2011-11

What a Gas!Nord Stream Goes Onstream

p. / стр. 8

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

www.oilandgaseurasia.com

The latest cutting-edge tech solutionsП б

Tech Trends / Новые технологии

В первую очередь

Nord Stream доставил сибирский газ в Евросоюз

напрямуюp. / стр. 14

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

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

Post Gaddafi, Here’s the Good News and the Bad News for Russian Ventures in Libya

Сброшенный туз: как делать бизнес в Ливии без Муаммара Каддафи

p. / стр. 56

На этот раз я пишу вам из Хьюстона. Вначале немного о литературе: у меня здесь парочка книг, которые очень интересно читать параллельно.

Первая называется «От Советов до Путина и обратно – доминирующее положение энергетики в современной России», авторы – Майкл Экономидес и Донна Мари д’Алео. Название второй – «Почему мы ненавидим нефтяные компании?», ее автор – Джон Хофмайстер, экс-президент Shell Oil USA. Если владеете английским, советую их прочитать.

Экономидес – бывший консультант «ЮКОСа» и Михаила Ходорковского, в своей книге рассказывает о том, как россий-ское государство использует природные ресурсы во внешней политике для продвижения своих интересов.

Хофмайстер выражает сожаление по поводу отсутствия нефтяной политики в Соединенных Штатах, что наносит ущерб энергетической независимости страны и негативно отража-ется на ее внешнеполитический курс. Политики в Конгрессе и Белом доме в популистских целях делают из нефтяной про-мышленности «козла отпущения». Например, президент Обама запретил шельфовое бурение после прошлогодней аварии в Мексиканском заливе явно с целью задобрить «экологическое лобби». А теперь он пытается отложить до выборов 2012 года решение о строительстве нефтепровода, по которому нефть из Канады должна поступать на нефтеперерабатывающие заводы в шт. Техас.

Я неоднократно наблюдала по ТВ, как канадцы заявляли, что начнут поставлять свою нефть в Китай, если США не согла-сятся ее купить до 2013 года. С морским бурением, опять же, совершенно нелепая ситуация: на границе территориальных вод США, у берегов Флориды, китайцы ведут буровые работы. Как заметил один телекомментатор, в то время как американ-ским компаниям бурить в собственных территориальных водах не разрешается, китайские бурят в непосредственной близости от морской границы, в случае разлива пострадает, конечно же, Флорида. Ну разве это не глупость?

Понятно, что разница между политическими системами РФ и США связана с выборами, но сама мысль о том, что россий-ский президент вдруг решает отложить строительство трубо-провода или какой-нибудь проект «Роснефти» или «Газпрома» из-за боязни проиграть выборы вследствие давления «экологи-ческого лобби», кажется нелепой, не так ли?

И еще краткое дополнение к теме «Назад в СССР» – конечно, д-ру Экономидесу об проявлениях данного «феномена» в нефтя-

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Back to the USSR, You Don’t Know How Lucky You Are!СССР возвращается, но вы об этом еще не догадываетесь!

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

I’m writing from Houston this month. And I’ve picked up two books which make interest-

ing reading when read at the same time:

“From Soviets to Putin and Back – The Dominance of Energy in Today’s Russia”, by Michael J. Economides and Donna Marie D’Aleo; and

“Why We Hate the Oil Companies,” by John Hofmeister, former CEO of Shell Oil USA.

I’d recommend both books – if you read English. In the first, Economides, a former consultant to YUKOS and Mikhail Khodorkovsky describes how the Russian State uses the country’s energy riches as a tool of foreign policy to advance the interests of the State.

In the second, Hofmeister describes how the United States doesn’t really have an oil policy and how American energy independence and foreign policy is hurt. Politicians in Congress and the White House scapegoat the oil industry for the populist vote. So for example, the President stopped offshore drilling after the Gulf of Mexico oil spill last year – a political play to the environmental lobby. And now Mr. Obama is attempting to defer to after the 2012 election a decision on construction of an oil pipeline from Canada to U.S. refineries in Texas.

As I’ve been watching on television “ad nauseum” Canada says if the U.S. is not going to agree to take Canadian oil until 2013, Canada will ship its oil to China. And the irony about offshore drilling? Just outside of U.S. territorial waters offshore Florida, China is drilling. As one television com-mentator noted: U.S. companies can’t drill within U.S. terri-torial waters but China is drilling just outside and if there is a spill, Florida gets the damage. So how dumb is that?

Of course the difference in the Russian and the US systems has to do with elections. But could you imagine the Kremlin deferring construction on a pipeline or a drilling project by Rosneft or Gazprom because of fear of losing an election from pressure by the environmental lobby?

Further to my “Back to the USSR” theme – Dr. Economides knows far more about how that is manifest in

2

#11 November 2011


Oil&GasEURASIA

ной промышленности известно гораздо больше, чем мне. Но, как живущая в Москве американка, могу сказать, что и в повседнев-ной жизни эти проявления встречаются все чаще и чаще.

В конце октября я присутствовала на пресс-конференции в отеле Renaissance Moscow Monarch на ул. Беговая. Этот отель принадлежит сети Marriott. Его можно найти в Интернете, набрав «Marriott в Москве». Сама бы не поверила, если бы его там не уви-дела.

Брифинг для прессы заканчивался в 11 утра, и я решила подкрепиться, прежде чем отправиться в редакцию. В фойе есть большое кафе, где было занято только два места. Говорю офи-циантке, что мне нужен столик для одного человека, а она мне отвечает: «Мест нет»! Я не могла удержаться от смеха, но диалог продолжила: «Как же так, здесь 20 пустых столов». Официантка в ответ: «Возможно, но в 12 часов мы обслуживаем делегацию». Мне требовалась лишь тарелка супа и чашка кофе, но официант-ка никаких вариантов не предлагала. Хотя в противоположном конце вестибюля я видела бар с пустыми столиками.

Я спрашиваю официантку: «А Вы уверены, что это Marriott»? Ответ: «Разумеется». Продолжаю «допрос»: «Можно заказать кофе и закуски в буфете»? Ответ: «Да». Иду в бар, сажусь. Подходит офи-циант. Заказываю ему чашку кофе и тарелку борща. Он соглаша-ется принести кофе, но без борща, так как кухня закрыта до 12. И тогда я повторяю вопрос: «Это отель Marriott, не так ли»? «Да», – отвечает официант. Уже шутки ради спрашиваю: «А если бы я остановилась в отеле и захотела заказать борщ в номер? Разве у вас не предусмотрено обслуживание в номерах»? И слышу в ответ: «В номер заказывать можно, потому что для обслуживания номеров есть другая кухня».

Не могу удержаться и в третий раз интересуюсь, действи-тельно ли это отель Marriott. После этого, наконец, получаю свой кофе. К счастью, по пути в редакцию есть возможность зайти в кафе «Шоколадница».

Так что, пока д-р Экономидес делает свои выводы на осно-вании российской энергетической политики, я могу предста-вить свои доказательства – в частности, невозможность заказать тарелку борща и чашку кофе в отеле мирового класса.

Сразу оговорюсь – я не делаю оценочных суждений. Однако в Хьюстоне мне неоднократно доводилось встречать молодых россиян-специалистов энергетической отрасли, которые при-знавались, что предпочитают жить в США, поскольку в амери-канской системе интересы граждан ставятся выше удобства чиновников.

К слову, в местном Marriott’е мне тоже не удалось заказать борщ, но лишь потому, что его не было в меню. Пришлось зака-зать бульон. Но, независимо от времени суток, свободные столи-ки в наличии были и кухня работала.

А напоследок я скажу, почему президент США летает на работу и с работы на вертолете. Если бы вашингтонская поли-ция перекрыла движение так, как это делается в Москве возле Кремля в час пик, начались бы массовые беспорядки. Водители бы этого просто не потерпели! В Москве же мне пришлось поме-нять автомобиль с механической коробкой передач на другой, с автоматической, из-за судорог в ноге. (Признаюсь, это был удар по самолюбию: в отличие от большинства американцев, я всегда предпочитала автомобили с «механикой» – на них ездить при-ятнее.)

Надеюсь, вам понравится ноябрьский номер и до встречи через месяц!

the oil business than I do. But as an American Muscovite, I must say I am encountering more and more evidence to sup-port this, from everyday life.

