивать или выстраивать новые, альтернативные сценарии на дополнительных ядрах. Автоматизация рабочего потока дает возможность пользователям объединить моделирова-ние свойств процесса, этапов координатной привязки или параметров нажатием одной кнопки, тем самым экономя время и снижая потенциальные ошибки, которые могут возникнуть при оценке неопределенных показателей стро-ения и характеристик продуктивного пласта.

●

●

●

●

Baker Hughes Introduces Next-Generation Reservoir Modeling Software

Baker Hughes has introduced the next generation of its JewelSuite™ reservoir modeling software. JewelSuite 2011 is an integrated reservoir modeling tool that uses pat-ented 3D gridding technology to build accurate reservoir models for fields with complex geology. The JewelSuite platform also provides connectivity between its generated models and reservoir simulators – a capability designed to further improve overall simulation accuracy.

JewelSuite 2011 includes several breakthrough tech-nologies that extend the scope of the software and the associated subsurface 3D modeling workflows. These tech-nologies include:

A new approach to earth modeling collaboration; Linked software platforms to enhance workflows; More powerful processing via multithreading and

multicore functionality; Enhanced workflows for modeling unconventional

reservoirs.

New collaboration functionality built into JewelSuite 2011 allows team members to share pertinent informa-tion with or without a traditional hub-and-spoke database approach. Knowledge workers can be productive, regard-less of location or connectivity to the Internet. New audit trail, object-tracking and baseline modeling functionality enables team members and management to track and control the quality of subsurface models; i.e, how they were built and the assumptions and decisions used in their con-struction.

Multithreading and multicore functionality, along with workflow automation, allow users to make faster deci-sions with the advantage of modern multiple core proces-sor architecture(s), which lets them process scenarios on

●

●

●

●


JewelSuite 2011 program enhances collaboration, workflows and processing.

Программа JewelSuite 2011 года улучшает возможности для совместной работы, рабочие потоки и обработку данных.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: B

AK

ER

HU

GH

ES

9

№5 Май 2011


Нефть и ГазЕВРАЗИЯ Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

two cores while simultaneously evalu-ating or building new, alternative sce-narios on additional cores. Workflow automation allows customers to batch process property modeling, gridding steps or parameters with one click, saving time and reducing the poten-tial for errors in evaluating structural and reservoir property uncertainties.

JewelSuite 2011 also includes micro-seismic visualization capabilities, which, together with the program’s ability to easily create different sce-narios to test flow rates based on ori-entation of fractures and horizontal well placement, further improves the workflow for development of uncon-ventional reservoirs.

JewelSuite and MFrac™ comprise the Baker Hughes reservoir software offering.

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

Sand produced during hydrocarbon production poses a significant threat to productivity, asset integrity, hydro-carbon control and ultimately reservoir recovery factors. As a result sand management techniques that consider geo-mechanical yielding and compaction is crucial to opera-tors, especially in deepwater projects.

The company has successfully crossed another mile-stone in its development of the Critical Matrix Management technology. This technology provides a low risk, high-value sand management completions method for optimising oil and gas reservoir inflow.

In preparation for the full-scale deployment of its rev-olutionary sand management system, Darcy has completed an operator sponsored project to demonstrate the perfor-mance characteristics of the new system. An independently verified test rig was built to replicate the harsh production conditions and simulate the geo-technical loading that

ПО JewelSuite™ 2011 года выпуска также имеет возможности микросей-смической визуализации, которые, вместе со свойствами программы по созданию различных сценариев для оценки скорости потока на основа-нии ориентации разломов и поло-жения скважины в горизонтальном направлении, дополнительно улучша-ют рабочий поток данных для разра-ботки нестандартных продуктивных пластов.

Программа JewelSuite и симуля-тор MFrac™ входят в состав ПО для исследования продуктивных плас-тов, которое предлагается компанией Baker Hughes.

Darcy приблизилась к решению проблемы контроля содержания песка

Песок, извлекаемый в процессе добычи углеводоро-дов, ставит под угрозу производительность, целостность ресурса, контроль углеводорода и, в итоге, существенно влияет на факторы восстановления продуктивного пласта. Как следствие, технология контроля содержания песка, которая учитывает геомеханическое течение и уплотнение, очень важна для операторов, особенно в глубоководных проектах.

Компания успешно прошла очередной этап своего развития по технологии критического матричного управ-ления. Эта технология предлагает ценный метод контроля содержания песка с низкой степенью риска для оптимиза-ции потока нефтеносного и газоносного пласта.

При подготовке к полномасштабному развертыванию системы контроля содержания песка компания Darcy закон-чила спонсируемый оператором проект для демонстрации характеристик производительности новой системы. Была построена независимо проверенная испытательная уста-новка для имитации жестких условий добычи и моделиро-вания геотехнической нагрузки, которую можно ощущать в скважине в связи с давлением песчаных слоев и глинистых

сланцев. Среди проведенных испытаний были испытания по определению порогов удержи-вания песка и, при этом, система подвергалась чрезмерным нагрузкам и скоростям циркуля-ции.

Испытания, ранее проведенные компанией Darcy, уже подтвердили тот факт, что экран-ная система обладает высокими механическими прочностными качествами, которые превосхо-дят характеристики современных форм совмес-тимой и несовместимой технологии контроля

The results show that the screen has a significantly higher collapse rating than the standalone base pipe.

Результаты показывают, что экран имеет гораздо более высокий показатель смятия, чем у отдельной основной трубы.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: D

AR

CY

#5 May 2011



could be experienced downhole due to sand laminates and shale stress conditions. The testing sequence also included tests to determine the sand retention thresholds whilst the Darcy system was subjected to excessive loading and circulation rates.

Testing previously performed by Darcy had already highlighted the fact that the screen system shows superior mechanical strength properties over that of current forms of compliant or non-compliant sand control technology, in particular those that yield base pipe as the expansion method.

The results show that the screen has a significantly higher collapse rating than the standalone base pipe. This can be attributed to the effects of Darcy’s Positive Compliance® methodology.

Highlights of the testing confirmed ;The system is capable of withstanding greater loading

than that of standalone screens or the base pipe.The system activation chambers are extremely robust.

Even with severe deformation of the screen the chambers maintained pressure integrity

Sand integrity was maintained by the Darcy Screen even under very heavy loading. Forces exceeding 220,000 pounds were observed before sanding occurred.

Microseismic Wave Distribution Modeling Based on NVIDIA Processors Allows for Reducing the Exploration Cost

The cost of raw hydrocarbon exploration and produc-tion is steadily increasing. Fields easy in geologic structure and consequently easier discoverable by conventional geologic exploration methods are getting run out. Recently,

●

●

●

песка, в особенности те из них, которые предлагают основ-ную трубу в качестве метода расширения.

Результаты показывают, что экран имеет гораздо более высокий показатель смятия, чем у отдельной основной трубы. Это может быть обусловлено воздействием мето-дологии позитивного соответствия (Positive Compliance®) компании Darcy.

Выводы по результатам испытаний подтвердили, чтоСистема способна выдерживать более высокие нагруз-

ки по сравнению с отдельно стоящими экранами или основными трубами.

Активационные камеры системы чрезвычайно надеж-ны – камеры сохраняли герметичность конструкции даже при значительных деформациях экрана.

Экран системы поддерживал целостность песка даже при самых больших нагрузках. Перед тем, как началось запесочивание, было зафиксировано действие сил свыше 220 тыс. фунтов.

Моделирование распространения микросейсмических волн на процессорах NVIDIA снижает стоимость разведки

Стоимость разведки и добычи углеводородного сырья неуклонно возрастает. Простые в геологическом строении, а, следовательно, легко обнаруживаемые традиционными методами геологоразведки, месторождения заканчивают-ся. Сейчас поисковыми объектами являются небольшие месторождения-спутники ранее открытых крупных место-рождений и месторождения в труднодоступных районах нашей планеты. Такая ситуация заставляет искать новые

●

●

●

CGGVeritas Purchases Petrodata Consulting LLC

CGGVeritas purchased Petrodata Consulting LLC, a Moscow-based company offering static and dynamic reservoir modelling, reserve estimation and risking, and field development services to the international oil and gas industry.

The acquisition of Petrodata further strengthens the reservoir services of CGGVeritas, via Hampson-Russell Software & Services, offering seamless, fully integrated reservoir studies and field development planning.

Since the Petrodata team came together in 1997 its highly qualified staff has established a reputation of excellence in the Russian industry. Many on the team are qualified to act as official experts for GKZ and TsKR, the Russian reserves and production regulatory authorities. By capitalizing on their extensive experience and expertise, Petrodata developed a significant share of the domestic reservoir services market and have captured a growing share of projects for international oil and gas companies around the world.

CGGVeritas приобрела ООО «Петродата Консалтинг»

Компания CGGVeritas приобрела ООО «Петродата Консалтинг» – работавшую в Москве компанию, которая осуществляет стати-ческое и динамическое моделирование продуктивного пласта, оценку запасов и рисков, а также предоставляет услуги по разработке месторождений для международной нефтегазовой промышленности.

Приобретение ООО «Петродата Консалтинг» еще больше расширяет возможности CGGVeritas в сфере услуг, связанных с продук-тивными пластами, благодаря программному обеспечению Hampson-Russell, предназначенному для постепенного, полностью интег-рированного исследования продуктивного пласта и планирования разработки месторождения.

С момента формирования команды ООО «Петродата Консалтинг» в 1997 году, ее высококвалифицированный персонал заслужил высокую репутацию в российской промышленности. Большинство профессионалов в команде сертифицированы на право работы в качестве официальных экспертов Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) и Центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР), надзорных органов РФ по запасам и добыче полезных ископаемых. Создав свой капитал на базе обширного опыта и профессиональных знаний, ООО «Петродата Консалтинг» освоила значительную часть местного рынка услуг по продуктивным пластам и получила растущую долю проектов для международных нефтегазовых компаний во всем мире.

11

№5 Май 2011



методы геологоразведки, эффектив-ные и одновременно малозатратные.

Низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), основанное на анализе поля естественных микросей-см – одна из наиболее эффективных разработок в этой области. Данный метод – совместная разработка ЗАО «Градиент» и Института математики и механики Казанского федерального университета. Он позволяет отказаться от применения опасных взрывотехни-ческих работ или громоздких вибра-торов и резко снизить стоимость поле-вых работ.

Одной из сложностей метода НСЗ является необходимость произво-дить многовариантные ресурсоемкие расчеты. Для интерпретации данных

нужно сопоставить зарегистрированные микросейсмы с модельными микросейсмами, полученных численным моделированием для различного положения залежи угле-водородов в геологической среде. «Оптимальный объем вычислений при численном моделировании таков, что зачастую дешевле пробурить скважину на исследуемом участке, чем рассчитать необходимый набор вариантов на классическом суперкомпьютере, – отмечает Евгений Васильевич Биряльцев, заместитель генерального дирек-тора по науке ЗАО «Градиент». – Именно поэтому мы решили перенести наш программный комплекс на GPU. Моделирование распространения микросейсмических волн на процессорах NVIDIA Tesla позволило нам сущест-венно оптимизировать затраты на проведение исследова-ний».

Перенос моделирующего комплекса на процес-соры NVIDIA Tesla ЗАО «Градиент» проводило сов-местно с Казанским филиалом Межведомственного Суперкомпьютерного Центра РАН. Использование мас-сивно-параллельной архитектуры GPU позволило резко

снизить время и стоимость компьютерного моделирования и начать активно применять программный комплекс при решении поис-ковых задач.

При расчете типовой модели (около 8 000 000 узлов, 100 000 шагов по времени) один графический процессор Tesla C1060 ока-зался сопоставим по вычислительной мощ-ности с 48 процессорами суперкомпьютера МВС-100К* (пиковая производительность 120 ТФлопс, 4-е место в рейтинге TOP 50 суперком-пьютеров РФ). Это позволило добиться умень-шения времени вычислений в диапазоне от 50 (1 GPU) до 250 раз (6 GPU), а также снизить стоимость вычислений почти в 1 000 раз.

За последние пять лет ЗАО «Градиент» провело поисково-разведочные работы мето-дом НСЗ на более чем 100 площадях в Урало-Поволжье и Западной Сибири, на которых пробурено в общей сложности 95 поиско-во-разведочных и эксплуатационных сква-жин. Высокая эффективность метода НСЗ и оптимальная аппаратная поддержка процес-

searchable objects are little satellite fields of earlier opened big formations and those located in hardly accessible regions of the Earth. Such a situation enforces searching for new geologic exploration methods which should be effective and low-cost.

Low-frequency Seismic Sounding (LSS) based on natural microseism field analysis is one of the most efficient developments in this area. This method is a combined development of Gradient Company and N.G. Chebotarev Research Institute of Mathematics and Mechanics of Kazan State University. The method gives an opportunity to avoid employ-ing of hazardous explosive works and cumbersome vibrators and consider-ably reduce the cost of field operations.

One of LSS method challenges is a requirement to perform multiple-choice resource-consuming calculations. Data interpretation requires registered microseisms to be matched with template microseisms generated through numerical modeling for a variety of hydrocarbon deposit positions in geologic environment. “Optimal volume of calculations in the numerical modeling is such, that it is often cheaper to drill a well on field location being explored than calculate the required number of choices on conventional supercomputer,” says Evgeny Birialcev, Science Deputy General Director at Gradient. “That’s why we have decided to relocate our software complex to GPU. Microseismic wave distribution modeling on NVIDIA Tesla processors gave us the ability to significantly optimize costs on completion of studies.”

Relocation of modeling software on the NVIDIA Tesla processors was performed by Gradient jointly with Kazan office of Joint Supercomputer Center of the Russian Academy of Sciences. Using massively-parallel architecture of the GPU allowed rapid decreasing of time and cost of computerized modeling and beginning active application of the software com-plex in resolving exploration tasks.

During calculation of typical model (8,000,000 units, 100,000 steps in time), one graphic processor Tesla C1060 turned out to be comparable with 48 processors of supercomput-er МВС-100К* by computation power (peak performance of 1TFLOPS, the 4th place in TOP rating of 50 Russian supercomputers). This helped reducing the calculation time by 50 times (one GPU) and by 250 (six GPU) as well as provided for a thousandfold reduction of the calculations cost.

For the last five years Gradient has accomplished exploration works with LSS method on more than 100 sites in Ural and Volga region as well as Western Siberia, where the total number of 95 exploration and production wells were drilled. Highly efficient LSS method and

The diagram above shows the relation between numbers of central and graphic processors by task com-pletion time. Standard model – typical model; extended model – an extended typical model.

На графике показано отношение количества центральных процессоров к графическим процессорам по времени выполнения задач. Standard model – типовая модель, extended model – расширенная типовая модель.

●

●

SO

UR

CE

: G

RA

DIE

NT /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: Г

РА

ДИ

ЕН

Т

#5 May 2011



optimal hardware support of modeling processes and data interpretation have made for reaching the accuracy of pro-duction forecast of more than 80 percent.* МВС-100К – Joint Supercomputer Center of the Russian

Academy of Sciences.

Paradigm Redefines Formation Evaluation with Geolog 7 System

Paradigm™ recently previewed the next version of its leading formation evaluation solution, Paradigm™ Geolog® 7.

Geolog is the industry standard petrophysical analysis solution and system of choice for formation evaluation spe-cialists. Geolog is based on Paradigm’s Epos® 4 data manage-ment solution and is integrated with Paradigm’s StratEarth® and SKUA® geological interpretation and model-building solutions, together offering the most comprehensive toolset for exploration and development geologists.

The preview of the upcoming Geolog 7 version will highlight some of the key advances in petrophysical analy-sis, well data management and geological interpretation, including:

Complete interface redesign with easy user configura-tion and one click operation for routine tasks ●

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

центр Российской академии наук.

Paradigm пересматривает оценку продуктивных пластов с использованием системы Geolog 7

Компания Paradigm недавно провела предваритель-ную демонстрацию новой версии своей ведущей системы оценки продуктивных пластов Paradigm™ Geolog® 7.