In late October I attended a press briefing at the Renaissance Moscow Monarch Hotel on Begovyaul. This is a Marriott brand. Just go to the Internet and Google Marriott in Moscow. If I hadn’t seen it on the Internet, I would have never believed it. So the press briefing ends at 11 a.m. and I decide to get a cup of coffee and a bowl of soup before head-ing to my office.

In the foyer is a very large café and only two tables are occupied. I approach the waitress: “Table for one, please.” She replies, “There is no place” (“Мest nyet!”). I actually started laughing! “But I see 20 empty tables,” I replied. The waitress said: “Maybe, but we are serving a group lunch at noon.” So all I want is a bowl of soup and a cup of coffee. She offers no alternatives but I see the bar across the lobby has tables.

I ask, “You sure this is a Marriott?” She replies, “Of course.” I ask, “Can I order coffee and a snack at the bar?” “Yes,” she says. So I find a table in the bar area, and the waiter comes to take my order. “A cup of coffee and a bowl of borsch please,” I say. “I can bring you coffee but no borsch, the kitchen doesn’t open until noon,” the waiter says. Again, I ask, “This is a Marriott, right?” He says, “Oh, yes.” So for fun, I ask, “If I were a guest and I wanted to order borsch from my room, are you saying there isn’t any room service?” He replies, “Oh no, you could do that because the room service kitchen is a different kitchen.”

“This is a Marriott?” I ask and third time. And then I just got a coffee. Fortunately, there is a Chocoladnitza on my route to the office.

So while Dr. Economides analyzes Russia’s return to Soviet times by how it runs its energy policy; I find the evi-dence in how difficult it is for a person to order a bowl of borsch and a cup of coffee in the lobby of an international-brand hotel.

Please keep in mind, I’m not making any value judg-ments but I must say that at a couple of events I’ve attended here in Houston these last few days, I keep bumping into young Russian energy professionals who say they prefer Houston to Moscow because in the U.S., the system seems to be built “for people” whereas they feel that in Russia, the system is built “for officials.” At a Marriott here, I also couldn’t order borsch but that’s because they don’t have it on the menu in the U.S. So I ordered chicken soup. It didn’t matter what time of day – there was a table and the kitchen was always open.

I can tell you this much – there is a reason that the U.S. president flies to and from work in a helicopter. If Washington DC police attempted to block traffic the way Moscow police do around the Kremlin at rush hour, there would be a riot! Drivers just wouldn’t stand for it. In Moscow, I had to trade my manual shift car for an automatic transmis-sion because of leg cramps. (And it was a blow to my pride considering that I’ve always enjoyed being one of the very few Americans who actually prefer manual transmissions – they’re more fun to drive.)

See you next month and I hope you enjoy our November issue!

All Polarcus vessels are equipped with the latest high-end seismic acquisition, navigation and positioning technologies. Taken together, the vessels and the data acquisition s stems provide complete e i ilit or Polarcus to meet the entire range o possi le seismic surve o ectives using marine towed streamer techniques.

www.polarcus.com

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ


Back to the USSR,

You Don’t Know How Lucky You Are!

СССР возвращается,

но вы об этом еще не догадываетесь!

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Removing Stumbling Blocks from the Northern Sea Route

Russia Plans to Pass a New Law to Develop Shipping in the Arctic

На Севморпути убирают подводные камни

К концу года в России намерены принять закон

для развития судоходства в Арктике

First Seismic Vessel Transit of the Northern Sea Route

Arctic-ready design saves time, fuel and cost

Первый переход геофизического судна по Северному морскому пути

Конструкция в арктическом исполнении экономит время, топливо и затраты

ENERGY FORECAST | ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ

Global Energy 2012:

Deloitte’s View

Мировая энергетика 2012:

взгляд от компании «Делойт»

EVENT | СОБЫТИЕ

Arctic Development – an Imminent Inevitability

Освоение Арктики – неизбежность, рожденная временем

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ

SPE 2011 President, Alain Labastie,

Comments on SPE in Russia

Ален Лабастье, президент SPE в 2011, рассказал

о работе Общества в России

20

26

8

38

42

Siberian Resources for Europe

Сибирские ресурсы для Европы

Quite recently the most anticipated project of the world power industry has been com-menced. And we are talking here about the Nord Stream gas pipeline. On Nov. 8 Russian gas supplies to Europe started.

Совсем недавно стартовал самый ожидаемый проект в мировой энергетической отрасли – газопровод «Северный поток». Восьмого ноября по нему начались пер-вые поставки российского газа в Европу.

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

14

32

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: 8,000 © 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: 8 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2011, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США) Все права за щи ще ны.

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover, 31

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

«Гидромаш-сервис» . . . . . . . . . . . . . .Back Inside Cover

Polarcus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

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

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

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

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

«Сахалин Энерджи» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

«ВЗБТ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

«Газпромнефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25, 39, 41

Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33, 35

«Бурснаб» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

Surge Accelerator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

#10 October 2011

6

SEISMIC INTERPRETATION | ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

Three-Dimensional Geological Structure of Sedimentary Basins

Based on 3D Seismic Data Analysis

Объемная геологическая модель осадочных бассейнов

на основе анализа данных 3D сейсморазведки

COILED TUBING | ГНКТ

New Edge of Safety in Coiled Tubing Operations with X-11* CT Unit

Новый уровень безопасности в операциях с ГНКТ на установках X-11*

MARKETS OUTLOOK | ОБЗОР РЫНКОВ

Paying Off a Losing Bet

Расплата за проигрыш

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

AUTOMATION | АВТОМАТИЗАЦИЯ

Technology for Function and Structural Arrangement of the Relay Protection Equipment

Installed in a Cabinet to Provide All Types of Electrical Protection of Devices, Buses and Cables

Технология функционально-конструктивного построения встраиваемой в ячейку релейно-защитной

аппаратуры, обеспечивающей все виды электрических защит оборудования, шин и кабелей

56

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

MANAGING EDITORElena [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

GUEST CORRESPONDENTAider Kurtmulayev

COVER PHOTONord Stream AG

TRANSLATIONAPRIORI Translation Agency,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]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА Елена Жук[email protected]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

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

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕАйдер Куртмулаев

ФОТО НА ОБЛОЖКЕNord Stream AG

ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори»,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

60

48

44

Oil&GasEURASIAFor more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.coma.ccom8

Chevron Technology Ventures использует солнечную энергию для увеличения добычи нефти

Компания Chevron Technology Ventures, являющаяся подразделением Chevron U.S.A. Inc. и занимающаяся рас-смотрением, оценкой и демонстрацией новых технологий, в октябре запустила уникальный демонстрационный про-ект, цель которого – протестировать возможность исполь-зования солнечной энергии для добычи нефти. В проекте используются более 7 600 зеркал, которые фокусируют сол-нечную энергию на солнечный бойлер. Образовавшийся

пар нагнетается в продуктивный пласт, повышая количе-ство добываемой нефти. Проект считается самым крупным в мире проектом такого рода.

Разработка одного из старейших нефтяных место-рождений Америки – Коалинга – началась в 1890-х годах. Поскольку добытая на этом месторождении тяже-лая сырая нефть обладает низкой текучестью, то, по срав-нению с легкими сортами, такую нефть тяжело извлекать из скважины.

Chevron повысила уровень добычи нефти на место-рождении Коалинга путем подачи пара для нагрева сырой нефти, таким образом понижая ее вязкость и облегчая добычу. Пар образуется за счет горения природного газа. Солнечная энергия повышает эффективность работы парогазовых генераторов и помогает определить коммер-ческую пригодность замены природного газа на солнечное тепло при генерировании пара.

В течение дня более 7 600 зеркал отражают солнечные лучи на приемник, расположенный на солнечной вышке. Используя тепло концентрированного солнечного света, находящаяся на вышке солнечная система вырабатывает пар, который распределяется по месторождению и пода-ется под землю для увеличения добычи нефти. Солнечная

Chevron Technology Ventures Launches World’s Largest Solar Enhanced-Oil-Recovery Project

Chevron Technology Ventures, a division of Chevron U.S.A. Inc. that identifies, evaluates and demonstrates emerging technologies, in October launched a unique dem-onstration project to test the viability of using solar energy to produce oil. The project uses over 7,600 mirrors to focus the sun’s energy onto a solar boiler. The steam produced is injected into oil reservoirs to increase oil production. The project is the largest of its kind in the world.

One of America’s oldest oil fields, the Coalinga Field began operations in the 1890s. Because the heavy crude oil produced at the field does not flow readily, it is more dif-ficult to extract than lighter grades of crude.

Chevron enhances oil production from the Coalinga Field by injecting steam to heat the crude, thereby reducing its viscosity and making it easier to produce. This steam is currently generated by burning natural gas. The solar-to-steam project will supplement the gas-fired steam genera-tors and help determine the commercial viability of using heat from the sun instead of natural gas to generate steam.

Throughout the course of the day, more than 7,600 mirrors track the sun and reflect its rays to a receiver posi-tioned on a solar tower. Using heat from the concentrated sunlight, the solar tower system produces steam that is dis-tributed throughout the oil field and then injected under-ground for enhanced oil recovery. The solar demonstration generates about the same amount of steam as one gas-fired steam generator.

Chevron contracted BrightSource Energy, Inc., as the technology provider and for engineering, procurement and construction. The project will be operated by Chevron Technology Ventures.


The solar-to-steam demonstration proj- ●

ect is made up of 3,822 mirror systems, or heliostats, each consisting of two 10- by 7-foot mirrors mounted to a 6-foot steel pole. There are 7,644 mirrors in total focused on a 327-foot-tall solar tower. The project covers 100 acres, with mirrors covering 65 acres and 35 acres devoted to support facilities.

В проекте преобразования солнечной ●

энергии в пар задействованы 3 822 зеркальных систем (гелиостатов), каждая из которых состоит двух зеркал размером 10х7 футов, установленных на стальной стержень высотой 6 футов. В общей сложности 7 644 зеркала сфокусированы на солнечной вышке высотой 327 футов. Площадь земли, отведенная под проект, составляет 100 акров, из которых 65 акров занимают зеркала, а остальные 35 акров занимают вспомогательные сооружения.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

CH

EV

RO

N

9

№11 Ноябрь 2011


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

Emerson Launches Downhole Flow Sensor System

The Roxar Downhole Flow Sensor System improves under-standing of reservoir flow from dif-ferent well zones and branches and opens new window into subsea pro-duction operations

Emerson Process Management has launched its new downhole flow sensor system. The new system will, for the first time, generate multi-phase flow measurements from downhole in the well, leading to increased operator understanding of reservoir flow and zonal contri-butions from wells and increased production control and optimiza-tion.

Key features of the Roxar Downhole Flow Sensor System include:

Accurate and reliable flow rates, refined through 20 ●

years of topside and subsea multiphase metering experi-ence and 25 years of downhole monitoring experience. The technology is built on the Zector platform of Emerson’s third generation multiphase meter with new field elec-tronics, electrode arrangements and a new measurement principle. The flow sensor system includes a new water cut measurement tool based on dual velocity measurements and a density sensor, measuring the density of flow effluent

система генерирует такое же количество пара, как один парогазовый генератор.

Chevron заключила контракт с ком-панией BrightSource Energy, Inc., кото-рая является провайдером технологии и будет заниматься инженерными раз-работками, материально-техническим снабжением и строительством. Проект будет выполняться Chevron Technology Ventures.

Emerson выпускает новую систему скважинных датчиков расхода

Система скважинных датчиков рас-хода Roxar позволяет лучше изучить внутрискважинные потоки в различных зонах и стволах скважины, расширяя

возможности подводной добычи.Компания Emerson Process Management объявила о

выходе новой системы скважинных датчиков расхода. Новинка будет впервые проводить измерения многофаз-ного потока внутри скважины, что облегчит добывающим компаниям понимание потоков флюида в пласте и вкладов различных зон скважин в общий поток. Все это позволит операторам оптимизировать процесс добычи.

К ключевым особенностям новой системы Roxar можно отнести следующее:

Точные и надежные измерения дебитов скважин, каче- ●

ство которых гарантируется 20-летним опытом измерений многофазовых потоков в надводных и подводных условиях. В основе техно-логии лежит платформа Zector ком-пании Emerson, являющаяся третьим поколением многофазных измерите-лей с новой промышленной электро-никой, схемой расположения элек-тродов и новым принципом прове-дения измерений. Система датчиков расхода включает в себя инструмент для измерения обводненности про-дукции скважины на основе двусто-ронних измерений скорости и дат-чика плотности, который измеряет плотность вытекающего потока при помощи гамма-излучения. Система способна работать при температурах до 150 ºС и давлении до 69 МПа.

Система является компактной ●

и простой в применении. Диаметр самого датчика составляет 88,9 мм, а диаметр кабеля равен 6,4 мм. Прибор легко устанавливать, даже в тонких зонах между пакерами или в хвосто-вике/обсадной колонне диаметром 177,8 мм. Для всех инструментов имеется один кабель, включая сква-жинные измерительные приборы. Новинку можно установить на уже

The Roxar Downhole Flow Sensor System improves understanding of reservoir flow from dif- ●

ferent well zones and branches and opens new window into subsea production operations.Система скважинных датчиков расхода Roxar позволяет лучше изучить ●

внутрискважинные потоки в различных зонах и стволах скважины, расширяя возможности подводной добычи.

SO

UR

CE

/ И

СТО

ЧН

ИК

: E

ME

RS

ON

#11 November 2011



using gamma rays. The system can operate at pressures and temperatures of up to 10,000 psi and 150 C respectively.

A compact and easy to use solution. The 3.5-inch tool ●

and ¼-inch cable is compact and easy to install, fitting in both thin zones between packers and in 7-inch liner/casing. There is a single conductor for all tools including the downhole gauge and the system can be retrofitted to existing subsea monitoring systems without the need for modifications. Measurements are performed in the tubing through non-intrusive sensors.

The flow sensor system is also highly flexible and ●

forms part of a broader downhole solution. The system is modular with users able to pick the tool combination which best suits their needs – water cut only, for example, and is fully compatible with the Roxar downhole product portfolio, which includes high pressure and high tempera-ture gauges. The flow sensor system is also fully integrated with Emerson’s production management system, Roxar Fieldwatch, providing production and reservoir engineers with the tools and data to make better informed reservoir management decisions.

Red Spider Launches PowerBall to Revolutionize Reservoir Isolation

PowerBall® is a pioneering reservoir isolation barrier that prevents fluid loss during the upper completion phase of well construction. Its increased reliability will differenti-ate it from its competitors, and could potentially save oper-

функционирующих системах мониторинга без необходи-мости их модификации. Измерения производятся в НКТ при помощи непогружных датчиков.

Конструкция также характеризуется высокой гибко- ●

стью, т.к. входит в состав комплексного решения. Система Roxar имеет модульную компоновку, позволяя эксплуа-тационникам подбирать комбинации инструментов под конкретную задачу – например, только для замеров обвод-ненности скважины. Система полностью совместима с линейкой скважинной продукции Roxar, включающей дат-чики высокого давления и температуры. Система датчиков также полностью интегрирована с системой управления добычей Roxar Fieldwatch, предлагающей специалистам по разработке месторождений обширный инструментарий и информацию, необходимые для повышения качества при-нятия решений по управлению пластом.

Red Spider выпустила инструмент PowerBall, совершив прорыв в изоляции пластов

PowerBall® – это первый в своем роде барьер для изоляции пластов, позволяющий предотвратить потерю жидкости при завершении верхнего этапа строительства скважины. Повышенная надежность выделяет PowerBall® среди конкурентов и, как заявляет разработавшая его ком-пания Red Spider, предоставляет операторам потенциаль-ную возможность сэкономить до полумиллиона фунтов за одну операцию, сокращая время подводных работ и в

Реклама вашей продукции в рубрике «Новые технологии» ПЕЧАТНОГО издания «Нефть и газ Евразия»

и на сайте www.oilandgaseurasia.com и www.oilandgaseurasia.ru позволит ознакомиться с ней обширной

международной аудитории технических экспертов. Число посетителей рубрики «Новые технологии» не

уступает числу посетителей нашей домашней страницы. Что касается ПЕЧАТНОГО издания, то раздел

«Новые технологии» является одной из наших наиболее популярных рубрик. Мы знаем об этом, потому

что вы сами это подтверждаете.