Система Geolog – это стандартное промышленное решение для анализа геофизических данных и базовая система для специалистов по оценке продуктивных плас-тов. Система основана на технологии управления данными Epos® 4 и объединена с системами построения моделей и геологической интерпретации StratEarth® и SKUA® от ком-пании Paradigm, которые все вместе предлагают всесторон-ний набор инструментов для геологов по исследованию и разработке месторождений.

Предварительный обзор новой версии системы Geolog 7 продемонстрирует некоторые ключевые преимущества геофизического анализа, управления данными по скважи-нам и геологической интерпретации, включая:

EDC, SchlumbergerAnnounce Completion of Transactions and Strategic Alliance

Eurasia Drilling Company Limited (EDC) and Schlumberger announced on May 3 the completion of the sale and purchase of each other’s drilling and service assets together with the formation of a Strategic Alliance.

The key elements of the transactions are:EDC has purchased Schlumberger drilling and well servicing assets in Russia that include 19 existing drilling rigs with 17 drilling

crews, 34 workover rigs with 25 related crews, and 23 sidetracking rigs with 20 related crews, currently operating mainly in Western Siberia. Primary clients of these rigs include Rosneft, TNK-BP, GazpromNeft and LUKOIL with a total drilling output of approximately 700,000 metres in 2010.

Schlumberger has purchased EDC drilling services assets, including directional drilling, cementing and drilling fluids engineering and materials supply. These service lines include 24 cementing crews, 57 directional drilling/telemetry crews and 50 crews for drilling fluids.

Schlumberger and EDC have concluded a Strategic Alliance in the CIS whereby Schlumberger and EDC will cooperate closely in relation to the supply of oil and gas services to EDC for a five-year period.

The total value of the transaction is approximately $260 million, and includes a cash consideration of approximately $173 million from EDC to Schlumberger.

●

●

●

EDC и Schlumbergerобъявляют о завершении сделок и создании стратегического альянса

Буровая компания «Евразия» (EDC) и Schlumberger 3 мая объявили о завершении операций купли-продажи активов по услугам и буровым работам и образовании стратегического альянса.

Ключевые элементы сделок следующие:EDC приобрела активы Schlumberger по буровым работам и обслуживанию скважин в России, которые включают 19 име-

ющихся буровых установок с 17 буровыми бригадами, 34 установки для капитального ремонта скважин с 25 соответствующими бригадами и 23 установки по забуриванию нового ствола из скважины с 20 соответствующими бригадами, которые на данный момент по большей части работают в западной Сибири. Основные заказчики этих установок – это компании «Роснефть», ТНК-BP, «Газпромнефть» и «ЛУКОЙЛ» с общей глубиной пробуренных скважин в 2010 году – 700 тыс. м.

EDC приобрела активы Schlumberger по бурению, включая направленное бурение, цементирование, работы по разработке рас-творов для бурения, и поставку материалов. Данные услуги выполняют 24 бригады по цементированию, 57 бригад по направленному бурению / телеметрии и 50 бригад по работе с буровыми растворами.

EDC и Schlumberger заключили стратегический альянс в СНГ, с помощью которого эти компании будут тесно сотрудничать по вопросам предоставления нефтегазовых услуг компании EDC в течение пяти лет.

Полный объем сделок составляет приблизительно $260 млн и включает в себя выплату денежнего вознаграждения EDC компании Schlumberger в размере около $173 млн.

●

●

●

13

№5 Май 2011



Полная реконструкция интерфейса с более легкой конфигурацией для пользо-вателя и управление типовы-ми задачами нажатием одной кнопки.

Загрузка данных по при-нципу «перетаскивания эле-ментов» (Drag&Drop), которая значительно сокращает время на перемещение нужных дан-ных в необходимое место.

Полное отслеживание данных.

Новый интерактивный модуль кернового анализа, который включает моделиро-вание капиллярного давления и величины насыщения.

Интерактивные графи-ки вывода азимутов падения в помощь геологам для анализа структурных режимов.

Система Geolog 7 будет выпускаться для обеих плат-форм Windows и Linux во вто-рой половине 2011 года. При

полной интеграции с комплектом программного решения Paradigm система Geolog максимально увеличивает качест-венную интерпретацию, калибровку, моделирование и воз-

можности вывода графической информации из многочислен-ных рабочих потоков данных.

Новый вертлюг «ПромТехИнвест» ускоряет проведение КРС

В конце апреля ЗАО «ПромТехИнвест» успешно презентовало свое новое обо-рудование – силовой гидрав-лический вертлюг ВГС-100 в Нижневартовске.

Промысловые испытания нового силового вертлюга ВГС-100 успешно завершились еще в начале года. Его грузоподъем-ность увеличена до 100 тонн, крутящий момент составляет 1000 кг/м. В изделии использу-ется тросовая передача крутя-щего момента на мачту подъ-емного агрегата, что сокращает время его мобилизации/демо-билизации и является важ-ным фактором для подрядных организаций, работающих на рынке КРС.

●

●

●

●

●

Drag & drop data loading greatly reducing the time taken to get the data you need where you want it

C o m p r e h e n s i v e audit trail

New interactive core analysis module, including capillary pres-sure and saturation height modeling

Interactive dip-azi-muth walkout plots to help geologists analyze structural regimes

Geolog 7 will be available on both Windows and Linux platforms in the sec-ond half of 2011. With comprehensive integra-tion with the Paradigm solution suite, Geolog leverages strong inter-pretation, calibration, modeling and mapping capabilities across many workflows.

New PromTehInvest Rotary Swivel Accelerates Well Workover

In the end of April, PromTehInvest success-fully completed presen-tation of its new equip-ment – power hydraulic rotary swivel VGS-100 in Nizhnevartovsk, Russia.

Field tests of the new rotary swivel VGS-100 were successfully done even at the beginning of the year. Its lifting capa-bility has been improved up to 100 tons while the torque equals to 1,000 kg/m. The device uses tendon drive of torque transmis-sion to lifting unit pole, which reduces its mobi-lization/demobilization time and is an important feature for contractual organizations operating in workover market.

By virtue of its sus-pension part, VGS-100

●

●

●

●

New core analysis module features a highly interactive graphical workflow for rapidly loading, correcting and analyzing special core analy-sis data for saturation height modeling and allows seamless integration of these data with other petrophysical measurements for more accurate reservoir characterization.

Новый модуль кернового анализа отличается высокоинтерактивным графическим рабочим потоком данных для быстрой загрузки, корректировки и анализа специальных данных кернового анализа для моделирования уровня насыщения и позволяет делать плавную интеграцию этих данных с другими геофизическими измерениями для получения точной характеристики продуктивного пласта.

●

●

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

PA

RA

DIG

M

#5 May 2011



can be fixed directly inside the lifting unit elevator. Diesel-hydro-unit complete with VGS-100 is similar to already operat-ing unit which is supplied together with VGS-80.

By words of Artyom Choroshanskiy, General Director of the company, rotary swivel design allows equipment mount-ing to be performed both from the right and from the left side of a wellhead. A telescopic tension strap which is used for torque transmission to span rope is pro-vided complete with the device. In rotary swivel vertical moving, the tension strap maintains varying distance from the well axis to the span rope.

Serial production of the device has been started pres-ently. As a reminder, PromTehInvest is the only manufac-turer of top drive systems for drilling units in Russia.

SUBSEA 7 Completes Design and Build of First Commercial Autonomous Inspection Vehicle (AIV)

Subsea 7 announced that it has completed the design and build of the first commercial AIV, a technology which has the potential to revolutionise Life-of-Field projects.

Subsea 7 has an ambitious plan to develop a series of Autonomous Inspection Vehicles (AIV), initially capable of general visual inspection, through to fully capable work-class sized intervention vehicles. A combined project team comprising hardware developers and operational person-nel from Subsea 7 and Seebyte, a Scottish based software

Благодаря своей подвесной части ВГС-100 может крепиться непосредс-твенно в элеватор подъемного агрегата. Дизельгидроагрегат в комплекте с ВГС-100 аналогичен применяемому агрегату, поставляемому с ВГС-80.

По словам генерального директо-ра компании Артема Хорошанского, конструкция вертлюга позволяет вести монтаж оборудования как справа, так и слева от устья скважины. В комплекте с изделием поставляется телескопичес-кая стяжка, через которую крутящий момент передается на канат оттяжки. При вертикальном перемещении вер-тлюга стяжка обеспечивает изменяю-щееся расстояние от оси скважины до каната оттяжки.

В настоящий момент изделие запуще-но в серийное производство. Напомним,

что ЗАО «ПромТехИнвест» является единственным в России производителем систем верхнего привода для буровых установок.

SUBSEA 7 завершает проектирование и сборку первого коммерческого автономного аппарата для исследований (ААИ)

Компания Subsea 7 объявила об окончании работ по проектированию и сборке первого коммерческого ААИ – технологии, у которой есть потенциал изменить взгляды на сроки эксплуатации месторождений.

Subsea 7 планирует разрабатывать серию автономных аппаратов для исследований (ААИ), которые изначально имеют возможность проводить общее визуальное иссле-дование, и в дальнейшем будут обладать всеми качествами полноценных аппаратов рабочего класса для геолого-тех-нических мероприятий.

Varel International and NewTech Services Create JV(Varel International and NewTech Services (NTS) in April announced the creation of a 50-50 joint venture company focused on manufactur-

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

Varel International и NewTech Services создают совместное предприятиеКомпании Varel International и NewTech Services (NTS) в апреле объявили о создании совместного предприятия с активами 50/50,

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

By virtue of its suspension part, VGS-100 can be fixed directly inside the lifting unit elevator

Благодаря своей подвесной части ВГС-100 может крепиться непосредственно в элеватор подъемного агрегата

●

●

SO

UR

CE

: P

RO

MT

EH

INV

ES

T /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: П

РО

МТ

ЕХ

ИН

ВЕ

СТ

15

№5 Май 2011



Объединенная команда по проекту, состоящая из раз-работчиков аппаратной части и операционного персонала Subsea 7 и компании Seebyte, шотландского разработчика программного обеспечения для рынка автономной робо-тотехники, проводят совместные работы по созданию пер-вого аппарата.

Процессы разработки и сборки аппарата завершены и на подходе успешное проведение подводных испытаний и этап ввода в эксплуатацию. После прохождения комплек-сного подводного испытания и развития возможностей аппарата, выпуск первого коммерческого ААИ ожидается в конце 2011 года.

В ходе процесса разработки были преодолены много-численные технические проблемы, форма аппарата изме-нилась от изначального проекта в связи с проведением большой работы с использованием новейшей расчетной системы моделирования динамического поведения жид-кости, чтобы оптимизировать форму аппарата в отноше-нии стабильности и маневренности при сохранении бор-товых источников энергии.

Аппарат полностью автономен и может работать в течение 24 часов на одном заряде литий-ионных аккуму-ляторов, которые находятся в герметичных емкостях под давлением внутри корпуса аппарата. Эти аккумуляторы были специально разработаны для данного аппарата и представляют собой самое экономичное решение для устойчивых к давлению аккумуляторов с небольшими капитальными затратами и значительно увеличенным сроком службы.

Для выполнения требований общего визуального исследования был разработан комплект датчиков; он вклю-чает в себя новейшую гидролокационную технологию в сочетании с высококачественными видеокамерами и энергоэффективными осветительными приборами на све-тодиодах.

Проект разработки и значительной интеграции про-граммного обеспечения выполняется параллельно с раз-работкой аппаратной части и здесь так же применяются самые современные технологии по управлению, устране-нию неполадок и контролю над проектированием.

developer for the autonomous robotics market, has been working together to deliver the first vehicle.

The design and build of the vehicle is complete and successful progress through inwater trialling and commis-sioning phase is underway. Following completion of exten-sive in-water testing and capability development, the first commercial AIV is expected to be available in late 2011.

Through the development process, many technical challenges have been overcome, the shape of the vehicle has changed from the original design concept due to the significant work done using the latest Computational Fluid Dynamics Modelling to optimise the vehicle’s shape with regard to stability and manoeuvrability, while conserving the onboard power resources.

The vehicle is fully autonomous and can operate for a 24-hour period on a single charge of its lithium-ion bat-teries, which are housed in pressure vessels within the hull. These batteries have been specifically designed for the vehicle and provide a more cost-effective solution to pres-sure tolerant batteries, with a lower capital cost and much improved cycle lives.

The sensor package has been developed to cover the requirements of general visual inspection; it comprises the latest sonar technology coupled with high quality video cameras and low power LED lighting.

A significant software integration and development project has been running in parallel with the hardware development and this too has used the most advanced tech-niques to manage, debug and control the development.

The vehicle is fully autonomous and can operate for a 24-hour period on a single charge of its lithium-ion batteries.

Аппарат полностью автономен и может работать в течение 24 часов на одном заряде литий-ионных аккумуляторов.

●

●

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

To know more about new technologies and recent high-tech

projects in the oil and gas industry, please visit

www.oilandgaseurasia.com:

TATNEFT Successfully Introduces Drilling of Small Diameter Wells

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11199

Gazprom Neft opens a Project Academy in SKOLKOVO


Eni Refining & Marketing Division Selected AspenTech's Solution


SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

SU

BS

EA

7

20 Oil&GasEURASIA

Calibrating Inferred Production to Measured

Production

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

PD = C ×D² × SP × K’ … (4)

Equation (4) provides a relationship which is con-venient to apply. With known values of C and D, a Lufkin controller can apply patented technology to accumulate SP for all of the strokes during a given period. The actual value of PD for the same period can be measured at the surface with reliable production facilities. Equation (4) can be re-arranged to solve for the unknown quantity K’.

The convenience of this approach is overshadowed by its inherent failure to model the true processes taking place at the pump. Equation (4) suggests that as SP increases, net production increases linearly. Assuming that shrink-age is independent of SP (which is should be), this implies that leakage increases as SP increases. Yet Nolen-Gibbs’ Cp coefficient teaches us that as SP increases, leakage actually decreases.

To be more precise, we can combine equations (3) and (4), and solve for K’ to obtain an equation which applies to a single stroke:

Калибровка прогнозируемой добычи/дебита

по измеренной добыче

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

PD = C ×D² × SP × K’ … (4)

Формула (4) обеспечивает соотношение, которое удобно применять. Имея значения С и D, можно приме-нять запатентованную технологию для контроллера Lufkin, чтобы аккумулировать SP для всех ходов в течение заданно-го периода времени. Действительное значение PD за тот же период может быть измерено на поверхности с помощью надежного эксплуатационного оборудования. Формула (4) может быть преобразована с целью получения неизвест-ной величины K’.

Удобство этого подхода перекрывается его неспособ-ностью моделировать реальные процессы, происходящие с насосом. Формула (4) предполагает, что по мере увеличе-ния SP, чистая добыча линейно растет. С предположением, что степень сжатия не зависит от SP (как должно быть), утечки увеличиваются с увеличением SP. С другой стороны, коэффициент Нолена-Гиббса показывает, что, по мере уве-личения SP , утечки снижаются.

ARTIFICIAL LIFT

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

Article supplied courtesy of Lufkin Automation and is the second of two parts. Read the whole article at www.oilandgaseurasia.com

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

K’ = K – ((LMax ×Cp)/ (C ×D² × SP) … (5)

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

Synthetic ExampleA synthetic example was developed for the purposes

of illustration. The criteria used for this example are listed below. The coefficient Cp was approximated by the expres-sion (1-Fillage/2) for this example.

Fig. 1 provides a graphical representation of actual pump performance vs inferred production for this exam-ple.

The solid blue line illustrates net pump production as a function of pump fillage. Note that the actual (net) production of the pump falls to zero percent at about 22 percent pump fillage. This is significant because at 22 percent fillage, the amount of fluid lifted by the traveling valve at the beginning of the stroke is equal to the amount

of fluid which leaks through the pump during the stroke. As a result, no net fluid movement takes place when pump fillage falls below 22 percent.

Also note that the maximum production percentage achievable by the pump (solid blue line where pump fil-lage equals 100 percent) is only about 90.5 percent of ideal pump production. Leakage and shrinkage affects combine to cause this limitation.