ЗВОНИТЕ в наш коммерческий отдел СЕГОДНЯ: +7 (495) 781 8837

или отправьте сообщение по адресу: [email protected]

Низкобюджетные цены – лучшим клиентам!

При размещении рекламного модуля в журнале вы получаете 50%-ю скидку на размещение баннера 100x100 на сайте в разделе «Новые технологии» сроком на один месяц.

Размеры рекламы в печатном издании и цены:

* Цена размещения указана без НДС

30 000 рублей *

1/4 страницывертикальная88x123 мм


1/8 страницыгоризонтальная88x62 мм

15 000 рублей*

1/8 страницывертикальная62x88 мм


1/12 страницы

57x74 мм





11




значительной степени повышая безопас-ность труда.

На стадии завершения скважины существуют хорошо известные проблемы, связанные с образованием большого коли-чества обломков породы и осыпи, что при-водит к сбоям в работе оборудования и дорогостоящим простоям.

Перемещая механические части шарового механизма под закрытую шаром поверхность инструмента и, таким обра-зом, защищая их от обломков породы, Red Spider усовершенствовала традиционную технологию изолирования пластов за счет применения PowerBall.

Обеспечивая дополнительную надеж-ность и экономя время и деньги опера-торов по добыче нефти и газа, PowerBall можно эксплуатировать в любых скважи-нах, в т.ч. в обсаженных и с открытым забоем. PowerBall является частью техно-

ators up to half a million pounds per operation by delivering major time reductions in subsea opera-tions and significantly enhancing safety.

Well documented challenges exist within the industry during well completion activities as the technologies utilised are often exposed to large amounts of debris, leading to operational failure and costly shutdown time.

By moving the mechanical parts of the ball mechanism below the closed ball area of the tool, and as a result, protecting them from debris, Red Spider has turned traditional reservoir isolation bar-rier technology on its head with PowerBall.

T-Platforms Upgraded Technological Basis of GAS-KCO Line of Business The T-Platforms Company, an international developer of supercomputers and supplier of full spectrum of solutions and services

for high-performance computing, has completed the project to upgrade the computing system of the joint Kazakh-Italian business GAS KCO (Almaty, Kazakhstan), one of the largest regionwide providers of the 2D/3D-rendering and seismic data interpretation services. The performance of the supercomputer designed by the T-Platforms Company rose to 2.55 teraflops, which allowed the system to enter the top three of the most powerful computing systems installed in Kazakhstan.

Currently, GAS KCO has a number of projects on the 3D seismic processing and it performs the engineering and geophysical works in Kazakhstan’s strategic project aimed at developing the Kashagan oil and gas field on the Caspian Sea shelf. The GAS KCO cluster super-computer upgrade project was completed by SmartCom, the T-Platforms’ business partner in Kazakhstan.

In addition to the computing nodes, the GAS KCO hardware-software system includes the Panasas data storage system, specifically designed for the Linux-based cluster systems. It provides a balance between computing power, disk storage capacity and network interface performance for the most efficient operation of the most demanding applications. The solution is fully compatible with the Landmark software (Halliburton) and Beicip Franlab, the world’s leaders on the mathematical software market used by GAS KCO for specific and advanced pro-cessing/interpretation of geophysical data.

«Т-Платформы» модернизировала технологическую основу бизнеса компании GAS-KCOКомпания «Т-Платформы», международный разработчик суперкомпьютеров и поставщик полного спектра решений и услуг для

высокопроизводительных вычислений, объявила о завершении проекта по модернизации вычислительного комплекса совместно-го казахстанско-итальянского предприятия GAS KCO (г. Алматы, Казахстан) – одного из крупнейших региональных поставщиков услуг по 2D/3D-обработке и интерпретации сейсмических данных. Производительность суперкомпьютера, разработанного компани-ей «Т-Платформы», возросла до 2,55 Тфлопс, что позволило ему войти в первую тройку самых мощных вычислительных комплек-сов, установленных в Казахстане.

В настоящее время GAS KCO выполняет ряд проектов по 3D обработке сейсмических данных и проводит инженерно-геофизические работы в стратегическом для Казахстана проекте освоения нефтегазового месторождения Кашаган на шельфе Каспийского моря. Комплекс работ по модернизации кластерного суперкомпьютера GAS KCO был выполнен компанией SmartCom – партнером «Т-Платформы» на территории Казахстана.

Наряду с вычислительными узлами в состав программно-аппаратного комплекса GAS KCO входит система хранения данных Panasas, специально разработанная для кластерных систем на базе Linux. Она обеспечивает оптимальное соотношение между вычис-лительной мощностью, объемом дискового хранилища и производительностью сетевого интерфейса для наиболее эффектив-ной работы самых ресурсоемких приложений. Данное решение полностью совместимо с ПО Landmark (Halliburton) и Beicip Franlab – мировых лидеров на рынке математического ПО – применяемого GAS KCO для специализированной и углубленной обработки и интерпретации геофизических данных.

#11 November 2011



Set to give added reliability and save oil and gas opera-tors time and money, PowerBall can operate in any type of well, including cased and open-hole wells. It forms part of a suite of pioneering technologies developed by Red Spider collectively known as Remote Open Close Technology. These technologies are field proven and replace traditional wireline intervention equipment, dramatically reducing the risks and costs associated with a given operation.

Well completions technology challenges include opti-mising lower completions, which PowerBall successfully achieves by using electronic logic in its primary opening mechanism. This offers the user increased flexibility during

логического пакета, разработанного компанией Red Spider и известного под названием Remote Open Close Technology (дистанционные открытые и закрытые технологии). Эти технологии хорошо зарекомендовали себя в полевых условиях и способны заменить традиционное оборудо-вание, работающее с использованием канатов, при этом значительно сокращая риски и стоимость работ.

Среди проблем, связанных с завершением скважин и требующих тщательного рассмотрения, можно назвать оптимизацию нижних участков скважины. Эту задачу успешно решает PowerBall, используя электронную логику в механизме первичного открытия, что позволяет повы-сить эксплуатационную гибкость в ходе открывания. Эта функция – еще одно преимущество данного устройства, обеспечивающее возможность менять инструмент прямо на производственной площадке.

Технология PowerBall уникальна еще и тем, что при-способление имеет отдельные модули, в которых раз-мещаются различные компоненты (датчики, электро-ника, вторичные системы резервирования), каждый из которых может управляться дистанционно без остановки скважины.

С точки зрения эксплуатации в мировом масштабе, PowerBall обладает большим потенциалом. Особый инте-рес данный инструмент может представлять для компаний, осваивающих подводные месторождения.

Комплекс AQUA-SKIF поможет в инспектировании подводных трубопроводов

Вплоть до недавнего времени инспектирование техни-ческого состояния подводных трубопроводов (в частности, от нефтедобывающих платформ) осуществляли либо вну-тритрубными снарядами-дефектоскопами после сложной подготовки к обследованию, либо с применением видео-

TMK Lands Pipe With Premium Threaded Connections at South Priobskoye Field

TNK (Pipe Metallurgical Co.) has run a casing string with the TMK-designed FMC premium threaded connections into the well at the South

Priobskoye field for the Gazprom Neft Company.

The production string had been run into the well comprising 276 casing pipes with the FMC premium threaded connections manufactured

by the Taganrog Metallurgical Plant. It was the first landing performed by the TMK-Premium Service for Gazprom Oil Company.

South Priobskoye Field is one of the most promising and large deposits operated by the Gazprom Neft Company. Its geological reserves

are estimated at 1.2 billion tons of hydrocarbons.

ТМК осуществила спуск труб с премиальными резьбовыми соединениями на Южно-Приобском месторождении

Трубная Металлургическая Компания (ТМК) осуществила спуск обсадных труб с премиальными резьбовыми соединениями ТМК

FMC в скважину Южно-Приобского месторождения для компании «Газпром нефть».

В скважину была спущена эксплуатационная колонна из 276 обсадных труб с премиальными резьбовыми соединениями ТМК FMC

производства Таганрогского металлургического завода. Это был первый спуск «ТМК-Премиум Сервис» для «Газпром нефти».

Южно-Приобское месторождение является одним из наиболее перспективных и крупных месторождений компании «Газпром

нефть». Геологические запасы месторождения оцениваются в 1,2 млрд тонн углеводородов.

PowerBall electronics module with Red Spider CEO Steve Nicol. ●

Стив Никол, главный исполнительный директор Red Spider, ●

демонстрирует электронный модуль PowerBall.

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

RE

D S

PID

ER

13




контроля, фактически регистрируя лишь факт утечки или размывов грунтового основания.

Успешно завершена совместная трехлетняя разра-ботка нефтяной компании PETRONAS (Малайзия) и НТЦ «Транскор-К» (Россия) аппаратно-программного ком-плекса AQUA-SKIF для бесконтактного инспектирования реального технического состояния подводных трубопро-водов методом магнитной томографии (AQUA-MTM). Для профилактического ремонта и предотвращения аварий трубопроводов на глубинах до 200 м выявляются участки с дефектами металла любой природы, а также участки с потерей устойчивости. Впервые в мире работоспособ-ность трубопровода оценивают на основе зарегистри-рованных продольных, кольцевых и сдвиговых меха-нических напряжений в металле. Расчеты параметров целостности (Psaf., ERF) хорошо коррелируют с извест-ными международными кодами (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV), причем никакая подготовка объектов к обследованию не требуется. Показатели качества инспек-тирования – POD (вероятность выявления аномалий), POI (вероятность идентификации степени опасности анома-лий) сопоставимы с аналогичными показателями внутри-трубной дефектоскопии. Изобретение получило золотую медаль юбилейного Европейского салона изобретений «Конкурс Лепин» (Страсбург, Франция, 2-12 сентября 2011 года).

МТМ показал также хорошие результаты для подзем-ных объектов (с глубинами заложения до 15-ти диаметров), не подлежащих внутритрубному инспектированию (ком-прессорные и насосные станции, нефте-газо-химические заводы, коммунальные трубопроводы в условиях городов, аэропортов и т.п.).

the opening sequence; which is another benefit as the tool set-up can be changed, if required, on the well site.

Another unique element to the PowerBall technology is that it has separate modules to house all the various com-ponents of the tool including the sensors, electronics and secondary back-up systems, all of which can be operated remotely without shutting down a well.

With the potential for global application, PowerBall will be of particular interest to companies operating in subsea environments and regions.

AQUA-SKIF System Helps Inspect Subsea Pipelines

Until recently, the inspections of underwater pipe-lines (in particular, downstream of the oil platforms) have involved either pipeline pigs after some intricate prepara-tions for the inspection run, or the use of the video moni-toring, which recorded only the actual leak or erosion of the soil foundation in fact.

Following three years of the product design, PETRONAS (Malaysia) and SEC Transkor-K (Russia) have successfully completed the AQUA-SKIF hardware and software system intended for the non-contact inspection of true-life techni-cal state of the subsea pipelines using the magnetic tomog-raphy (AQUA-MTM)

For preventive maintenance and accident preven-tion on the pipelines installed up to 200 meters deep, the sections with metal defects of any nature are identified, as well as areas with loss of stability.

The world’s first pipeline efficiency estimate is based on the recorded longitudinal, circumferential and shear stress in metal. Calculations of the parameters of integrity (Psaf., ERF) correlate well with the known international codes (ASME B31G, v2009, API RP 579, DNV), and no facil-ity preparation for inspection is required.

The indicators of quality inspections such as POD (prob-ability of detection of anomalies) and POI (probability of identifying the severity of anomalies) are comparable with those of in-line inspections. The invention was awarded a gold medal at the anniversary Lépine International Lounge Show of the Invention (Strasburg. France, 2-12 September 2011).

The MTM has also shown good results for the under-ground facilities (with burial depths up to 15 diame-ters), not subject to the in-line inspection (compressor and pump stations, oil and gas chemical plants, utility pipe-lines in cities, airports, etc.).

AQUA SKIF Complex for subsea pipeline diagnostics assembled ●

with ROV.Комплекс “AQUA SKIF” для диагностирования подводных ●

трубопроводов, смонтированный на ROV.

SO

UR

CE

: T

TR

AN

SK

OR

-K /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: ТРА

НС

КО

Р-К

14 Oil&GasEURASIA

uite recently the most anticipated proj-ect of the world power industry has been commenced. And we are talking here about the Nord Stream gas pipeline. On Nov. 8 Russian gas supplies to Europe started. The project will help decrease Russia’s reliance on transit countries and provide stability and safety of gas

deliveries. The Nord Stream pipeline runs along the seabed of the Baltic Sea, from Vyborg (the Leningrad region) up to Greifswald (Land Mecklenburg-Vorpommern) and connects Russian gas fields with European consumers.

Everybody understands how significant the Nord Stream is. However, apparently there is no gas pipeline that could operate without stable gas feed. That is why the project should be reviewed in the integrated manner in terms of both logis-tics and resources.

Gazprom’s gas transportation system will ensure gas feeding to the Nord Stream. Initially, the Yuzhno-Russkoye field in the Yamal-Nenets Autonomous District will be used as a resource base, later Shtokman’s resources will be used for the same purpose as well.

овсем недавно стартовал самый ожи-даемый проект в мировой энергетиче-ской отрасли – газопровод «Северный поток». Восьмого ноября начались пер-вые поставки российского газа по нему в Европу. Проект позволит снизить зависимость России от транзитных стран, обеспечить стабильность поста-

вок газа и их безопасность. «Северный поток» проходит по дну Балтийского моря от Выборга (Ленинградская область, Россия) до Грайфсвальда (земля Мекленбург-Передняя Померания, Германия), соединяя российские газовые промыслы и потребителей Европы.

Все мы понимаем значимость «Северного потока», однако очевидно, что ни один газопровод не может функ-ционировать без стабильных поступлений газа, поэтому проект нужно рассматривать комплексно: как с точки зре-ния логистической, так и с ресурсной.

Газ, который будет проходить через «Северный поток», будет поступать из ГТС ОАО «Газпром». Основой для ресурс-ной базы при этом выступят Южно-Русское месторождение в ЯНАО, а позднее – газ Штокмановского месторождения.

GAS PRODUCTION

Siberian Resources for EuropeСибирские ресурсы для Европы

Anna Kuzavova Анна Кузавова

СQ

PHOTO: SEVERNEFTEGAZPROM / ФОТО: СЕВЕРНЕФТЕГАЗПРОМ

15


ДОБЫЧА ГАЗА

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Resource Base is the Way to SuccessWith regard to reserves, the Yuzhno-Russkoye oil and

gas condensate field is the one of the Russia’s largest. Its total volume exceeds 1 trillion cubic meters of gas and 40 million tons of oil.

The project is international, and the field is being developed by three shareholders: Russia’s Gazprom; German Wintershall, a 100-percent subsidiary of BASF; and E.ON Ruhrgas E&P, a 100-percent subsidiary of E.ON group of companies.

The Yuzhno-Russkoye field was discovered in 1969 by the Urengoi Oil and Gas Exploration Expedition. However, in Soviet period the field’s development was suspended. It started a new life in 2004 after Gazprom had defined the procedure to bring the field into operation using the proj-ect financing.

In 2006, works on the field infrastructure commenced and in October 2007, the actual gas production began. Also in December 2007, the field officially went into operation and Gazprom’s CEOs stressed the field’s significance for Russia’s gas production. At the inauguration ceremony Gazprom’s BOD chairman Alexey Miller stated: “Start of the Yuzhno-Russkoye’s operation is the most important event in Gazprom’s business life in 2007. This is a striking example of implementation of the company’s consistent policy aimed at the increase of its production capacity and formation of reliable reserves to ensure stability and safety of gas supplies to both local and international markets.”

Today, the Yuzhno-Russkoye field has reached its esti-mated capacity in terms of production volumes. As of 2009, its annual gas production amounts to 25 billion cubic meters and this production level is not expected to decline in the next 10 years.

Ресурсная база – залог успехаЮжно-Русское нефтегазоконденсатное месторожде-

ние, разрабатываемое ОАО «Севернефтегазпром», явля-ется одним из крупнейших в России по объемам запасов, суммарный объем которых превышает 1 трлн м3 газа и 40 млн т нефти и газового конденсата.