A production test could be performed on this well – maintaining pump fillage at 100 percent during the entire production test. Such a test would yield a K’ of 0.95. Inferred production calculations based on this “calibration” point would follow the dotted, red line. Note that as long as actual pump fillages during the production period remained close to 100 percent, the inferred production calculation (equation 4) would provide a reasonable estimate of pump performance. However, as actual pump fillage varies from 100 percent, error would be introduced into the inferred production estimate (difference between blue, solid and red, dotted lines).

Similarly, if the calibration point (well test) was per-formed with an average pump fillage of 80 percent during the test period, the K’ factor would be 0.84 and the inferred production calculation would follow the green, dashed line in Fig. 1.

№5 Май 2011

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

WWW.LUFKIN.COM

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ

ДОБЫЧИ

Объявляем об открытии

нашего нового московского

представительства, созданного с

целью улучшения обслуживания

клиентов компании в России

и СНГ

Оборудование, Сервис и Поддержка:

Автоматизация для станков-качалок, плунжерного лифта,

винтовых насосов

Контроллеры нагнетательных скважин

Программное обеспечение автоматизации

Станки-качалки

Гидравлические насосные установки

Оборудование плунжерного лифта

Газлифт

Оборудование для заканчивания скважин

■

■

■

■

■

■

■

■

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

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763

e-mail: [email protected]

Table 1. Inputs for synthetic exampleТабл. 1. Исходные данные для примера соответствия

Parameter / Параметр Value / Значение Units / Единицы

Stoke PeriodПериод хода

8.0Secondsсекунда

C 8.095 x 10-5BBL/in3

баррель/дюйм3

Pump Diameter (D)Диаметр насоса (D)

1.25Inch

дюйм

K 0.95Dimensionlessбезразмерный

Lmax 25BPD

баррелей в сутки

Gross Stroke / Общий ход 100 inch / дюйм

●

●

22

#5 May 2011

ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

Для большей точности, можно объединить уравнения (3) и (4) и получить для K’ формулу, которая применима к одному ходу:

K’ = K – ((LMax ×Cp)/ (C ×D² × SP) … (5)

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

Пример соответствияДля наглядности был разработан пример соответствия.

Критерии, которые использовались для этого примера, при-ведены ниже. Коэффициент Cp был приближен для этого примера выражением (1-Заполнение/2).

Рис. 1 приводит графическое представление взаимосвя-зи действительной работы насоса и предполагаемой добычи.

Сплошная синяя линия показывает производитель-ность как функцию заполнения насосов. Отметим, что действительная производительность насоса снижается до 0% при заполнении насоса, соответствующем примерно 22%. Это существенно, потому что при заполнении 22% количество жидкости, поднимаемой нагнетательным кла-паном в начале хода, равняется количеству жидкости, кото-рая утекает через насос во время хода. В результате, когда заполнение насоса падает ниже 22%, движение жидкости отсутствует.

If pump fillage during the subsequent production period is maintained near 80 percent, the inferred produc-tion estimate (dashed, green line) would approximate the actual pump performance. As actual pump fillage deviates from 80 percent; however, the inferred production error would increase.

This example also provides insight into the sign (or direction) of error induced by the K’ calibration technique. The relationship between pump fillage during the calibra-tion test and pump fillage during subsequent production periods will influence whether inferred production over-estimates or underestimates production. Table 2 provides a summary of this phenomenon for our synthetic example.

Practical Implications

Wells with constant fillage, leakage, and phase behavior

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

General Calibration Method

The previously described, simplified calibration meth-od will not be appropriate for wells which produce with varying fillage, including:

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

●

●

Также необходимо отметить, что максимальный процент добычи, достигаемый насосом (сплошная синяя линия – заполнение насоса достигает 100%) составляет только около 90,5 % идеальной добычи насо-са. Это ограничение вызывается суммарным эффектом утечки и сжатия.

Можно провести испытания этой скважины на приток – поддерживая заполнение насоса на уров-не 100% в течение всех испытаний. Такие испытания обеспечат K’, равный 0,95. Подсчеты прогнозируемой добычи, основанные на этой точке калибровки, будут соответствовать красной пунктирной линии.

Необходимо отметить, что поскольку действитель-ное заполнение насоса в период притока оставалось близким к 100%, подсчет предполагаемой добычи (фор-мула 4) обеспечит приемлемую оценку работы насоса. Вместе с тем, поскольку реальное заполнение насоса отлично от 100%, в оценку предполагаемой добычи/дебита будет внесена ошибка (разница между сплош-ной синей и пунктирной красной линией). Подобным образом, если точка калибровки (испытания скважи-ны) устанавливалась со средним заполнением насоса в период испытаний, равным 80%, коэффициент K’ будет равен 0.84, и подсчет прогнозируемой добычи/дебита будет соответствовать зеленой прерывистой линии на рис. 1.

Если заполнение насоса в течение последующего периода эксплуатации поддерживается на уровне 80%, подсчет прогнозируемой добычи/дебита (прерывистая зеленая линия) будет отражать действительную работу насоса. Тем не менее, поскольку действительное запол-нение насоса отклоняется от 80%, ошибка прогнозиру-емой добычи/дебита будет увеличиваться.

Этот пример также позволяет приблизиться к пониманию (и понять направление) ошибки, вызван-ной методом калибровки K’. Соотношение между заполнением насоса во время калибровочных испы-таний и заполнением насоса во время последующих периодов эксплуатации повлияет на то, будет прогноз добычи/дебита завышен или занижен. В табл. 2 пока-зан обобщающий итог этого эффекта для приведен-ного примера.

Практические сложности

Скважины с непрерывным заполнением, утечкой и влиянием фаз

Если скважина работает с непрерывным заполне-нием в области 100%, методика «калибровки K’», пред-ложенная формулой (4), может быть использована с приемлемой точностью. Вместе с тем, точность оценки прогнозной добычи/дебита для этой скважины может быть потеряна, если начнет меняться заполнение насо-са или изменятся утечки насоса (из-за износа насоса и т.д.)

Общая методика калибровки

Вышеописанный упрощенный метод калибровки не подойдет для скважин, добыча на которых ведется с переменным заполнением, включая:

скважины со срывом подачи;скважины, на которых наблюдается влияние газа.Для этих скважин, должен применяться точный

метод, предложенный формулой (3). Применение урав-

●

●

№5 Май 2011


WWW.LUFKIN.COM

Регенеративный VSD LufkinРегенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является энергосберегающим. Он генерирует электричество, обеспе-чивая работу насоса и поступление дополнительной энергии в электросеть.

Новые компоненты

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертораНовая комплектация

Преимущества

Низкогармонические искажения Исключает необходимость использования резисторов для динамического торможенияСнижает потребление электричестваПовышает надежность и увеличивает МРП

Использует проверенные технологии

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

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ

E-MAIL: [email protected]

24

#5 May 2011

ARTIFICIAL LIFT

Oil&GasEURASIA

Wells that “pump off”Wells that experience “gas interference”For these wells, the rigorous method suggested by

equation (3) must be applied. Application of equation (3) requires independent estimates of leakage and shrinkage. Methods of Nolen and Gibbs (or other methods) can be used to approximate maximum pump leakage LMax. Given an independent estimate of leakage, fluid shrinkage and other losses can be combined in a single K factor. This K factor can be derived by comparing inferred production (calculated with K=1.0) to measured production volumes.

Using this type of K factor calibration, accuracy of inferred production will not be impacted by variations in pump fillage. However, periodic re-assessment of LMax is still required so that accuracy of inferred production esti-mates can continue to be assured.

Summary/ConclusionsTraditional, simplified methods for calibrating inferred

production using a computed “K” factor or “pump efficien-cy” have been shown to be unreliable in the general case. These procedures will only provide reasonably accurate estimates of inferred production if the average pump fil-lage during the calibration period is roughly equivalent to the average fillage during subsequent periods for which inferred production is computed.

If the above requirement is not met, an independent estimate of maximum pump leakage is required. Even with this independent estimate of pump leakage, rigorous (stroke-by-stoke) procedures must be employed within an on-site controller both during the calibration period and during the inferred production period. Due to patent considerations, such calculations can only legally be per-formed by a Lufkin controller.

References:1. Chambliss, Richard Kyle; “Plunger Leakage And Viscous Drag For Beam Pump Systems”; Masters Thesis; Texas Tech University; August, 2001.2. Chambliss, Richard Kyle; “Developing Plunger Slippage Equation For Rod-Drawn Oil Well Pumps”; PhD Dissertation; Texas Tech University; May, 2005.3. Nolen, Kenneth B. and Gibbs, Sam G; “Quantitative Determination of Rod-Pump Leakage With Dynamometer Techniques”; SPE Production Engineering, August, 1990; Society of Petroleum Engineers (SPE) paper number 18185.

●

●

нения (3) требует независимой оценки утечки и сжимае-мости. Для определения максимальной утечки насоса LMax могут использоваться методики Нолена и Гиббса (или другие методики). Заданные независимые оценки утечки, сжимаемости и других потерь можно объединить в один K фактор. Этот фактор можно получить путем сравнения прогнозной добычи/дебита (подсчитанной при K=1,0) c измеренными объемами добычи.

С использованием этого вида калибровки K-фактора, на точность прогнозной добычи/дебита не будут влиять изменения в заполнении насоса. Вместе с тем, для обеспе-чения точности прогнозируемой добычи/дебита все-таки необходима периодическая переоценка LMax .

Заключение/ВыводыТрадиционные упрощенные методики калибровки

прогнозируемой добычи/дебита с использованием вычис-ляемого K-фактора или «коэффициента наполнения насо-са» в общих случаях показали себя как ненадежные. Эти способы могут обеспечить приемлемые точные оценки прогнозируемой добычи/дебита только в случае, когда среднее заполнение насоса в интервале калибровки при-мерно равно среднему заполнению в последующие пери-оды, для которых подсчитана прогнозируемая добыча/дебит.

Если вышеуказанное требование не соблюдается, требуется независимая оценка максимальной утечки насоса. И даже с этой независимой оценкой утечки насоса должны проводиться точные операции (ход за ходом) с контроллером в полевых условиях как в период калибровки, так и в период прогнозирования добычи. С учетом патентования, такие подсчеты могут на закон-ных основаниях осуществляться только контроллером Lufkin.

Список литературы:1. Ричард Кайл Чамблисс «Утечки по плунжеру и вязкое сопротивление в системах станков-кача-лок», кандидатская диссертация, Технический университет Техаса, август, 2001. 2. Ричард Кайл Чамблисс «Разработка формулы утечек по плунжеру в штанговых насосах для добычи нефи», докторская диссертация, Технический университет Техаса, май, 2005.3. Кеннет Б. Нолен и Сэм Дж. Гиббс «Количественное определение утечки в штанговом насосе с помощью динамометрической техники», Технологии добычи SPE, август, 1990, статья №18185 SPE (Общество инженеров-нефтяников).

Table 2. Inferred production error directionТабл. 2. Направление ошибки в прогнозировании добычи/дебита

Fillage during calibration testЗаполнение в период калибровочных

испытаний

Fillage during production periodЗаполнение в период добычи

Direction of ErrorНаправление ошибки

100% <100%Inferred production overestimates

Завышенные данные прогнозируемой добычи/дебита

80% 0~79%Inferred production overestimates

Завышенные данные прогнозируемой добычи/дебита

80% 81%~100%Inferred production underestimates

Заниженные данные прогнозируемойдобычи/дебита

●

●

Объем памяти ............................................................................................ 2,0 Гбайт

Диапазон измерения азимута .............................................................. 0…3600

Рабочие диапазоны зенитных углов

при измерении азимута ....................................................... 0–700 и 110–1800

Погрешность измерения азимута скважинным прибором .......... ±1,00

Диапазон измерения зенитного угла ................................................ 0…1800

Погрешность измерения зенитного угла .............................................. ±0,10

Время измерения в одной точке скважинным

прибором, не более .................................................................................. 1,0 мин.

Номинальный диапазон температуры окружающей среды для скважинного прибора .............................................-30…+150 0СМаксимальное рабочее гидростатическое давление ............. 80 MПаНапряжение аккумуляторной батареи ....................................................16 ВЕмкость аккумуляторной батареи .................................................... 4,0 А/часВремя непрерывной работы без подзарядкиаккумуляторной батареи, не менее ......................................................7,2 часДиаметр скважинного прибора .............................................................. 42 ммДлина скважинного прибора...............................................................2 300 ммМасса скважинного прибора ...................................................................... 15 кгДлина батарейного модуля .....................................................................550 мм

SPT GyroTracer™

Бесплатформенный гироскопический инклинометр GyroTracer – это вы-сокоточный, надежный прибор для

подземной навигации. Он применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобыва-ющей, строительной и других отраслях и предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла уста-новки отклонителя бурильного инструмен-та относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положе-ния скважин любого профиля. Гироинк-линометр может использоваться в геофи-зических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, го-ризонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов сква-

жин старого фонда. Данный прибор позво-ляет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН.

Используя новейшие технологии, ком-пания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраивае-мый гироскоп (ДНГ) для определения на-правления скважины.

В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследо-ваний скважин в колонне в магнитно-неус-тойчивых зонах.

Гироскопический инклинометр cостоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и

ориентирующего наконечника. Програм-мное обеспечение для работы с инстру-ментами SPT AB очень надежно и легко в использовании.

Измерения проводятся при остановках скважинного прибора в точках измерения. GyroTracer может работать как c геофизи-ческим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор, так и в автономном режиме с питанием от многозарядного батарейного модуля. При работе с кабе-лем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно исполь-зовать одножильный или многожильный кабель.

GyroTracer является мировым лидером по вырезке боковых стволов. На сегодня с его помощью вырезано более 500 скважин по всему миру.

Технические характеристики

26 Oil&GasEURASIA

In 2010–2011 global economy continued its recovery from the crisis of 2008–2009, contributing to rising energy demand, particularly demand for oil. In 2010

global production reached some 3.843 billion tons, up 2.4 percent on 2009 levels (Table 1). Russia produced 505 mil-lion tons of oil and 650 billion cubic meters of natural gas, or over 18 percent of global hydrocarbon production in terms of energy equivalent, taking up the first place glob-ally on both commodities. In value terms, exports of Russia’s hydrocarbons almost touched $250 billion, including oil and petroleum products export – over $200 billion (Table 2).

In 2010, the average Brent price jumped up almost 20 dollars (to $79.6 per barrel compared to $60 per barrel in 2009). The Brent price fluctuated widely: within the year, the quotation difference peaked at $26 per barrel, or 39.2 percent, with the maximum of $93.55 per barrel recorded in December 2010. Urals discount to Brent in 2010 aver-aged at around $1.8 per barrel.

Global economic recovery and increased demand for liquid fuels was the key factor contributing to oil prices growth. The market factors affecting oil price dynamics in 2010 are: the destabilization of the Middle East, tension in the Euro debt market, the change of U.S. commercial

В 2010–2011 годах мировая экономика продолжила восстановление после кризиса 2008–2009 годов, что стало одним из факторов роста спроса на энерго-

носители, прежде всего, на нефть. По итогам года добыча нефти в мире составила около 3843 млн т, что на 2,4% пре-высило уровень 2009 года (Табл. 1). В России было добыто 505 млн т нефти и 650 млрд м3 газа, что составило более 18% мирового производства углеводородов (УВ) в пере-счете на энергетический эквивалент и позволило обеспе-чить первое в место в мире по обеим товарным позициям. В денежном выражении экспорт УВ из России составил почти $250 млрд, в том числе нефти и нефтепродуктов – более $200 млрд (Табл. 2).

В 2010 году среднегодовая цена нефти марки Brent возросла почти на $20 – до $79,6 за баррель по сравне-нию с $60 за баррель в 2009 году. Цен на нефть марки Brent колебались в относительно широком диапазоне: в течение года разница между котировками составлял $26 за баррель или 39,2%, причем максимальное значение – $93,55 за баррель было зафиксировано в декабре 2010 года. Скидка на партии российской нефти Urals в 2010 году относительно сорта марки Brent составляла в сред-нем около $1,8 за баррель.

OIL PRODUCTION

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

A.G. Korzhubaev, I.V. Filimonova, I.V. Eder А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, Л.В. Эдер

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

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

27

№5 Май 2011

ДОБЫЧА НЕФТИ


oil reserves, policy of the Federal Reserve on increasing liquidity of the financial system, weakening and devalua-tion of the dollar in international settlements, increased oil demand from China (with its significant reserves and revaluation of the yuan).