Проект является международным, в разработке Южно-Русского месторождения участвуют три акционера: ОАО «Газпром» (Россия), компания Wintershall – 100% дочерняя компания концерна BASF (Германия), и компания E.ON Ruhrgas E&P – 100% дочерняя компания концерна E.ON (Германия).

Южно-Русское месторождение было открыто в 1969 году Уренгойской нефтегазоразведочной экспедицией, однако в советские времена работы по его разработке при-остановились. Вторую жизнь месторождению дали в 2004 году, когда Правление ОАО «Газпром» определило порядок ввода в эксплуатацию Южно-Русского месторождения с использованием методов проектного финансирования.

В 2006 году начались работы по обустройству Южно-Русского месторождения, а уже в октябре 2007 года нача-лась фактическая добыча газа. Официальный ввод в экс-плуатацию состоялся в декабре 2007 года, когда руковод-ство «Газпрома» отметило значение месторождения для развития добычи газа в России. Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер на церемонии торжествен-ного пуска заявил: «Ввод в эксплуатацию Южно-Русского месторождения – самое важное событие в деятельности „Газпрома“ в 2007 году. Это яркий пример реализации на практике последовательной политики компании по при-росту своих добычных мощностей и созданию надежного задела в целях обеспечения стабильности и безопасности поставок газа на внутренний и внешний рынки».

Gas treatment plant at Yuzhno-Russkoye Field. ●

Установка комплексной подготовки газа на Южно-Русском ●

месторождении.


16

#11 November 2011

GAS PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

Сегодня Южно-Русское месторождение вышло на про-ектную мощность по объемам добычи. Начиная с 2009 года, из его недр добывают 25 млрд м3 газа в год, и ожидается, что данный уровень добычи не снизится в течение ближайших 10 лет.

С вводом в эксплуатацию «Северного потока» ответ-ственность ОАО «Севернефтегазпром» по поддержанию уровня добычи на месторождении возрастает, ведь ком-пания является важной составляющей частью ресурсной базы газопроводной системы.

After the Nord Stream commissioning, Severneftegazprom’s responsibility with regard to main-taining the field’s production level increases given the com-pany’s important role as the provider of a resource base for the gas pipeline.

Implementation of InnovationsThe Yuzhno-Russkoye field was brought into opera-

tion and reached a commercial gas production level at the earliers possible date – in less than two years, given that the infrastructure had been built from scratch. One may say without exaggeration that innovative process solutions used for the project are the most advanced ones: to ensure gas production stability, for all stages of the project the state-of-the-art control systems with the latest generation hardware and software have been employed.

A complex gas treatment plant is a highly automated complex equipped with a modern Russian and foreign equipment combining modern precision technologies, automation and project solutions.

Control systems are equipped with special instrumen-tation, telemetry complex and software which enable to provide operative control of all processes, maintain opti-mal parameters of the equipment’s operation, instantly warn about problems, and prevent contingency and emer-gency.

Technical solutions employed at the Yuzhno-Russkoye field are to boost up productivity, efficiency and reliability of equipment as well as reduce additional expenses and negative impact on the environment.

The field’s booster station used to compress the forma-tion gas employs four gas compressor units by Ural, each equipped with electric starters, magnetic levitation systems and dry gas seals. OJSC Severneftegazprom was the first of the Gazprom Group to apply this combination of equip-ment. Innovative solutions are used in the systems which control operation of gas wells and of gas gathering line headers and also in the systems for gas dehydration and tank gas metering.

At the well they also constructed a captive power plant which is equipped with self-contained gas turbine units and which provides generation of magnifical total power

Stanislav Tsygankov,General Director,

Severneftegazprom:It is a great honour for our company

and for me personally to participate in such a large-scale global project as Nord Stream. Any resources will be of no use without a developed transport infrastructure. Similarly, the infrastructure becomes useless without sufficient resources. That is why projects of this kind, where every link is important, may be considered integrated.

Currently, the Yuzhno-Russkoye field has reached the annual gas production volume that ensures stable gas supply for the Nord Stream. The future may offer us many plans, projects and initiatives, and I am convinced that all of them will be implemented through the efficient teamwork, support of our shareholders and partners, as well as maintenance and improvement of our technological base.

О компанииОАО «Севернефтегазпром» – одно из крупнейших газодобывающих пред-

приятий Российской Федерации, является международным российско-

германским проектом в области газодобычи. В структуру акционеров входят

российское ОАО «Газпром» (50% плюс шесть обыкновенных именных акций)

в качестве основного акционера, а также две немецкие компании Wintershall

(25% минус три обыкновенные именные акции плюс три привилегированные

акции без права голоса) и E.ON Ruhrgas E&P (25% минус три обыкновенные

именные акции плюс три привилегированные акции без права голоса).

ОАО «Севернефтегазпром» является примером эффективного российско-

немецкого сотрудничества, объединяя западные технологии с российским

опытом работы в сложных климатических условиях.

В 2011 году компания отметила 10-летний юбилей и продемонстрировала

высочайшие результаты работы, которые были отмечены как отмечены как акци-

онерами, так и представителями международного отраслевого сообщества.


PH

OT

O:

SE

VE

RN

EF

TE

GA

ZP

RO

M /

ФО

ТО

: С

ЕВ

ЕР

НЕ

ФТ

ЕГА

ЗП

РО

М

17


ДОБЫЧА ГАЗА


and this power plant is also distinguished with a high oper-ational reliability while having good thermal performance, environmental, technical and economic characteristics.

High Technologies Overcome DifficultiesThe main gas reserves (over 600 billion cubic meters)

of the Yuzhno-Russkoye field are concentrated in the Cenomanian deposits which are considered to be normal in terms of their recoverability. Moreover, about 30 percent of total gas reserves occur in the Turonian gas reservoir.

Внедрение инновацийВвод в эксплуатацию Южно-Русского месторождения

и его выход на проектную мощность по добыче газа прои-зошли в максимально сжатые сроки: менее двух лет, при-чем инфраструктура месторождения была создана с нуля. Инновационные технологические решения, использо-ванные при обустройстве месторождения, можно без преувеличения считать передовыми: на всех этапах про-изводственного процесса используются современные системы управления с программно-техническими ком-плексами последнего поколения, что обеспечивает ста-бильность добычи газа.

Установка комплексной подготовки газа представ-ляет собой высокоавтоматизированный комплекс, осна-щенный новейшим оборудованием зарубежного и рос-сийского производства, сочетающий современные про-ектные решения и технологии.

Системы управления оснащены специальной прибор-ной базой, телеметрическим комплексом и программным обеспечением, которые позволяют осуществлять опера-тивный контроль всех технологических процессов, под-держивать оптимальные параметры эксплуатации обору-дования, мгновенно оповещать о проблемах, предотвра-щать развитие нештатных и аварийных ситуаций.

Задача технических решений, применяемых на Южно-Русском месторождении, – это повышение произ-водительности, эффективности и надежности оборудо-вания, снижение расходов на дополнительные материа-лы, сокращение воздействия на окружающую среду.

На дожимной компрессорной станции месторожде-ния для компримирования пластового газа применены четыре газоперекачивающих агрегата «Урал», оснащен-ные нагнетателями газа с электроприводом, с систе-мой магнитных подвесов и сухих газовых уплотнений. Такого рода оборудование ОАО «Севернефтегазпром» применило впервые среди компаний Группы «Газпром». Инновационные решения применяются в системах мониторинга и управления режимом работы газовых скважин и газосборных коллекторов, а также в системах осушки и коммерческого учета товарного газа.

На месторождении также построена электростан-ция собственных нужд, которая оснащена автономными газотурбинными установками и обеспечивает выра-ботку внушительной суммарной мощности, отличается надежностью в эксплуатации, имея при этом высо-

The Company’s BriefOJSC Severneftegazprom is one of the largest gas producing companies in

the RF. It is an international, Russian-German joint project in the gas produc-

tion industry. As for the Company's shareholders, the Russian OJSC Gazprom

(50% plus 6 of ordinary shares) is the main one, and two German com-

panies: Wintershall Holding GmbH (25% minus three ordinary shares plus

three preferred shares without a voting right) and E.ON Ruhrgas E&P GmbH

(25% minus three ordinary shares plus three preferred shares without a vot-

ing right).

OJSC Severneftegazprom is an example of efficient Russian-German cooper-

ation, joining Western technologies and Russian experience pertaining to oper-

ation in severe climate.