Despite the growing oil production in the CIS coun-tries (from 638 to 653 million tons), primarily due to Russia and Kazakhstan, these countries failed to expand produc-tion share (17 percent in 2010) in the global oil production (Fig. 1, see Table 1). This is due to the corresponding expan-sion of production and oil supplies from other regions of the world, primarily Persian Gulf and Africa.

Soviet Union oil production peaked in 1986-1988 at over 625 million tons of oil and gas condensate, which was above 21 percent of the global total, including Russian Federation at almost 570 million tons, or over 19 percent of world production (Fig. 1, see Table 1).

In 2009–2011 new oil and gas projects located in Eastern Siberia, Timan-Pechora, Sakhalin, somewhat boost-

Основным фундаментальным фактором роста цен на нефть стало восстановление мировой экономики и увели-чение спроса на жидкое топливо. Среди конъюнктурных факторов, влияющих на динамику стоимости нефти в 2010 году можно выделить: дестабилизацию ситуации на Ближнем Востоке; напряженность на долговом рынке стран Еврозоны; изменение коммерческих запасов нефти в США; политику Федеральной резервной системы по увеличению ликвидности финансовой системы; ослабление позиций доллара в международных расчетах и его девальвация; увеличение спроса нефть со стороны Китая при наличии у него значительных резервов и ревальвацию юаня.

Несмотря на рост добычи нефти в странах СНГ (с 638 до 653 млн т), прежде всего, за счет России и Казахстана, не произошло увеличения доли стран СССР в мировом произ-водстве нефти, которая составила в 2010 году 17% (рис. 1, см. Табл. 1). Это связано с соответствующим расширением добычи и поставок нефти из других регионов мира, прежде всего, Персидского залива и Африки.

Table 1.Табл. 1

Oil and condensate production, Russia and the world, 1970–2010 / Добыча нефти с конденсатом в России и мире в 1970–2010 годах

Year Год

World total, mln tМир в

целом, млн т

USSR/ CISСССР / СНГ

RSFSR/ Russian Federation РСФСР / Россия

Price of oil on the global market, $/bbl

Цены на нефть на мировом рынке, $/барр.

million tonsмлн т

share of the global,%

доля в мире, %

total, million tons

всего, млн т

share of the global,%

доля в мире, %

Western SiberiaЗападная Сибирь

mln tмлн т

share in Russia,%доля в

России,%

Urals Brent

1970 2,355 353 15 285 12.1 31 10.9 - -

1980 3,088 603 19.5 547 17.7 311 56.8 38.3 39.8

1985 2,792 608 21.8 542 19.4 382 70.5 25.9 27.6

1990 3,168 570 18 516 16.3 376 72.8 20.3 21.0

1995 3,278 355 10.8 307 9.4 208 67.9 16.4 16.2

2000 3,618 385 10.6 323 8.9 220 68 27.4 28.3

2001 3,603 430 11.9 349 9.7 237 67.8 23.1 24.5

2002 3,576 466 13 380 10.6 264 69.5 23.9 24.9

2003 3,701 514 13.9 421 11.4 298 70.8 27.4 28.8

2004 3,863 559 14.5 459 11.9 326 71 34.2 38.1

2005 3,897 578 14.8 470 12.1 333 70.9 50.2 54.6

2006 3,914 595 15.2 480 12.3 335 69.8 61.0 65.2

2007 3,938 621 15.8 491 12.5 338 68.8 69.1 72.4

2008 3,820 621 16.3 488 12.8 332 68 95.1 99.0

2009 3,755 638 17.0 494 13.2 323 65.3 60.2 60.9

2010 3,843 653 17.0 505 13.1 318 63.2 77.9 79.6

●

●

28

#5 May 2011

OIL PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

Пик добычи нефти в Советском Союзе был достиг-нут в 1986–1988 годах: тогда в стране добывалось более 625 млн т нефти и газового конденсата, что превышало 21% от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации – почти 570 млн т, или свыше 19% от мировой добычи (рис. 1, см. Табл. 1).

В 2009–2011 годах, в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов, прежде всего в

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

Oil and Gas Industry in Russia’s Economy Russia’s oil and gas industry (OGI) serves as a basis

for ensuring balance of international payments, maintain-ing the national currency and formation of investment resources of the economy. The OGI is the major con-tributor to the country’s trea-sury and its main source of foreign exchange earnings. With capital investments at below 15 percent of coun-try’s total, OGI provides over 50 percent of federal bud-get revenues and about 65 percent of export revenue. The market value of equity of five major oil companies (excluding TNK-BP, whose assets are taken into BP quo-tas) takes up over 60 percent of the Russian stock market (Fig. 2).

Regional Structure of

Russia’s Oil Production

In regional terms, Russian oil production is focused mainly in the West Siberian and Volga-Ural oil

Fig. 1. Russia’s oil production and global oil prices, 1997–2011Рис. 1. Добыча нефти в России и мировые цены на нефть в 1997–2011 годах

●

●

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

CommodityТоварная позиция

In monetary terms, $ billionВ денежном выражении,

$ млрд

Concentration,% / Концентрация, %

commodity items, %по товарным позициям, %

the accumulated total,%накопленным итогом,%

Fuel and energy products Топливно-энергетические товары

261.999 68.3 68.3

crude oil / нефть сырая 132.032 34.4 34.4

oil products / нефтепродукты 69.467 18.1 52.5

natural gas / газ природный 46.547 12.1 64.6

Metals and metal products Металлы и изделия из них

41.735 10.9 79.2

Chemical industry products, resin / Продукция химической промышленности, каучук

24.138 6.3 85.4

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

20.688 5.4 90.8

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

9.524 2.5 93.3

Food products / Продовольственные товары 8.740 2.3 95.6

Other / Прочие 16.903 4.4 100

Total / Всего 383.727 100 100

Table 2.Табл. 2

●

●

29

№5 Май 2011

ДОБЫЧА НЕФТИ


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

The Organizational Structure of Oil ProductionCurrently, Russia has some 325 oil producers, includ-

ing the 145 producers as part of vertically integrated oil companies (VICs); 177 producers are independent pro-duction companies and three companies operate on PSA terms.

Восточной Сибири, Тимано-Печоре, на Сахалине, добы-ча нефти в России несколько возросла, при этом в конце 2010 года суточная добыча нефти возросла в первые за последние 20 лет возросла до 1,4 млн т.

НГК в экономике России Результаты деятельнос-

ти нефтегазового комплек-са (НГК) выступают основой для обеспечения платежного баланса страны, поддержания курса национальной валюты, формирования инвестицион-ных ресурсов экономики. НГК – основной донор бюджета страны и главный источник валютных поступлений. При уровне инвестиций в основ-ной капитал менее 15% от

капитальных вложений в стране, на НГК приходится более 50 % доходов федерального бюджета и около 65% экспорта. Рыночная стоимость акционерного капитала пяти крупнейших нефтегазовых компаний(без учета ТНК-ВР, активы которой учитываются в котировках ВР) превышает 60 % капитализации российского рынка акций (рис. 2).

Региональная структура добычи нефти в

России

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

Table 3Табл. 3

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

Region / Регион

2008 2009 2010

million tons млн т

% of Russia’s

total% от РФ

mln tмлн т

% of Russia’s

total% от РФ

million tons млн т

% of Russia’s

total% от РФ

European Russia / Европейская часть 142.3 29.1 149.2 30.2 152.4 30.2

Ural / Урал 43.7 8.9 45.3 9.2 47.5 9.4

Povolzhie / Поволжье 59.8 12.2 61.8 12.5 64.1 12.7

North Caucasus / Северный Кавказ 10.7 2.2 9.9 2.0 9.3 1.8

Timan-Pechora / Тимано-Печора 28.1 5.8 32.2 6.5 31.5 6.2

Western Siberia / Западная Сибирь 331.8 67.9 322.1 65.2 318.3 63.0

Eastern Siberia / Восточная Сибирь 1.5 0.3 7.5 1.5 19.7 3.9

Far East / Дальний Восток 12.8 2.6 15.4 3.1 14.8 2.9

Russia, total / Россия, всего 488.4 100.0 494.2 100.0 505.1 100.0

●

●

Fig. 2 Market capitalization and concentration of capital by larg-est Russian companies, February 2011 (data by AK&M-List).

Рис. 2. Рыночная капитализация и концентрация капитала крупнейших российских компаний на февраль 2011 года (по данным AK&M-List).

●

●

30

#5 May 2011

OIL PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

Eight VICs produce over 90 percent of Russia’s total oil and condensate production: Rosneft, Lukoil, TNK-BP, Surgutneftegaz, Gazprom Group (including Gazprom Neft), Tatneft, Bashneft, RussNeft (Fig. 3). Slavneft is controlled by Gazprom Neft and TNK-BP.

In 2010, nearly half of the companies had positive production dynamics. Liquid hydrocarbons production increased in such VICs as Rosneft (by 7 million tons), Bashneft (1.9 million tons), TNK-BP (1.4 million tons). The largest dive is seen in LUKOIL (more than 2 million tons). Production levels remain relatively unchanged in Surgutneftegaz, RussNeft, Gazprom Neft, Slavneft, Tatneft.

ConclusionEastern Siberia oil fields and the offshore Caspian Sea

deposits remain the main projects that will support the Russia’s oil production in the short and medium term. In 2011 oil and condensate production is expected to top 510 million tons.

In the long term, industry will continue forming and developing new major oil production centers, mainly in the North and East of Western Siberia (Yamal peninsula, Vankor, etc.), in Eastern Siberia, on the shelf in the Arctic and Far Eastern seas.

Future levels of liquid hydrocarbon production in Russia will be governed by domestic and external demand for liquid fuel, its price levels, the development of transport infrastructure, geography of the projects, reserves, quality and replacement rate of the explored resource base, tax and license conditions and scientific and technological advances in E&P field.

Combination of favorable domestic and external envi-ronment and effective policy on replacement of mineral resources base could boost oil and condensate production in Russia to 580-585 million tons by 2025–2030.

Организационная

структура добычи

нефти

В настоящее время добычу нефти в России осу-ществляют 325 организаций, в том числе 145 компаний входящих в структуру вер-тикально-интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 177 организаций относится к числу незави-симых добывающих компа-ний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции.

Свыше 90 % всей добычи нефти и конденсата в России приходится на восемь ВИНК: «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Группа Газпром» (вклю-чая «Газпром нефть»), «Татнефть», «Башнефть», НК «РуссНефть» (рис. 3). Компания «Славнефть» контролируется «Газпром нефтью» и ТНК-ВР.

В 2010 году положительная динамика добычи нефти отмечена примерно у половины компаний. Из вер-тикально-интегрированных компаний добычу жидких УВ нарастили «Роснефть» (на 7 млн т), «Башнефть» (1,9 млн т), ТНК-ВР (1,4 млн т). Наибольшее сокраще-ние отмечается у «ЛУКОЙЛа» (более чем на 2 млн т). Относительно неизменным этот показатель остал-ся у «Сургутнефтегаза», «РуссНефти», «Газпром нефти», «Славнефти», «Татнефти».

ЗаключениеОсновными проектами, которые в краткосрочном и

среднесрочном периоде смогут поддержать добычу нефти в России, по-прежнему останется разработка месторож-дений Восточной Сибири, а также шельфовые месторож-дений Каспия. Ожидается, что 2011 году добыча нефти с конденсатом в стране превысит 510 млн т.

В долгосрочной перспективе продолжится формиро-вание и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь на Севере и Востоке Западной Сибири (п-в Ямал, Ванкор и др.), в Восточной Сибири, на шельфе аркти-ческих и дальневосточных морей.

Перспективные уровни добычи жидких углеводородов в России будут определяться внутренним и внешним спро-сом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами ее вос-производства, налоговыми и лицензионными условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разра-ботке месторождений.

При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и проведении эффективной политики в облас-ти воспроизводства минерально-сырьевой базы добыча нефти и конденсата в России может составить возрасти до 580-585 млн т к 2025–2030 году.

Fig. 3 Oil production by company and concentration of production in Russia’s oil industry, 2010Рис. 3. Добыча нефти по компаниям и концентрация производства в нефтедобывающей

промышленности в России в 2010 году

●

●

32 Oil&GasEURASIA

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

To lessen reliance on petroleum based fuels, govern-ments around the world are calling for the develop-ment of “tomorrow’s biofuels” as soon as possible. How

does two seconds sound? That’s the time it takes Envergent Technologies’ RTP® rapid thermal processing technology to convert non-food biomass into pyrolysis oil. And RTP is a proven process that is sustainable, virtually carbon neutral, and in production in Canada and the U.S. today.

Pyrolysis Oil and EnvergentPyrolysis oil is a light, pourable, clean-burning liquid

produced from biomass feedstocks that do not compete with food crops. It is easily adaptable for a variety of energy applications, including heat and electrical generation, and shortly pyrolysis oil will be upgradeable to green transpor-tation fuels. It also is used to produce specialty chemicals.

Проблема возобновляемого топлива сегодня становится все более актуальной. Наибольший интерес вызывают технологии, предлагающие аль-тернативу традиционному топливу и возможность снизить объемы выбросов парниковых газов. На законодательном уровне меры, предпринимаемые правительствами многих стран, а также директива ЕС по возобновляемым источникам энергии, при-званы привлечь внимание к технологиям, обеспе-чивающим возможность устойчивого производс-тва возобновляемого топлива.

Во многих странах мира сегодня звучат призывы к ученым поторопиться с разработкой «биотоплива будущего». Две секунды – это достаточно быстро?

Так вот, технологии быстрой термической обработки RTP® от компании Envergent Technologies требуется две секунды для преобразования непищевой биомассы в пиролизное масло. Кроме того, данная технология с нейтральным уров-нем эмиссии углерода уже доказала свою устойчивость и активно работает в Канаде и США.

Пиролизное масло и Envergent TechnologiesПиролизное масло – это легкая, текучая субстанция,

малотоксичная при сгорании. Она изготавливается из био-массы, не конкурирующей с продовольственными культу-рами. Масло легко адаптируется для различных целей при-менения в энергетической отрасли, включая производство тепла и электроэнергии, и быстро преобразовывается в экологически чистое топливо для транспорта. Также его используют для производства специализированных хим-продуктов.

Один из учредителей Envergent Technologies – ком-пания Ensyn Technologies – разработала технологию RTP в 1984 году как метод преобразования биомассы в пиро-лизное масло. В настоящее время данная технология – единственная в мире, обеспечивающая быстрое получе-ние пиролизного масла и работающая на долговременной коммерческой основе. Сегодня она используется на семи заводах в Канаде и США для преобразования биомассы в пиролизное масло. Конечный продукт в дальнейшем используется для производства более чем 30 видов про-

RENEWABLE ENERGY

Kari Liukko, Honeywell Process Solutions Кари Люкко, технологические решения компании Honeywell

A Practical, Proven Path to Green EnergyПрактический, проверенный путь к экологически чистой энергии

Pyrolysis oil, biomass feedstock product.

Продукт переработки биомассы – пиролизное масло.

●

●

33

№5 Май 2011

ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГИЯ


мышленных товаров, включая прищевые приправы и смоляные клеи.

Другой учредитель Envergent Technologies, компания Honeywell UOP, уже почти 100 лет является ведущим разра-ботчиком технологий и продуктов для очистки нефти.

Стремясь как можно скорее начать промышленное внедрение технологий по производству биотоплива, Ensyn Technologies и Honeywell UOP объединили свои усилия и в 2008 году создали совместное предприятие. Результатом деятельности этого предприятия стало появление на свет компании Envergent Technologies.

Технология RTPДля запуска процесса RTP необходимо постоянное

наличие биомассы (деревянной стружки, соломы или дру-гих целлюлозных материалов). Биомасса быстро нагре-вается в реакторе, в конструкции которого используется технология ЦКС. Горячий газ поступает в реактор снизу, где находится горячий песок, создавая вихревое движение при температуре от 500 до 525 ºС. При контакте с песком, частицы биомассы пиролизуются, образуя газ и твердые вещества. После выхода из реактора полученный газ быст-ро охлаждается для производства пиролизного масла.

Оставшиеся твердые вещества представляют собой смесь песка и древесного угля, которые перемещаются во второй котел. Во вторичном подогревателе, при поступ-лении воздуха, уголь сжигается, что обеспечивает необхо-димое количество теплоты для доведения смеси песка до температур, требуемых для выполнения процесса пироли-за в котле реактора. Данный фактор является основным для повышения баланса полезной энергии, что, впоследствии, обеспечивает снижение выброса парниковых газов при производстве конечного продукта.

В отличие от медленного пиролиза, продолжитель-ность которого может составить несколько часов, быстрый пиролиз, как и в процессе RTP, производит меньше выбро-сов при максимальном объеме жидкого вещества. Особое

One of Envergent’s parent companies – Ensyn Technologies – invented RTP in 1984 as a method to con-vert biomass to pyrolysis oil. RTP is the world’s only rapid pyrolysis process operating on a long-term commercial basis and today is used by seven plants in Canada and the United States to convert biomass to pyrolysis oil. That resulting pyrolysis oil is then used in the manufacture of more than 30 commercial products, from food flavorings to adhesive resins.

Envergent’s other parent company, Honeywell’s UOP, has been a leading developer of refining technologies and products for almost a century.

Drawing on their individual strengths, and their desire to accelerate the commercialization of biofuel technolo-gies, Ensyn and UOP formed a joint venture in 2008 to cre-ate Envergent Technologies.

RTP TechnologyThe RTP process begins with readily available biomass

(wood chips, straw or other cellulosic material) that is rapid-ly heated in a reactor with a circulating fluidized bed design. Hot gas enters the bottom of the reactor with hot sand, cre-ating a whirlwind with a temperature of 500 to 525 degrees Celsius. Upon contact with the sand, biomass particles are pyrolyzed, producing gas and solids. After the gas leaves the reactor, it is rapidly quenched to produce pyrolysis oil.

The solids that remain are a combination of sand and char, which are redirected to a second vessel. In the reheater char is burned with the introduction of air. This provides the necessary heat to bring the sand mixture to temperatures required for pyrolysis in the reactor vessel. This is a key fac-tor in increasing the net energy balance, and consequently the greenhouse gas reduction, of the end product.

RTP technology used to produce pyrolysis oil from a biomass feedstock.

Процесс переработки биомассы в пиролизное масло по технологии RTP.

●

●

34

#5 May 2011

RENEWABLE ENERGY

Oil&GasEURASIA

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

Making Green Energy PracticalAside from its many environmental advantages, RTP

is also very practical. Minimal utility and infrastructure requirements make RTP ideal for either remote or existing facilities. Compact, modular equipment minimizes installa-tion costs and takes up relatively little space. And it’s highly scalable – designs from 100 to 1,000 bone dry tons (metric) per day accommodate virtually any application.

RTP can also handle a wide range of readily available feedstocks – forestry and agricultural residuals, post-con-sumer, wood-based construction and demolition materials as well as sustainable energy crops such as poplar and wil-low, miscanthus and switchgrass.

On an energy basis, it is about 40 percent less expen-sive for businesses to produce and use pyrolysis oil than to purchase #2 fuel oil for heat generation. ¹

Pyrolysis oil can also be used to generate green elec-tricity in a specialized turbine at an approximate cost of $0.10 per kWh. The ability to produce electricity from pyrolysis oil in slow speed diesel engines, which is currently under development, will reduce the cost further due to increased electrical efficiency.

Pyrolysis oil has also been upgraded to green trans-portation fuels in the laboratory, using UOP hydroprocess-ing technology to generate high-value, renewable, green gasoline, diesel and jet fuel. These fuels are virtually indis-tinguishable from their petroleum-based counterparts and can be used in today’s refining infrastructure and vehicles without modification. This technology is expected to be commercially available in 2012.

The FutureBiomass energy conversion is particularly appealing

to industries with supplies of residual biomass and a desire to reduce their carbon footprint. With a ready supply of

преимущество технологии RTP состоит в том, что она поз-воляет быстро и равномерно преобразовывать тепло в био-массу и быстро охлаждать газ в жидкость, получая высоко-качественное пиролизное масло. Кроме того, RTP процесс становится еще более эффективным при выведении угля из масляного продукта окончательного пиролиза.

Экологически чистая энергия – от теории

к практике

Помимо многочисленных экологических преиму-ществ, RTP технология также очень практична. Минимум удобств и инфраструктуры делают эту технологию иде-альной для удаленных и действующих производств. Компактное модульное оборудование минимизирует сто-имость установки и не требует больших площадей. Кроме того, данная технология имеет большой потенциал для расширения объемов производства – конструкции, требу-ющие от 100 до 1 000 (метрических) тонн сухого сырья, подходят практически для любых видов применения.

Для технологии RTP можно использовать практически любое доступное промышленное сырье – отходы лесной и сельскохозяйственной промышленности, деревянные стройматериалы и остатки снесенных деревянных конс-трукций. Подходящим сырьем являются древесина ивы, тополя, китайский тростник и просо прутьевидное.

С точки зрения энергии, производить и использовать пиролизное масло примерно на 40% дешевле, чем покупать мазут для выработки тепловой энергии. ¹

Пиролизное масло так же можно использовать для производства экологически-чистой электроэнергии в спе-циальных турбинах по приблизительной стоимости 0,1 доллара за киловатт-час. Возможность производить элект-ричество из пиролизного масла в низкооборотных дизель-ных двигателях, которая в настоящее время находится на стадии разработки, в будущем сделает стоимость электри-чества еще меньше в связи с высоким электрическим КПД.

Пиролизное масло так же было преобразовано в лабо-ратории до экологически-чистого вида топлива для транс-портных средств при использовании технологии гидрооб-работки от компании Honeywell UOP для вырабатывания ценного, возобновляемого, экологически-чистого бензина, дизельного и реактивного топлива. Эти виды топлива прак-тически неотличимы от их аналогов на нефтяной основе и могут использоваться в современной инфраструктуре пред-приятий по очистке нефтепродуктов и в автомобилях без введения каких-либо модификаций. Выход этой технологии в коммерческое использование ожидается в 2012 году.

БудущееПреобразование энергии биомассы особенно при-

влекательно для тех видов промышленности, для кото-рых поставляются отходы в виде биомассы и которые хотят снизить выбросы парниковых газов в атмосферу. При постоянных поставках опилок и древесной стружки, для этой технологии естественно подходит лесная про-мышленность. Ассоциация продукции лесного хозяйства Канады (FPAC) недавно открыла свой план по усовершенс-твованию лесной промышленности Канады путем интегра-ции таких технологий как RTP, предложенной компанией Envergent Technologies, вместе с заводскими операциями. Исследование показало, что RTP технология была оцене-на как полностью готовая для введения в коммерческое использование и обладающая возможностью самой высо-

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

в наличии.

●

●

35

№5 Май 2011

ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ ЭНЕРГИЯ


кой окупаемости вложенных средств. Ассоциация FPAC предположила, что технология быстрого пиролиза превра-тит лесную промышленность Канады в двигатель прогресса для страны – который будет давать рабочие места и чистую энергию для заводских операций, обогрева домов, или пре-доставлять экологически чистое топливо для автомобилей.

Министерство энергетики США недавно выдало раз-решение компании-учредителю Honeywell UOP на стро-ительство демонстрационной установки на Гавайях по преобразованию целлюлозной биомассы в экологически-чистое топливо для транспорта. Установка будет произво-дить пиролизное масло из разнообразных отходов в виде биомассы, включая биомассу из дерева, водорослей, сель-скохозяйственных отходов и энергетические культуры, такие как просо путьевидное и сорго с высокой плотностью биомассы, которые затем будут преобразованы в экологи-чески-чистые виды топлива для транспортных средств.

При мировой потребности в энергетических источ-никах, которая по прогнозам удвоится к 2030 году, тради-ционные нефтяные продукты не смогут сохранить свои лидирующие позиции. Понятно, что виды биотоплива, для которых используется уже существующая инфраструктура и которые не конкурируют с пищевыми продуктами, зем-лей или водой, являются ответом на растущие энергетичес-кие потребности всего мира. Обладая проверенным, прак-тическим процессом RTP технологии, компания «Envergent Technologies» является частью решения – той частью, кото-рая доступна уже сегодня.

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

sawdust and wood chips, the forest industry is a natural fit. The Forest Products Association of Canada (FPAC) recently unveiled a blueprint for reinvigorating Canada’s forest industry by integrating technologies like RTP offered by Envergent with mill operations. The study showed that RTP technology was rated as fully ready for commercial deployment and would offer the highest return on capital employed. FPAC predicted that fast pyrolysis technol-ogy would turn Canada’s forest industry into an engine of growth for the country – producing jobs and clean energy to power mill operations, heat homes, or provide green fuel for vehicles.

The United States Department of Energy recently awarded a grant to Envergent’s parent UOP for the con-struction of a demonstration unit in Hawaii to convert cellulosic biomass into green transportation fuel. The unit will produce pyrolysis oil from a variety of biomass residues, including woody biomass, algae, agricultural residues and energy crops like switchgrass and high-bio-mass sorghum, which will then be upgraded into green transportation fuels.

With global energy demand expected to double by 2030, traditional petroleum products will not be able to keep pace. Clearly, biofuels that use existing infrastructure and don’t compete with food, land or water, are the answer to growing global energy demands. With its proven, practi-cal RTP process, Envergent is part of the solution – a solu-tion that is available today.

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

36 Oil&GasEURASIA

The profitability of refinery catalytic conversion units is maximised by removing throughput constraints and minimising energy consumption. Increasing the

production capacity allows the exploitation of high mar-gin opportunities. Improving fuel efficiency allows these opportunities to be taken without incurring large energy bills and increasing emissions.

In most plants the capacity of the unit is constrained by the furnace (fired heater). Maximum heat flux limita-tions prevent the heater from adding the heat necessary to raise the feed stream to the necessary reactor inlet temperature at higher flowrates. Revamping the furnace to remove this limitation is expensive, making it more cost-effective to focus attention on improving heat recovery to avoid additional load on the furnace.

In refinery catalytic processes, heat recovery is achieved by exchanging heat between the hot reactor efflu-ent and the cold reactor feed. This involves the use of feed-effluent heat exchangers, which are typically vertical shell-and-tube units. The following case studies illustrate the revamping of these heat exchangers to achieve improved unit profitability.

Case Study 1:

LUKOIL Refinery, Volgograd, Russia

Russian oil giant LUKOIL has achieved significant improvements to heat recovery from a hydrotreatment reactor. A simple retrofit has cut fuel costs by $233,000 per year and made increased throughput available.

A fired heater in the refinery’s modern catalytic reformer was consuming around 330 kg/hr (727 lb/hr) of fuel to raise the temperature of a reactor feed stream. This was expensive in itself, and the heater firing limit also pre-vented any increase in capacity.

The plant’s feed-effluent exchanger recovered 19 MW of heat from the effluent of a catalytic reactor. To bring the reactor feed up to its target temperature required the fired heater to add a further 4.1 MW. A proposed flowrate increase would have raised the exchanger duty to 28 MW and the fired heater duty to 6 MW. As well as being expen-

Эффективность установок каталитической конверсии НПЗ достигает максимума при устранении ограни-чений пропускной способности и снижении пот-

ребления энергии до минимального уровня. Повышение производственной мощности обеспечивает достижение высокой прибыльности. Рост эффективности использова-ния топлива позволяет воспользоваться указанными воз-можностями без увеличения счетов на оплату энергии и выбросов в атмосферу.

В большинстве случаев мощность установки ограни-чивается возможностями огневого подогревателя печи. Ограничения максимального теплового потока не позво-ляют подогревателю обеспечить дополнительную тепло-вую энергию, необходимую для повышения температуры потока сырья на входе в реактор до нужного уровня при более высоких скоростях потока. Модернизация печи для устранения таких ограничений дорогостоящая, поэтому более экономичным вариантом является улучшение ути-лизации тепла, позволяющее устранить дополнительные нагрузки на печь.

В каталитических процессах, применяемых на НПЗ, утилизация тепла достигается за счет теплообмена между горячим потоком, выходящим из реактора, и холодным потоком сырья, поступающим в реактор. Для этой цели используются теплообменники между потоками поступа-ющего сырья на входе и продукции на выходе, которые представляют собой вертикальные кожухотрубные аппа-раты. В настоящей работе приводятся примеры модерниза-ции таких теплообменников, направленной на повышение эффективности установок.

Пример 1: НПЗ «ЛУКОЙЛ», Волгоград, РоссияРоссийский гигант «ЛУКОЙЛ» достиг значительных

успехов в области утилизации тепла реактора гидропере-работки. Простое усовершенствование позволило сокра-тить затраты на $233 тыс. в год и добиться увеличения про-пускной способности оборудования.

Огневой подогреватель современной установки ката-литического риформинга на НПЗ потреблял около 330 кг/час топлива для повышения температуры потока сырья, поступающего в реактор. Помимо дороговизны этого про-

OIL PROCESSING

Peter Ellerby, Peter Droegemueller, Cal Gavin Ltd. Питер Еллерби, Питер Дрогемюллер, Cal Gavin Ltd.

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

37

№5 Май 2011

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ


цесса ограниченность возможностей данного огневого подогревателя также не позволяла повысить мощность установки.

Аппарат для обмена тепла между входящим и исхо-дящим потоками утилизировал 19 МВт тепловой энергии исходящего потока из реактора. Для повышения темпе-ратуры потока сырья, поступающего в реактор, до необ-ходимого уровня потребовалось бы увеличить произ-водительность огневого подогревателя еще на 4,1 МВт. Предлагаемое увеличение скорости потока позволило бы повысить производительность теплообменника и огневого подогревателя, соответственно, до 28 и 6 МВт. Не гово-ря даже о больших затратах на топливо, такое решение не обеспечило бы повышение мощности установленного огневого подогревателя.

На основе детальной модели теплообмена инженеры Cal Gavin установили, что производительность аппарата теплообмена между входящим и исходящим потоками была ограничена низким уровнем теплообмена и непра-вильным распределением трубной решетки. Была разрабо-тана система, повышающая теплообмен и устраняющая обе выявленные проблемы, что позволило повысить общую производительность теплообменника.

Для повышения теплоотдачи трубной решетки как напрямую за счет увеличения турбулентности, так и кос-венно за счет более эффективного использования обес-печиваемого перепада давления для распределения пото-ка использовались матричные элементы hiTRAN Matrix Elements. Конфигурация элементов hiTRAN была адаптиро-вана к изменению соотношения жидкости и паров на всем протяжении трубы.

Моделирование показало, что при более высокой ско-рости потока матричные элементы hiTRAN увеличивают общую теплопередачу в 2,6 раза (с 73 до 191 Вт/м2К), повы-шая утилизацию тепла до 32,4 МВт и понижая требуемую мощность подогревателя с 6,0 МВт до 2,0 МВт.

На реализацию всего проекта потребовалось несколь-ко месяцев, а модернизация теплообменника была прове-дена в течение менее двух недель. Проведенная модерни-зация отличается высокой гарантией надежности и позво-ляет эксплуатировать установку в безаварийном режиме со времени осуществления модернизации в ноябре 2009 года.

При существующей скорости потока матричные эле-менты hiTRAN экономят 2,2 МВт или 63 ТДж в год благо-даря увеличению утилизации тепла исходящего потока. «ЛУКОЙЛ» при этом получает ежегодную экономию топли-ва на сумму 7 млн рублей ($233 тыс.). Испытания при пред-лагаемой более высокой скорости потока показали, что матричные элементы hiTRAN повышают мощность с 27,8 МВт до 32,4 МВт, экономя 4,6 МВт, без увеличения нагрузки на огневой подогреватель.

sive in fuel, this would have been beyond the capacity of the installed fired heater.