In 2011 the Сompany celebrated its 10th anniversary and showed outstanding

performace specially mentioned by both shareholders’ and international indus-

try’s representatives.

Генеральный директор ОАО «Севернефтегазпром» Станислав Цыганков:

Для нашей компании и для меня лично большая гордость быть причастным

к такому масштабному и глобальному проекту как «Северный поток». Ресурсы

бессмысленны в отсутствие хорошей транспортной инфраструктуры, также как

и инфраструктура бесполезна при недостаточных ресурсах. Именно поэтому

такого рода проект можно считать интегрированным, где принципиально важно

участие каждого звена.

Сегодня Южно-Русское месторождение вышло на проектный объем

добычи газа, который является своего рода гарантом стабильности поставок

по «Северному потоку». Впереди еще много планов, перспектив и начинаний,

и я убежден, что при эффективной работе команды, при поддержке наших

акционеров и партнеров, при сохранении и дальнейшей модернизации

технологической базы все поставленные задачи будут выполнены.

Booster compressor station. ●

Дожимная компрессорная станция. ●

18

#11 November 2011

GAS PRODUCTION

Oil&GasEURASIA

кие тепло-технические, технико-экономические и экологические показатели.

Технологии преодолевают

трудности

Основная часть запасов газа (более 600 млрд м3) Южно-Русского месторождения сосредоточена в сеноманских залежах, однако около 30% суммарных запасов газа относятся к туронской газовой зале-жи и оценены как трудноизвлекае-мые из-за низкой проницаемости коллекторов, их изменчивости по площади простирания, небольших дебитов газа, наличия невысоких пластовых температур, близко рас-

положенной границы вечномерзлых пород и аномально высокого пластового давления. Для их эффективной раз-работки требуются опыт и технологии по работе с трудно-извлекаемыми запасами.

ОАО «Севернефтегазпром» впервые в России присту-пило к работе над проектом освоения туронских залежей, до этого ни одна российская или зарубежная компания не занималась промышленным освоением этих ресурсов в Западной Сибири.

Разработка Турона с помощью бурения вертикальных скважин малоэффективна. В данной связи уникален получен-ный опыт компании по бурению многозабойной субгори-зонтальной скважины. В многозабойной скважине распола-гается система двухрядного заканчивания колонн НКТ, пред-назначенная для раздельной эксплуатации. Данная система позволяет производить работы по освоению, исследованию и эксплуатации отдельно по основному и боковому стволам скважины, что повышает продуктивность добычи газа.

ОАО «Севернефтегазпром» привлек лучших россий-ских и западных специалистов для разработки данного про-екта: строительство скважины осуществлялось по проекту, подготовленному совместно с ООО «ТюменНИИгипрогаз». Основными подрядчиками по бурению стали ООО «Газпром бурение» и американская компания Halliburton.

В результате успешной работы в 2011 году была про-бурена первая многозабойная скважина на туронские отло-жения. В настоящий момент скважина уже испытана и ожидает ввода в опытно-промышленную эксплуатацию. Причем первый позитивный результат: «туронский» газ из этой скважины был получен в мае 2011 года. Проектный дебит скважины в будущем может составлять до 200 тыс. куб. м. в сутки. К концу года «Севернефтегазпром» плани-рует подключить скважину к существующей газосборной сети сеноманских скважин.

Промышленная добыча газа с туронских залежей Южно-Русского месторождения – это та основа для пер-спективного развития Компании, которую она закладыва-ет уже сегодня.

They are estimated as hard-to-recover reserves due to reser-voirs’ low permeability, variability of their extension, small gas flow rate, low reservoir temperatures and abnormally high reservoir pressure. That is why, to efficiently develop the field, experience and technologies pertaining to devel-opment of hard-to-recover reserves are needed.

Severneftegazprom was the first in Russia to start development of Turonian gas deposits. Moreover, previous-ly neither Russian nor foreign companies attempted com-mercial development of such deposits in Western Siberia.

Development of Turonian deposits drilling straight holes is deemed inefficient. Given the abovestated, the company’s experience in drilling a multilateral subhorizontal well is truly unique. The motherbore of the multibranch well has the sys-tem of tubing-string completion intended for separate opera-tion. Such system enables to perform the works on develop-ment, research and exploration separately in the motherbore and to a branch hole of the well, thereby increasing gas output productivity.

OJSC Severneftegazprom invited the best Russian and Western specialists to work on the project: the well had been constructed under the project developed jointly with TymenNIIgiprogaz. Gazprom bureniye and Halliburton became the main drilling contractors.

In 2011, successful work resulted in drilling of the first multilateral well in Turonian reservoir. The wellbore testing has finished and test production is expected. The well is currently tested and waits for test production. However, they have already yielded good results: in May 2011 the first Turonian gas was produced from the well. The well’s estimated production rate in future can be set at the level of 200,000 cubic meters per day. By the year-end, Severneftegazprom plans to connect it to the existing gas-collecting network of Senomanian wells.

Commercial gas production from the Yuzhno-Russkoye’s Turonian gas reservoir is the foundation to ensure the long-term development that the Сompany is already laying down.

Severneftegazprom engages the best ●

Russian and foreign specialists.«Севернефтегазпром» привлекает ●

лучших российских и западных специалистов.


20 Oil&GasEURASIA

Russia intends to offer the international business com-munity a new way of shipping its goods, one running via the Northern Sea Route. Once abandoned and

allowed to run into neglect, this rugged sea route, provided it receives substantial investment, can become a com-petitor to the Suez and Panama Canals. Generally speak-ing, Russia today is setting itself the dual goal of giving a competitive advantage to the hydrocarbons it produces in its Arctic territories and of protecting its interests in the Arctic. Currently the Northern Sea Route Bill is con-sidered by the State Duma (Draft Federa Law #608695-5 “On Amendments to Some Legislative Acts of the Russian Federation Concerning the State Regulation of Commercial Navigation Along the Routes Lying in the Water Areas of the Northern Sea Route”).

The Northern Sea Route to Be Revived to

Optimize Transportation

It is a well-known fact that the occurrence of large hydrocarbons reserves has been shifting toward the world’s harder-to-reach areas and, in the case of Russia, to the Yamal Peninsula and further offshore, includ-ing the offshore areas in its northern lati-tudes. The Arctic region is home to mas-sive reserves of hydrocarbons in place at Shtokman, Prirazlomnoye and other major fields, not forgetting the substantial reserves of other mineral deposits. Tentative fore-casts estimate the Russian Arctic Shelf hydrocarbon resource base to be comparable to that of con-tinental Russia. However, shipping the extracted mineral resources there along the more traditional overland routes, through the vast expanses of the Russian territory, would put that mineral

Россия хочет предложить бизнесменам всего мира новый способ доставки своих товаров – Северный морской путь. Заброшенный когда-то суровый марш-

рут при существенных инвестициях может стать конку-рентом Суэцкому и Панамскому каналам. В целом, Россия преследует две главные цели – обеспечивает конкурен-тоспособность добытых на своих северных территориях углеводородов и защищает свои интересы в Арктике.

В настоящее время проект федерального зако-на «О Северном морском пути», призванный урегулиро-вать правовые и иные аспекты, связанные с возрожде-нием Севморпути, находится на рассмотрении в ГД РФ (Законопроект № 608695-5 «О внесении изменений в неко-торые законодательные акты Российской Федерации в части государственного регулирования торгового море-плавания в акватории Северного морского пути»).

Севморпуть возродят для оптимизация

транспортировки

Как известно, условия залегания значительных запа-сов углеводородов смещаются в труднодоступные районы.

В случае с Россией, это полуостров Ямал и шельфы морей, в том числе и северных. Арктика облада-

ет огромными запасами углеводородов – это Штокмановское, Приразломное, а также дру-

гие месторождения и существенными запа-сами иных полезных ископаемых.