Following detailed heat transfer modelling, Cal Gavin’s engineers established that the feed-effluent exchanger per-formance was limited by low heat transfer and poor distri-bution on the tubeside. A thermal enhancement system was designed to address both of these problems and therefore boost the overall performance of the exchanger.

hiTRAN Matrix Elements were used to increase tube-side heat transfer both directly, by increasing turbulence, and indirectly, by utilising more of the available tubeside pressure drop to improve fluid distribution. The geometry of the hiTRAN Elements was adapted to suit the changing proportions of liquid and vapor along the tube length.

Simulation showed that at the higher flowrate, the hiTRAN Matrix Elements would increase the overall heat transfer coefficient by a factor of 2.6 (from 73 to 191 W/m2K), boosting heat recovery to 32.4 MW and cutting the required heater duty from 6.0 MW to 2.0 MW.

The whole project took just a few months, and the exchanger upgrade was installed in less than two weeks. The revamp has met a stringent performance guaran-tee and has been trouble-free since it was carried out in November 2009.

At the present flowrate, the hiTRAN Matrix Elements save 2.2 MW, or 63 TJ per year, through increased heat recovery from the effluent stream. LUKOIL values the annual fuel saving at 7 million rubles ($233,000). A test at the proposed higher flowrate confirmed that the hiTRAN Matrix Elements increase exchanger performance from 27.8 MW to 32.4 MW, saving 4.6 MW, without increasing the load on the fired heater.

Case Study 2 – Ruhr Oel Refinery,

Gelsenkirchen, Germany

(operated by Deutsche BP)

A feed-effluent heat exchanger retrofit has delivered 15 percent increased throughput, 0.8 MW heat recovery and a reduction of 1,700 tons per year carbon emission from the fired heater on the Ruhr Oel refinery.

Ruhr Oel’s objective to increase throughput could only be met by higher heat input in the reactor feed loop

LUKOIL’s subsidiary LUKOIL-Volgogradneftepererabotka has recently increased its crude capacity from 8 to 11 million tons per year, and the catalytic reforming unit where the hiTRAN project took place started up in 2006. Volgograd (formerly Stalingrad) is an industrial city of 1 million people in southern Russia.

Дочерняя компания «ЛУКОЙЛа» – ООО «ЛУКОЙЛ-Волгогораднеф-тепереработка – недавно увеличила мощность переработки нефти с 8 до 11 млн т в год, и в 2006 году запустила в эксплуатацию установку каталитического риформинга с технологией hiTRAN. Волгоград (прежнее название – Сталинград) – промышленный город на юге России с населением 1 млн человек.

●

●

38

#5 May 2011

OIL PROCESSING

Oil&GasEURASIA

to maintain the required reactor inlet temperature. In order to meet the new condition the heat duty of the feed-effluent exchanger to the reactor would need to increase by about 15 percent relative to its current per-formance. The fluid entered partially vaporized and con-tinued to boil until about 60 percent up the tube length with the remainder of the tube superheating the vapor. Heat transfer simula-tion indicated that the controlling resistance was on the tube side, with the additional possibility of film boiling and mist flow limiting heat transfer in the top region of the exchanger.

The optimised solution was to fit hiTRAN Matrix Elements in the full length of each tube. These comprised two linked elements of different geometries designed to meet the different enhancement requirements of the boiling and superheating regions. With this approach it was possible to improve the convective boiling coefficient in the two-phase region and to maximize the sensible vapor heating in the top of the tubes within the allowable pressure drop.

Installing hiTRAN Matrix Elements into the 12-meter long tubes of the vertical exchanger was completed within the plant shutdown schedule and without removing the bundle from the shell.

Performance tests after the revamp confirmed that expected duty was achieved, giving the required 15 percent higher throughput with hiTRAN Matrix Elements. An addi-tional heat recovery of 0.8 MW from the effluent stream was achieved. This equates to a direct reduction in energy input of 25 TJ per year (nearly 50,000 euros per year) and carbon emissions (1,700 tons per year) for the fired heater.

The economic benefit from improving feed-effluent exchanger design is substantial. The benefits of revamp-ing existing units include capacity increase, energy saving, reduction in catalyst regeneration cost, and increased run length.

Пример 2 – НПЗ Ruhr Oel, Гельзенкирхен,

Германия (Оператор Deutsche BP)

Модернизация аппарата теплообмена между входящим и исходящим потоками на НПЗ Ruhr Oel позволила повы-сить производительность на 15%, добиться утилизации тепла в объеме 0,8 МВт и избавиться от выброса в атмосферу углерода из огневого подогревателя в объеме 1 700 т в год.

Задачу по увеличению производительности, которая стояла перед НПЗ Ruhr Oel, можно было решить только путем увеличения подвода тепла к потоку сырья, поступаю-щему в реактор, и обеспечения необходимой температуры этого потока. Для соблюдения указанного условия необхо-димо было повысить тепловую производительность теп-лообменника входящего и исходящего потоков реактора на 15% по сравнению с существующим уровнем. Поток на входе частично состоял из паров, и кипение продолжалось на протяжении примерно 60% длины трубы, а на оставшемся отрезке трубы происходил перегрев пара. Моделирование процесса теплопередачи показало наличие управляющего сопротивления на трубной стороне и дополнительную возможность пленочного кипения и образования потока капель нефти в газовой струе, что ограничивало теплопе-редачу в верхней части теплообменника.

Оптимальным решением посчитали использование матричных элементов hiTRAN по всей длине каждой трубы. При этом используются два связанных элемента с различ-ной геометрией, предназначенные для различных условий оптимизации работы участков кипения и перегрева. Такой подход позволил улучшить коэффициент конвективного кипения на участке присутствия двух фаз и максимально увеличить целесообразный уровень нагрева паров в верх-ней части труб в пределах допустимого перепада давления.

Установка матричных элементов hiTRAN в трубах дли-ной 12 м вертикального теплообменника осуществлялась в рамках планового останова оборудования без извлечения пакета труб из кожуха.

Эксплуатационные испытания после модернизации подтвердили получение ожидаемой производительности и повышение пропускной способности на 15% с использова-нием матричных элементов hiTRAN. Кроме того, была обес-печена утилизация 0,8 МВт тепла от исходящего потока. Это равноценно снижению подачи энергии 25 ТДж в год (около 50 000 евро в год) на входе и устранению выбросов углерода в объеме 1 700 т в год при работе огневого подог-ревателя.

Таким образом, существенный экономический эффект достигается благодаря модернизации аппарата теплообме-на между входящим и исходящим потоками. Модернизация существующих установок позволяет повысить их мощ-ность, обеспечить экономию энергии, сократить затраты на восстановление катализатора и продлить срок эксплу-атации.

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

исходящим потоками, НПЗ Ruhr Oel, Гельзенкирхен.

●

●

Installation of the joined hiTRAN Matrix Elements into the feed-effluent exchanger.

Установка сборных матричных элементов hiTRAN в аппаратетеплообмена между входящим и исходящим потоками.

●

●

40 Oil&GasEURASIA

In previous article we covered the necessity and inevi-tability of developing the Russian Arctic shelf. Now let us take a look at what practical steps the state and the

oil companies need to make for the implementation of this truly national-scale project.

Obviously, the state and oil companies require mutual assistance in shelf development issues. After all, oil compa-nies need money for development of offshore fields – much larger amounts than those for similar projects on the shore. The state, in turn, needs to replenish the budget at the expense of oil companies, which remain the main taxpay-ers and sources of income for the Russian budget.

The higher cost of developing Arctic fields compared to similar fields on land, or even on the “warm” shelf, is due to the difficult ice conditions in the Russian Arctic seas. Generally, if you look at the map of Russian seas where hydrocarbons are produced, it becomes obvious that the major Russian oil reserves are concentrated in the Barents-Pechora region, as well as in the Kara and Chukotskoye seas (not counting the already developed fields in the Sea of Okhotsk, and small deposits in Black and Caspian Seas). These Arctic seas are precisely the seas with the most severe ice conditions. Scientific studies of the Russian Institute of Arctic and Antarctic Research (AARI) indicate that ice con-ditions in these seas are as follows:

– the ice is usually from one-half to three meters thick;

– in the summer there is drifting ice, varying in thick-ness from 7 to 25 meters which breaks away from perennial Canada and Greenland glaciers;

– drifting icebergs are present.As the map shows, the effect of Gulf Stream waters

ends exactly at the state border between Russia and Norway. This explains why operation conditions of offshore oil rigs on Russian and Norwegian shelf are different – namely, ice conditions on the Norwegian shelf are much softer than on the Russian Arctic shelf.

В предыдущей статье мы говорили о необходимости и неизбежности освоения российского арктическо-го шельфа. Теперь пора рассмотреть практические

шаги, которые необходимо сделать государству и нефте-добывающим компаниям для реализации этого проекта национального значения.

Очевидно, что и государству, и нефтяным компаниям в вопросе освоения шельфа необходима взаимопомощь. Нефтяным компаниям на освоение шельфовых месторожде-ний нужны значительно более существенные средства, чем для реализации аналогичных проектов на суше. В свою оче-редь, государству необходимо пополнять бюджет, а основ-ными налогоплательщиками и источниками бюджетных поступлений по-прежнему остаются нефтяные компании.

Более высокая стоимость освоения арктических мес-торождений, по сравнению с такими же месторождени-ями на суше или на «тепловодном» шельфе, обусловлена сложнейшими ледовыми условиями в российских арк-тических морях. Если посмотреть на карту российских морей с объемами извлекаемых углеводородов, то ста-новится очевидным, что основные запасы российской нефти сконцентрированы в Баренц-Печорском регионе, а также в Карском и Чукотском морях (без учета уже освоенных месторождений Охотского моря и небольших запасов в Черном и Каспийском морях). Ледовые условия в этих арктических морях как раз и являются самыми тяже-лыми. Исследования, проведенные Российским институ-том Арктики и Антарктики (ААНИИ), подтверждают, что в вышеупомянутых морях:

– толщина льда, как правило, составляет 1,5-3 м;– в летний период появляются дрейфующие льды

толщиной от 7 до 25 м, откалывающиеся от многолетних ледников Канады и Гренландии;

– присутствуют айсберги.Как видно из карты, граница влияния вод теплого

течения Гольфстрим заканчивается на государственной границе Норвегии и России. Этим и объясняются различия

OFFSHORE ARCTIC

Timofei Krylov Тимофей Крылов

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

41

№5 Май 2011

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ


в условиях эксплуатации морских нефтяных платформ на российском и норвежском шельфе, а именно тот факт, что ледовые условия на шельфе Норвегии значительно мягче по сравнению с шельфом российской Арктики.

Очевидно, что нефтедобывающим компаниям необхо-димо затратить достаточно много сил и средств, и должно пройти довольно много времени, прежде чем российский арктический шельф начнет давать какую-либо отдачу в денежном выражении. Поэтому давайте обсудим вопрос, где же нефтедобывающим компаниям взять деньги на проведение длительных геологоразведочных и исследо-вательских работ, а также на последующее строительство дорогостоящих добывающих сооружений на шельфе.

Необходимо отметить, что в настоящее время россий-ское правительство и нефтедобывающие компании в неко-тором роде «соревнуются» друг с другом в «перетягивании каната». Не секрет, что для России экспорт энергоресурсов, как указывалось ранее, является одной из основных статей доходов государственного бюджета. Поэтому российское правительство постоянно пытается установить все более высокие налоги и пошлины в нефтедобывающем секторе экономики с тем, чтобы как можно больше увеличить долю государственных «изъятий» из доходов нефтедобывающих компаний. В свою очередь, нефтедобывающие компании пытаются минимизировать выплаты государству и лобби-руют собственные интересы в государственных органах. Свои действия компании мотивируют тем, что прибыль необходима им для реинвестирования в промышленность, а также в поиск и освоение новых месторождений, без которых не будет никакого дохода ни государству, ни самим нефтедобывающим компаниям. Компромисс между государством и нефтяными компаниями достигается путем постоянных и сложных переговоров, и «истина», как гово-рится, находится где-то «посередине».

Но давайте обратимся к опыту других стран и посмот-рим, как вышеупомянутая проблема решается, например, в Норвегии. Для ее решения норвежцы используют сложную многоуровневую систему налогообложения нефтегазовой отрасли.

Расскажем немного об истории формирования поли-тики налогообложения нефтедобывающей отрасли в Норвегии. После того как в конце 1960-х годов были откры-ты первые нефтегазовые месторождения на норвежском

Obviously, oil producers need to invest a lot of money and effort, with a long period of ROI before Russia’s Arctic shelf begins to provide at least some monetary returns.

Let’s consider now where oil companies can find money for lengthy E&P projects and research work, as well as for building costly offshore production facilities.

Currently the Russian government and oil companies operating in Russia are engaged in a kind of “tug of war”. It is no secret that Russia’s energy exports, as mentioned earlier, are one of the major revenue items for state bud-get. For this reason the Russian government is constantly trying to establish ever-higher taxes and duties in the oil sector to maximize the government’s “take” of oil company revenue. In turn, oil producers are trying to minimize pay-ments to the state, lobbying for their interests in govern-ment corridors and motivating their actions by the need to reinvest profits back into the industry in order to discover and develop new fields, as without these there will be ulti-mately no income for either state or the oil companies. The compromise between the government and oil companies is achieved by continuous and complex negotiations, and as they say, the “truth” is somewhere “in the middle”.

Let’s study the experience of other countries and see how such problems are solved, for example, in Norway. In that country, this particular question is solved through a complex and multi-level taxation of oil and gas industry.

We’ll talk a bit about the history of the forming tax policy for Norway’s oil industry. After the first oil and gas fields were discovered in the Norwegian sector of the North Sea in the end of 1960s, the government announced a pol-icy stating that the oil resources “belong to the Norwegian people and should be used for the benefit of present and future generations”. Compliance to this principle, which has not been broken for decades since, has become a prior-ity of Norway national policy.

Only three companies were allowed to develop the first discovered fields – Statoil, Norsk Hydro and Saga Petroleum. State-owned oil company Statoil, which domi-nates Norway’s oil segment, is a participant to the majority of development projects in the North Sea.

Steady growth in oil prices and growing energy exports enabled the country’s government managed to reach a steady budget surplus, in parallel creating the State

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

Об автореКрылов Тимофей Алексеевич – экономист, эксперт-аналитик, член рабочей группы по подготовке «Программы НК „Роснефть” по освоению шельфа РФ до 2030 года». Базовое образование получил в 1994–1998 годах в РЭА им. Плеханова (специальность «Финансы и кредит»). В 1996–1997 годах проходил стажировку в Школе экономики и права Гетеборгского университета (Швеция). В 2002–2003 годах обучался по программе MBA в Школе бизнеса в Йончепинге (Швеция). С 1998 по 2002 годы работал менеджером по закупкам в компании

ИКЕА. С 2003 по 2005 – независимый консультант ряда шведских компаний; среди основных клиентов – производственный концерн ITAB, группа фабрик Sveba-Dahlen, шведские торгово-розничные сети. В 2006 году Крылов Т.А. принимал участие в качестве консультанта в проекте по описанию бизнес-процессов компании ОАО НК «Роснефть», проводившемся в преддверии эмиссии акций компании и их размещения на Лондонской фондовой бирже и российском фондовом рынке. С 2004 года занимается преподавательской деятельностью в бизнес-школах и тренинговых компаниях Москвы. Автор тренинга «Инструментарий подготовки компаний к IPO» и программы «Мастер современного бизнеса», а также других тренингов по финансовому менеджменту, организации бизнес-процессов, предпринимательству. В 2009–2010 годах принимал участие в организации и подготовке экономической части «Программы освоения континентального шельфа РФ до 2030 года компании НК „Роснефть“».

42

#5 May 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

Oil Fund designed for preservation for future generations when oil reserves are exhausted. The proceeds from oil exports coming into the fund are invested into the most profitable foreign stocks and bonds, while the profit comes back into the fund. To date, the fund’s assets swelled to $70 billion, or almost $15,000 for every Norwegian.

This practice has been in place since 1993 – before that oil and gas income went directly into the budget. Today, the law authorizes spending only a small part of the fund – about $1 billion a year.

Now about the tax system. Extreme profitability of oil and gas projects resulted in introducing the so-called “spe-cial tax” into the Norwegian law “On Taxation of Subsea Oil and Gas Fields” (in addition to the regular income tax). Income tax rate – 28 percent, special tax rate – 50 percent. The table displays a complete picture of tax payments by Norway oil companies.

As seen from the table, shelf operating companies make production payments (royalty) and a payment for the size of the licensed site. Over time, royalty charge lost its practical importance as its size depended on the sea depth at the project’s site. As the development of new sites means ever increasing sea depths, in 2006 royalty charges were dropped altogether. Gulfaks and Useberg (sea depths of 140 and 150 meters, respectively) were the last two fields where royalty charge was applied.

This fee based on the size of a site means efficient usage of the contract area and extra motivation for returning the unused areas to the state. The returned areas can then be targeted by other companies for their E&P projects.

участке Северного моря, пра-вительство страны провозгла-сило политику, согласно кото-рой нефтяные ресурсы «прина-длежат норвежскому народу и должны быть использованы на благо нынешнего и будущего поколений». Соблюдение этого принципа, который в течение последующих десятилетий ни разу не нарушался, стало при-оритетным направлением наци-ональной политики Норвегии.

После начала разработ-ки первых месторождений к их освоению были допущены только три компании – Statoil, Norsk Hydro и Saga Petroleum. Доминирующей нефтяной ком-панией в Норвегии является государственная нефтяная ком-пания Statoil – участник боль-шинства проектов по разработ-ке месторождений в Северном море.

Благодаря стабильному росту цен на нефть и растуще-му экспорту энергоресурсов, правительству страны удалось сформировать устойчивый про-фицит бюджета и создать так называемый Нефтяной фонд, который решено было сохра-нить для последующих поколе-

ний, когда нефтяные месторождения будут исчерпаны. Средства от экспорта нефти, поступающие в фонд, вкла-дываются в наиболее доходные иностранные акции и облигации, а прибыль опять возвращается в фонд. На сегодняшний день активы фонда выросли до $70 млрд, что составляет почти $15 тыс. на каждого норвежца.

Такая практика существует с 1993 года, ранее «нефте-газовые» деньги напрямую шли в бюджет. Сегодня закон разрешает тратить лишь небольшую часть фонда – около $1 млрд в год.

Теперь поговорим непосредственно о системе нало-гообложения. В связи с чрезвычайной рентабельнос-тью нефтегазовой деятельности, норвежский закон «О налогообложении подводных нефтегазовых месторож-дений», в дополнение к обычному подоходному налогу, ввел так называемый специальный налог. Ставка подо-ходного налога – 28%, ставка специального – 50%. В таблице представлена полная картина налоговых выплат нефтедобывающих компаний Норвегии.

Как видно из таблицы, компании, работающие на шельфе, производят выплаты за добычу (роялти) и за размер лицензионного участка. Роялти со временем потеряло свое практическое значение, поскольку его размер зависел от глубины моря в месте разработки месторождения. По мере разработки новых участков морская глубина в местах их расположения неизбежно увеличивается, поэтому в 2006 году выплаты роялти пол-ностью прекратились. Последние два месторождения, на которые начислялось роялти, были Гульфакс и Усеберг (глубина моря 140 и 150 м соответственно).

Type of tax / Тип налога

Tax rate / Ставка налога Tax purpose / Цель взимания Notes /

Примечания

Income tax / Подоходный

налог 28%

To recharge the budget / Пополнение бюджета

–

Special tax / Специальный

налог 50%

To fill the State Oil Fund Пополнение «Нефтяного

фонда» –

Production payment (royalty)

Выплата за добычу (роялти)

Depending on the profitability of the site (including

water depth and volume of investment)

В зависимости от рентабельности участка

(с учетом глубины моря и объема капиталовложений)

Subducting the “natural rent” Изымание «природной ренты»

Tax payment ended 2006 Выплаты по налогу

прекратились в 2006 году

Fee for the size of the licensed site

Плата за размер лицензионного

участка

From 7,000 to 70,000 Norwegian krones per sq.

kilometer От 7 до 70 тыс. норв. крон

за км2

Promoting efficient operation of the contract sites, return of

unused sites for development by other companies. Стимулирование

эффективной эксплуатации контрактных площадей,

возврат неиспользованных площадей для разработки

другими компаниями

–

Fee for carbon dioxide emissions Сбор за выброс

углекислого газа

Depends on the volume of gas and oil flares

В зависимости от объемов сжигаемого газа и нефти

Environmental protection. Охрана окружающей среды

–

43

№5 Май 2011

АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ


Цель взимания платы за размер лицензионно-го участка — это эффек-тивная эксплуатация контрактной площади и стимулирование возвра-та неиспользованных площадей государству. Возвращенные площади могут стать предметом разведки и добычи нефти и газа другими компани-ями.

Плата за размер лицензионного участ-ка начисляется на все лицензии на добычу после окончания пери-ода разведки и увеличи-вается ежегодно от 7 до 70 тыс. норвежских крон (от 820 до 8 200 Евро) за км2. Недропользователь или оператор консорци-ума несет полную ответс-твенность за расчет и осу-ществление платежа.

Сбор за выброс угле-кислого газа взимается в целях охраны окружаю-щей среды и начисляется

в зависимости от объемов сжигаемых газа и нефти. Государственный контроль нефтяной отрасли

в Норвегии осуществляется не только через владение акциями компании Statoil. Государство также выступает в качестве владельца долей в лицензиях на добычу нефти и газа через институт так называемого государственного прямого финансового участия. Раньше государственное участие составляло не менее 50% по каждой лицензии, но в последние годы доля государства существенно умень-шилась.

В заключение хотелось бы отметить, что автор ста-тьи вовсе не призывает слепо копировать и тиражиро-вать в России налоговое законодательство других стран, и, в частности, Норвегии. К вопросу взаимоотношений между государством и нефтяными компаниями надо подходить очень осторожно и максимально взвешенно принимать любые законодательные решения в этой сфере. Действительно, «нефтянка» является основным источником дохода российской казны, но действия в отношении собственной нефтяной отрасли должны быть очень аккуратными, чтобы не «задушить» свою про-мышленность, а наоборот, дать ей возможность выйти на качественно новый уровень добычи углеводородных ресурсов. Тем более что в ближайшие десятилетия нам предстоит освоение арктического шельфа. Как видно из представленного материала, это задача не из легких, и средства для достижения поставленных целей нужны немалые. Поэтому в решении данной задачи российс-ким нефтедобывающим компаниям надо обязательно помочь, и именно в этом заключается на сегодняшний день основная роль российского государства в сфере его внутренней промышленной политики и налогового регулирования.

The site size fee is levied on all production licenses after the E&P stage and grows annually from 7,000 to 70,000 Norway krones (820 to 8,200 euros) per square kilometer. Subsoil user or consortium operator is fully responsible for the calculation and payment.

Fee for carbon dioxide emissions is used for envi-ronmental protection, being charged per volume of oil and gas flares.

Apart from ownership of Statoil shares, the state control of Norway oil industry is also exercised through ownership of the shares in oil and gas production licens-es via the so-called direct financial participation of the state. Earlier the state owned at least 50 percent of each license but in recent years the state’s share has shrunk.

To conclude, it should be mentoined here that the author by no means suggests to imitate and replicate laws of any foreign country, Norway included, in the Russian tax legislation. The issue of relationship between the government and oil companies must be approached very cautiously, with maximum consideration given to any legal decisions. Given that in Russia oil industry is the main source of income for the national budget, any steps in respect of the industry should be taken with utmost care to ensure a breakthrough in production and prevent stagnation. This is particularly important since Russia inevitably will have to develop the Arctic shelf in the coming decades. Considering the abovesaid, it is not an easy task and requires considerable funds. To deal with the challenge, Russian oil companies will definitely need help, and today this should become the mission of the state, given its part in shaping up of the domestic industrial policy and in development of tax regulations.

The Molikpaq offshore platform was installed to work in Sakhalin-2 project as a converted drilling rig that was first used in Arctic waters offshore Canada.

Платформа Моликпак переоборудована для работы по проекту «Сахалин-2» из буровой установки, использовавшейся в арктических водах у побережья Канады.

●

●

ADVERTORIAL SECTION

The Timan-Pechora province is one of Russia’s major oil and gas regions with a developed upstream industry. Experts say that in the coming years, this region could become one of the most promising oil provinces in Russia (after Western

Siberia and the Caspian). Recently, oil production and field recovery in Timan-Pechora have been far ahead of average domestic figures. The region displays one of the high-est discovery rates since the beginning of the oil search in the province. The bulk of the region’s reserves are “hard fields”; also, the development is complicated by the lack of proper infrastructure and the extremely difficult weather of the Arctic Circle. Subarctic production is linked with many technological difficulties. The main chal-lenges stem from the oil composition, with its four specific features: high viscosity, high gas content, high content of aggressive components and paraffin.

The company “Servis Burovykh Rastvorov” (Drilling Fluids Service), a part of Mirrico group of companies, has recently entered the regional market. Usinsk branch of SBR took part in RN-Severnaya Neft and RN-Burenie drilling proj-ects at Cherpayuskoye, Hasyreyskoye, Srednemakarikhinskoye, Osoveyskoye, Veyakashorskoye fields. This article will cover the successful experience of joint work of SBR and RN-Severnaya Neft at Srednemakarihinskoe field in 2010.

The Srednemakarihinskoye field is located in the Komi Republic, in the Timan-Pechora province, north of the Arctic Circle, and is one of the largest deposits of Khoreyverskaya basin. Recoverable reserves are estimated at 19 million tons; the project is being developed since early 2007.

To improve production efficiency, RN-Severnaya Neft has used a new method of drilling-in and raising the production rate, and has installed the first branching well in the region. This technology makes it possible to access oil deposits that would have been unprofitable using conventional drilling methods and also improves the hydrodynamic characteristics of the reservoir improving efficiency and extending the well’s operational life. The operator selected Servis Burovykh Rastvorov as the contractor, since the company is experienced in this field and knows geological particularities of drilling at Srednemakarikhinskoye field.

The branching well 715 is an integrated system featuring controlled direction-al hole with two deviated sidetracks (Fig. 1). The main properties of the well are shown in Table 1.

Branching wells target lower field development costs, production cost, and high-er oil recovery factors, as well as covering the oil layers unprofitable under the con-ventional directional wells.

Well 715 at Srednemakarikhinskoye field is better than conventional wells –using three holes at the same time leads to higher production rate, resulting in two to six times higher daily oil output compared to the 28-ton average daily production rate across the Timan-Pechora region. Of course, there are risks, such as compli-cated control of oil withdrawal and the possibility of stratal water breakthrough.

The key challenge in drilling with over 700 angles is to ensure the maximum drilling speed and good quality of borehole cleanout. To solve this problem and to retain the maximum productivity of the reservoirs in the initial opening-up, SBR uses a special clay-free potassium chloride biopolymer mud. This solution does

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отрас-лью на территории РФ. По мнению экспертов, в ближайшие годы этот реги-

он может войти в число наиболее перспективных нефтяных провинций России (после Западной Сибири и Каспия). В последние годы в Тимано-Печоре добы-ча и восполнение запасов нефти растут гораздо быстрее, чем в целом по России. Регион демонстрирует одни из самых высоких со времен начала изучения провин-ции темпы по открытию новых месторождений. Основная часть запасов региона относится к трудноизвлекаемым, кроме того, отсутствие развитой инфраструкту-ры и крайне суровые условия Северного полярного круга осложняют их разработ-ку. Добыча в приполярных широтах связана с большими технологическими труд-ностями. Основные из них обусловлены самой нефтью, которая характеризуется четырьмя особенностями: высокой вязкостью, высоким газосодержанием, боль-шим количеством агрессивных компонентов и высоким содержанием парафина.

Компания «Сервис буровых растворов», входящая в группу компаний «Миррико», начинало свою деятельность в этом регионе. Усинский филиал ООО «СБР» принимал участие в проектах по бурению на Черпаюском, Хасырейском, Среднемакарихинском, Осовейском, Веякашорском месторождениях для «РН-Северная нефть» и «РН-Бурение». Об успешном опыте совместной работы УФ «СБР» и «РН-Северная нефть» на Среднемакарихинском месторождении, реали-зованном в 2010 году, и пойдет речь в данной статье.

4444 Oil and gasEURASIA

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

WELL CONSTRUCTIONWELL CONSTRUCTION

This article was supplied courtesy of the Mirrico Статья предоставлена компанией «Миррико»

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

месторождения.

●

●

2-я секция ОК, 168 мм2nd section OK, 168 mm

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

1-я секция ОК, ф 168 мм1st section OK, 168 mm3695 м – западный ствол

3,695 m – Western trunk

3 730 м – восточный ствол3 730 m – Eastern trunk

Угол – 85,5° Азимут – 295,3°Angle – 85 .5° Azimuth – 295.3° Угол – 79,9°

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

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

Забой 3 960 мBottom 3,960 mУгол – 60,5° Азимут – 343,57°.Angle – 60.5° Azimuth – 343.57°

practically no damage to the producing formation, provides effective borehole cleanout and helps quicker cleaning of the bottom zone. To prevent or minimize contamination of the production layer, during the drilling the mud is treated by acid-soluble universal marble solution (UMS). Such drilling mud system shows high pseudoplastic and thixotropic properties, low viscosity at high shear rates (during wells and sidetracks drilling) and proved itself as the most suitable for drilling this type of wells.

In parallel to effective drilling fluid systems, Mirrico pays close attention to another major drilling issue, trying to boost environmental safety of the applied technologies. The integrated service from SBR, which includes mud preparation, cleaning and subsequent dehydration, provides the customer with a turnkey solu-tion for drilling fluids in pit-free drilling. Qualified work of specially trained engi-neers of SBR ensured the maximum positive results in well drilling.

Installing a branching well with the help of drilling muds prepared at the Usinsk branch of SBR provided the customer with additional savings. Another well at Srednemakarikhinskoye field has already been commissioned by RN-Severnaya Neft – a good measure of successful cooperation between the com-pany and Mirrico.

Среднемакарихинское нефтяное месторождение расположено в Республике Коми в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, к севе-ру от Северного полярного круга, и является одним из самых крупных про-мыслов Хорейверской впадины. Извлекаемые запасы месторождения оцени-ваются в 19 млн тонн. Разработка нефтяного промысла ведется здесь с нача-ла 2007 года.

С целью более эффективной эксплуатации месторождения, компания «РН-Северная нефть» применила инновационный метод вскрытия продуктивного пласта и увеличения дебита скважины – строительство первой в регионе много-забойной скважины. Данная технология позволяет получить доступ к залежам нефти, разработка которых, при обычных методах бурения, является нерен-табельной, и улучшает гидродинамические характеристики коллектора, тем самым повышая эффективность и увеличивая продолжительность эксплуата-ции скважины. В качестве подрядчика была выбрана компания «Сервис буро-вых растворов», имеющая опыт работы в данном регионе и обладающая зна-ниями геологических особенностей бурения на Среднемакарихинском место-рождении.

Многозабойная скважина № 715 представляет собой единую систему с основным наклонно-направленным стволом, из которой забурено два боко-вых наклонно-направленных ствола (рис. 1). Основные характеристики сква-жины приведены в табл. 1.

Целью строительства многозабойной скважины является сокращение затрат на разбуривание месторождения, снижение себестоимости нефти и увеличение КИН, а также вовлечение в разработку нефтеносных пластов, которые нецелесообразно эксплуатировать при строительстве традиционных наклонно-направленных скважин.

Эксплуатация Среднемакарихинской многозабойной скважины имеет пре-имущества перед обычной в виде повышения дебита за счет эксплуатации трех стволов одновременно, позволяющая повысить суточный дебит нефти в два-шесть раз относительно среднесуточного дебита по фонду добывающих скважин на Тимано-Печоре в 28 тонн. Однако есть и риски в виде сложности контроля отбора нефти и возможности прорыва пластовых вод.

Основной сложностью в процессе бурения с углами более 700 является обеспечение максимальной скорости проходки и качественной очистки ствола скважины. Для решения этой проблемы, а также для сохранения максимальной продуктивности коллекторов при первичном вскрытии компанией «СБР» при-меняется специальный безглинистый хлоркалиевый биополимерный буровой раствор. Этот раствор практически не повреждает продуктивный пласт, обес-печивает эффективную очистку ствола скважины, позволяет быстро очис-тить призабойную зону. С целью предотвращения или минимизации загрязне-ния продуктивного пласта в процессе бурения скважины буровой раствор обра-батывается кислоторастворимым универсальным мраморным составом (УМС).

Такая система бурового раствора, обладающая высокими псевдопластичными и тик-сотропными свойствами, низкими значениями вязкости при высоких скоростях сдви-га при бурении скважины и боковых стволов зарекомендовала себя как наиболее подходящая для бурения скважин данного типа.

Кроме эффективных систем буровых растворов, компания «Миррико» уделяет большое внимание еще одной важной проблеме при бурении: повышенное внима-ние уделяется экологической безопасности применяемых технологий. Таким обра-зом, комплексный сервис компании ООО «СБР» включает в себя как приготовление и очистку бурового раствора, так и последующее его обезвоживание, что обеспечи-вает заказчику готовое решение по сервису буровых растворов для безамбарного бурения. Благодаря квалифицированным действиям специально подготовленного инженерного состава, ООО «СБР» удалось достичь максимально положительного результата при бурении скважины.

Введя в эксплуатацию многозабойную скважину с сервисом буровых растворов Усинского филиала ООО «СБР», заказчик получил дополнительный экономичес-кий эффект. Что касается сотрудничества «Миррико» и ООО «РН-Северная нефть», показателем его успеха является дополнительный объем работ по строительству еще одной скважины на Среднемакарихинском месторождении.

Parameter / Данные Value (range) / Значение (величина)

Number of the well construction siteНомер района строительства скважин 7 B (UPK) / 7 Б (ЮПК)

Numbers of wells constructed within this projectНомера скважин, строящихся по данному проекту 715

Target horizon / Проектный горизонт S1

Projected measured depth, m / Проектная глубина по стволу, м

main hole / основного ствола1st branch hole / 1-го бокового ствола2nd branch hole / 2-го бокового ствола

3,9604,0324,001

Number of the test objects / Число объектов испытанияmain hole / основного ствола

1st branch hole / 1-го бокового ствола2nd branch hole / 2-го бокового ствола

1--

Type of well profile / Тип профиля скважины five intervals / пятинтервальный

Inclination angle, deg.


60,5079,9085,50

Inclination angle, deg. / Зенитный угол, град.

at least 700 at the producing layer’s entry point

не менее 700 на входе в продуктивный пласт

Intensity of inclination angle change, grad/10 mИнтенсивность изменения зенитного угла, град/10 м up to 60/10 m / до 60/10 м

Vertical depth of the top of pay (base) layer, mГлубина по вертикали кровли продуктивного (базисного)

пласта, мmain hole / основного ствола


3,0553,0953,099

Deviation from the well’s vertical entry point into the top of pay layer, m

Отклонение от вертикали точки входа скважины в кровлю продуктивного пласта, м


1,7841,8251,855

Permissible deviation of a target entry point into the top of pay layer from the project value (target area tolerance), m

Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения

(радиус круга допуска), мmain hole / основного ствола


502525

Well category / Категория скважин II

Table 1. The main properties of the wellТабл. 1. Основные характеристики скважины

●

●


СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИНСТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИНРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ADVERTORIAL SECTION

Oil&Gas Eurasia: What role does geosteering play in E&P? Can it boost technical and economic performance in the field?

Orlando Ramirez: Over the recent years, the existing structure of global oil&gas industry has increasingly come to rely on cutting-edge technologies in geophysics and exploration. Particular attention is paid to highly efficient geosteering research. Parameters, measured by now-extensively employed gyroscopic inclinometers, are more precise and independent of Earth’s geomagnetic field. Gyroscopic inclinom-eters tailored to provide sustainable data and indicate the true azimuth. The mea-surements improve the well targeting precision of the project, giving better bot-tom-hole locations and preventing well interference for better recovery efficiency, in parallel cutting the post-drilling costs. Geosteering is successfully used in drill-ing, exploration, for relief wells, lateral holes on depleted fields, orientation of bot-tom-hole motors, gusseting, slot-making.

OGE: For how long has the Stockholm Precision Tools AB been using geosteer-ing technologies? What successes has the company achieved in this area?

Ramirez: SPT AB was founded in 1996 in Malmberget town lying in the north of Sweden. General customers were the LKAB Group of companies , the SKANSKA concern and the state-owned company SKB. Our company took part in some of the most important projects in Sweden; 25 percent of all raised funds we invested in R&D for instrument production techniques and gyroscopy. Very soon, our compa-ny entered the global market where we started to receive orders from the majors in oil, gas and mining sectors. Currently we enjoy extensive customer base in over 25 countries, as well as rep offices in Australia, Bulgaria, Canada, Iceland and Finland.

OGE: Is it true that equipment manufactured by Stockholm Precision Tools AB helped to find and subsequently rescue the 33 miners in the San-Jose mine, in Chile? Can this experience be used for rescue operations in other countries and regions?

Ramirez: Yes, absolutely. Our gyroscope is a unique device which reads out the three-dimensional position of a downhole in relation to the geographical north. In other words, in conditions of emergency circumstances which took place it was necessary to define actual azimuth (direction of the well) providing the high degree of accuracy for which purpose our gyroscope was applied. As Chile Mining Industry Minister Laurence Golborne – who participated in the search – said in an interview: “If the accuracy of the Swedish company SPT’s equipment had not been so high, it would have been impracticable to find the 33 trapped miners!”

This experience can and should be used when performing rescue operations in any country or region. Our gyro inclinometer may even contribute to discovering incorrect paths in mining facility, therefore it is very important to carry out all mea-surements in advance to prevent re-drilling because it would cost too much.

OGE: It’s been leaked that the company Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) intends to open a rep office in Russia. What would be its business, where it would be located and what amount of investments will be required for its estab-lishment?

Ramirez: To make it more clear why our company is going to open business in Russia, let me say a couple of words about myself. I was born in Cuba, but received

«Нефть и газ Евразия»: Какую роль играет геонавигация при бурении и разведке нефтегазовых залежей? Насколько она способна улучшить их технические и эконо-мические характеристики?

Орландо Рамирез: Можно смело сказать, что в последние годы в сложившей-ся структуре роста мирового нефтегазового комплекса отчетливо прослеживается тенденция к использованию инновационных технологий в геофизике и геологораз-ведке, где особое место уделяется высокоэффективным геонавигационным иссле-дованиям. В последние годы усовершенствовались и получили широкое примене-ние гироскопические инклинометры. Замеры, проведенные с их помощью, точнее, поскольку не зависят от магнитного поля Земли. Гироскопические инклинометры показывают истинный азимут и у них высокая стабильность показаний. Их приме-нение увеличивает точность проводки скважин по проекту, дает более точное рас-положение забоя в системе разработки и исключает интерференцию скважин для увеличения коэффициента извлечения запасов, а также гарантирует существенное снижение финансовых затрат на дополнительное бурение. Помимо бурения и раз-ведки новых залежей нефти и газа, геонавигация успешно применяется при буре-нии глушащих скважин, боковых стволов ранее разработанных месторождений, при ориентации забойных двигателей, вставке клиньев, вырезке окна.

НГЕ: Как давно компания Stockholm Precision Tools AB занимается технологиями геонавигации? Каких успехов ей удалось достичь в этой области?

Рамирез: Компания SPT AB была создана в 1996 году в г. Мальмбергет на севе-ре Швеции. Главными заказчиками выступали группа компаний LKAB (ЛКАБ), кон-церн SKANSKA (СКАНСКА) и государственная компания SKB (СКБ). Наша компания участвовала в самых важных проектах в Швеции, при этом мы инвестировали 25% от всех вырученных средств в исследования и совершенствование технологий при-боростроения, гироскопии. Очень скоро наша компания вышла на мировой рынок, где нашими заказчиками стали крупнейшие монополии нефтяного, газового и гор-нодобывающего сектора. На сегодняшний день мы располагаем широкой клиент-ской базой в более чем 25 странах мира; у компании также есть представительства в Австралии, Болгарии, Канаде, Исландии, Испании и Финляндии.

НГЕ: Правда ли, что именно аппаратура, произведенная Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) позволила найти, а затем и спасти 33 горняка шахты Сан-Хосе в Чили? Может ли подобный опыт быть использован для проведения аварийно-спасатель-ных работ в других странах и регионах?

Рамирез: Да, это действительно так. Наш гироскоп – уникальный в своем роде прибор, который дает пространственное положение забоя скважины относитель-но географического севера. То есть, в случившихся чрезвычайных обстоятельствах было необходимо определить реальный азимут (направление скважины), причем с высокой степенью точности, для чего и был использован именно наш гироскоп. Как отметил в своем интервью Лоренс Голборн – министр горнодобывающей промыш-ленности Чили, участвовавший в поисковых работах: «Если бы не высокая точность оборудования шведской компании SPT, было бы невозможно найти 33 попавших в ловушку шахтера!»

Подобный опыт можно и нужно использовать при проведении аварийно-спаса-тельных работ в любых странах и регионах. С помощью нашего гироскопическо-го инклинометра можно даже обнаруживать неправильные траектории при соору-

4646 Oil and gasEURASIA

Geosteering Streamlines Exploration and DrillingГеонавигация оптимизирует разведку и бурение

GEOSTEERINGGEOSTEERING

This article was supplied courtesy of the Stockholm Precision Tools AB Статья предоставлена компанией Stockholm Precision Tools AB


ГЕОНАВИГАЦИЯГЕОНАВИГАЦИЯРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

my higher education in the USSR and graduated from the Ufa Petroleum Institute (now the State Petroleum Technological University) in 1990. I studied at the Oil and Gas Well Drilling depart-ment and obtained a Master of Engineering degree. After graduating, I worked in Nefteugansk, Russia for the first joint Soviet-Canadian venture which dealt with hydraulic fracture treat-ment and then I moved to Nizhnevartovsk to work for Samotlorservices. So, I have a lot of experience in work-ing for Russian compa-nies and moreover, I was in touch with my tutors and was closely cooperating with my university friends for all the previous years after my departure for Sweden and foundation of our company SPT AB. Additionally, I have participated in exhibitions in Russia and dreamed about the time when my com-pany together with other international companies would be represented in the Russia market. The time has come. I am pleased to say that by opening a branch in Russia, SPT AB is conquering new heights. In parallel to being a measure of confi-dence in the quality and reliability of our equipment, regular orders from major oil, gas and mining industry players for over 15 years’ period provide the opportunity to improve the technology of instrument production, gyroscopy and microelectron-ics, also expanding the coverage of the company. We enter the Russian oil servic-ing market with unique gyroscopic equipment. Our gyro inclinometer GyroTracer™ provides high-precision well surveys, independent of the geomagnetic field, has a high resistance to shock and vibration, and long working life. In Russia, we plan to unroll an improved GyroTracer HT™, operating at high temperatures above 150 C. We believe that usage of our equipment will be a real breakthrough for Russia’s servic-ing companies engaged in geophysics. SPT AB plans to open a branch in Moscow in the third quarter of 2011, investing significant amount in this project.

OGE: What you think are the perspectives of the Russian market for inclinometer navigating measurement systems?

Ramirez: Russia today is quickly integrating into the world market. One strik-ing example is Surgutneftegas which purchases the most modern equipment avail-able. Practically every international company is now represented in Russia. There are more and more fast-track development projects, depleted wells are being re-developed. Meanwhile, each well costs millions of dollars. Therefore some special equipment for performing of the required inspection of the well path, direction of drilling and inclination angle is so necessary. The gyro inclinometer (GyroTracer) made by our company is specifically designed for highly accurate determination of the three-dimensional position of wells of any profile through direction of drill-ing and inclination angle measurement as well as for completion of auxiliary works such as casing cut-out, setting up of slips or readout orientation. With our tool even the hole curvature may be determined in order to optimize equipment lowering as well as to explore old well stock to evaluate the restored resources of hydrocar-bons. And finally, with the gyro inclinometer as the part of the specialized module containing gamma-ray logging device, it is possible to explore mine formations in boreholes to study geological cross-section and reveal underground resources so abundant in Russia.

жении шахт, поэтому очень важно проводить все изме-рения заранее, чтобы не выполнять повторное бурение, поскольку это обходится слишком дорого.

НГЕ: Стало известно, что Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) намерена открыть свое подразделение в России. Чем оно будет заниматься, где располагаться и какой объем инвестиций потребуется для его создания?

Рамирез: Для того чтобы стало понятнее, почему наша компания идет в Россию, позвольте сначала несколько слов сказать о себе. Я родился на Кубе, но высшее образование получил в Советском Союзе, закончив в 1990 году Уфимский нефтяной институт (в настоящее время Государственный нефтяной технический университет). Учился на факуль-тете бурения нефтяных и газовых скважин и получил зва-ние магистра технических наук. После окончания института я работал на первом совместном советско-канадском предпри-ятии в Нефтеюганске, которое занималось гидроразрывом пластов (ГРП), а затем – в Нижневартовске на предприятии «Самотлорсервис». У меня большой опыт работы на российс-ких предприятиях, и, кроме того, все прошедшие годы, после моего отъезда в Швецию и создания нашей компании SPT AB, я не прерывал контактов со своими наставниками и тесно сотрудничал с бывшими сокурсниками. Кроме того, я прини-мал участие в выставках, проводимых в России, и мечтал о том времени, когда моя компания, наравне с другими между-народными компаниями, будет представлена на российском

рынке. Сегодня это время наступило. Я с удовольствием констатирую, что SPT AB берет новую высоту, открывая филиал в России. Регулярные заказы от крупнейших нефтега-зовых и горнорудных предприятий в течение более чем 15 лет являются для нас не только показателем доверия к качеству и надежности нашего оборудования, но и дают возмож-ность совершенствовать технологию приборостроения, гироскопии и микроэлектроники, а также расширять географию компании. На российский нефтесервисный рынок мы при-ходим с уникальным гироскопическим оборудованием, аналогов которому нет. Наш гиро-инклинометр GyroTracer™ обеспечивает высокую точность инклинометрической съемки скважины, не подвержен воздействию геомагнитного поля, имеет высокую устойчивость перед ударными и вибрационными нагрузками, значительный эксплутационный ресурс. Также, в России мы впервые представим усовершенствованный GyroTracer HT™, работа-ющий при высоких температурах, превышающих 150 °С. Мы уверены, что использование наших приборов станет настоящим прорывом для сервисных геофизических компаний России. SPT AB намерен открыть подразделение в Москве в третьем квартале 2011 года и инвестировать в этот проект значительные капиталовложения.

НГЕ: Каковы, на Ваш взгляд, перспективы российского рынка инклинометрических навигационных измерительных систем?

Рамирез: На сегодняшний день Россия быстро интегрируется в мировой рынок. Яркий пример тому – компания «Сургутнефтегаз», приобретающая самое совре-менное оборудование. Сегодня в России представлены практически все междуна-родные компании. Ускоренными темпами идет освоение новых нефтяных и газо-вых месторождений, а также разработка скважин старого фонда. При этом каждая скважина стоит несколько миллионов долларов. Поэтому так необходимо специ-альное оборудование для обязательной проверки траектории скважины, азимута и зенитного угла. Гироскопический инклинометр (GyroTracer), производимый нашей компанией, как раз и предназначен для высокоточного определения пространс-твенного положения скважин любого профиля посредством замера азимута и зенитного угла, а также для проведения дополнительных работ, таких как вырезка колонны, установка клиньев или ориентация забойного инструмента. С нашим при-бором можно даже определить кривизну скважины, чтобы оптимизировать спуск оборудования, и исследовать старый фонд скважин для оценки восстановивших-ся залежей углеводородов. Наконец, с помощью гироинклинометра в составе спе-циального модуля с прибором гамма-каротажа можно исследовать горные породы в буровых скважинах для изучения геологического разреза и выявления полезных ископаемых, которыми так богата Россия.

Orlando Ramirez, General director, Stockholm Precision Tools AB Генеральный директор Stockholm Precision Tools AB Орландо Рамирез

●

●

May 2011

Documents

russian companies

russian breakfast

russia breakfast

russian language

russian chamber of commerce

russia business council

american companies

russian companies