По предварительным прогно-зам, ресурсная база углеводородов Арктического шельфа РФ сопоставима с запасами континентальной России. Однако транспортировка добытых ресур-

сов традиционным сухопутным путем через огромную российскую территорию

ставит под сомнение конкурентоспособность этих ресурсов как на внешнем, так и на вну-

треннем рынке. Кратчайший путь их вывоза –

OFFSHORE ARCTIC

Removing Stumbling Blocks from the Northern Sea RouteRussia Plans to Pass a New Law to Develop Shipping in the Arctic

На Севморпути убирают подводные камниК концу года в России намерены принять закон для развития судоходства в Арктике

Svetlana Kristallinskaya Светлана Кристаллинская

21


АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ


wealth at a competitive disadvantage both on the inter-national markets and on the internal Russian market. The shortest export way lies through the waters of the northern seas, the only real problem there being the absence of year-round navigation. Russia, however, has at its disposal the world’s biggest fleet of ice-breaking ships.

In this connection, the idea has resurfaced of reviving the year-round navigation along the Northern Sea Route of which the former Soviet Union had made such an active use to have cargos shipped along that route beginning in the 1930’s. With the collapse of the USSR, however, the whole project fell into neglect, with financing of the ice-breaking fleet abandoned and its infrastructure falling into disuse.

The Rosatomflot state corporation that controls the Russian nuclear-powered ice-breaking fleet has seen freight traffic activity on the Northern Sea Route drop from 6.7 million tons in 1987 to a mere 1.4 million tons in 1998. Beginning from 2000, there emerged a gradual trend toward an increase in the sea-going freight traffic volumes in the Arctic, with volumes remaining in excess of 2 million tons per year during the 2005–2007 period and continuing to rise steadily. According to sources within the corporation, “the Northern Sea Route’s traffic handling capacity, with its current six operating nuclear-powered ice-breakers, is now only used at about 30 percent of its full capacity”. The Northern Sea Route is currently mostly used to deliver equipment, foodstuffs, etc. to Russia’s out-lying Northern territories, to export timber and mineral resources and to ply Arctic tourist routes.

Apart from its immediate uses of securing Russia’s national interests, the Northern Sea Route is also being promoted by the Government as a transit corridor for international freight traffic, one that can become a viable alternative to the more traditional routes in the Atlantic and Pacific oceans passing through the Suez and Panama Canals to countries in the Asian-Pacific Region. The coun-tries there today are the main drivers of growing demand for raw materials and other products and principal sup-pliers of a vast range of finished goods to the international markets. The distance ships have to cover between the Port of Murmansk and the port of Yokohama, Japan through the Suez Canal equals 12,840 nautical miles, compared with a mere 5,770 nautical miles when taking the Northern Sea Route. Besides, due to piracy rampant in the Gulf of Aden, navigation in the southern seas is no longer a safe business and is becoming costlier due to the constantly growing marine underwriting rates.

Russia Needs New Ice-Breakers and

Liquefied-Gas Carriers

There are several challenges facing the Russian Government in the implementation of its plans in that area. First, there is the need to revive its ice-breaking fleet, something that is a necessity to ensure year-round naviga-tion along that route, given that the normal navigation sea-son length in the Arctic seas lasts on the average between one and two months. The Russian Federation currently has six active nuclear-powered ice-breakers, four of those with horsepower capacity of 75,000 horsepower: the Russia (brought into service in 1985), the Soviet Union (1989), the Yamal (1992), the 50 Years of Victory (2007), and two with horsepower capacity of 40,000 horsepower: the Taimyr and

по акватории северных морей, единственная проблема – отсутствие круглогодичной навигации.

Учитывая, что Россия обладает самым мощным в мире ледокольным флотом, возникла идея возрождения судо-ходства по Севморпути, который активно использовался еще в 1930-е годы. Однако после распада Советского Союза и о финансировании ледокольного флота, и о маршруте в целом позабыли.

В «Росатомфлоте», владеющем российским атомным ледокольным флотом, отмечают спад в объемах грузопере-возок по Севморпути с 6,7 млн тонн (1987 год) до 1,4 млн тонн в 1998 году. После 2000 года наметилась тенденция к увеличению объемов морских перевозок в Арктике, в период с 2005 по 2007 годы эти объемы превысили 2 млн тонн и сегодня они продолжают увеличиваться. «В настоя-щее время потенциал пропускной способности Северного морского пути, при существующем составе шести единиц действующего атомного ледокольного флота, использует-ся примерно на 30%», –подчеркивают в компании. Сейчас Севморпуть используется для завоза оборудования, про-довольствия и т.д. для северных территорий, вывоза леса и полезных ископаемых, а также для арктического туризма.

Кроме непосредственно обеспечения интересов России, Севморпуть позиционируется российским пра-вительством как транзитный коридор для международ-ных грузоперевозок, который может стать альтернати-вой традиционным маршрутам через Атлантический и Тихоокеанский бассейны через Суэцкий и Панамский кана-лы в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Страны АТР сегодня – главные «катализаторы» роста спроса на сырье и другую продукцию, кроме того, они поставляют на мировой рынок самые различные товары. Расстояние, проходимое судами из порта Мурманск в порт Иокогаму (Япония) через Суэцкий канал, составляет 12 840 морских миль, а Северным морским путем – только 5 770 морских миль. Кроме того, из-за пиратства в Аденском заливе про-ход через южные акватории стал небезопасным и более дорогостоящим из-за увеличения страховых тарифов.

России необходимы новые ледоколы и

газовозы

Однако, чтобы осуществить задуманное, российско-му правительству предстоит решать несколько проблем. Прежде всего, потребуется возродить ледокольный флот, необходимый для обеспечения круглогодичной навигации по маршруту, ведь период навигации в арктических морях в среднем составляет один-два месяца.

Сейчас в распоряжении Российской Федерации шесть действующих атомных ледоколов – четыре из них мощ-ностью 75 тыс. л.с: «Россия» (введен в эксплуатацию в 1985 году), «Советский Союз» (1989 год), «Ямал» (1992 год), «50 лет Победы» (2007 год), два мощностью 40 тыс. л.с.: «Таймыр» и «Вайгач», а также атомный лихтеровоз-контейнеровоз «Севморпуть» (1988 год).

Между тем, по словам главы госкорпорации «Росатом» Сергея Кириенко, после 2015–2016 годов начнется массо-вое списание ледоколов из российского флота. «У нас оста-ется только один современный ледокол „50 лет Победы“», – отметил Кириенко.

В сентябре в ходе конференции «Арктика – территория диалога» премьер-министр РФ Владимир Путин заявил, что Россия намерена до 2020 года построить еще три универ-сальных атомных ледокола и шесть дизель-электрических.

22

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

До 2014 года на эти цели выделяется 38 млрд рублей. В целом на строительство трех ледоколов планируется потратить 90 млрд рублей.

Кроме того, «Совкомфлот» может построить 20 танкеров-газовозов на 170 тыс. м³ для вывоза газа со Штокмана, не требующих ледокольной проводки. Минувшим летом по Севморпути был про-веден самый большой танкер, которые когда либо следовал этим маршрутом – дедвейтом 160 тыс. тонн. «НОВАТЭК», в рамках реализации проекта «Ямал СПГ», также изучает возможность строитель-ства танкеров-газовозов ледового класса дедвейтом 170 тыс. т, однако пока расче-ты не завершены и сколько таких танке-ров и ледоколов потребуется на данные цели, неясно. В любом случае, ледокольная проводка понадобится судам снабжения, судам, обеспечивающим безопасность и

т.д.По словам премьер-министра РФ Владимира Путина, в

рамках формирования инфраструктуры Севморпути также планируется «расширить действующие и построить новые порты – такие как порт Варандей у пролива Югорский Шар и порт Сабетта на полуострове Ямал». «Сам Севморпуть и его опорные гавани будут интегрированы с другими вида-ми транспорта. В наших планах – модернизация речных, автомобильных, железнодорожных маршрутов и комму-никаций, северных аэродромов, аэропортов, обновление полярной авиации», – добавил премьер.

Правовые и экологические аспекты

отрегулирует закон

Также, необходимо обеспечить такие тарифы на транзит судов и ледокольную проводку, чтобы сделать Севморпуть конкурентоспособным другим транспортным артериям. В июне текущего года Федеральная служба по тарифам (ФСТ) установила предельные тарифы на услуги ледокольного флота на трассах Севморпути в зависимости от перевозимых грузов и направления их транспортиров-ки. Вице-премьер Сергей Иванов уже заявил, что прави-тельство РФ не планирует повышать эти тарифы в связи с принятием решения о строительстве новых ледокольных судов. «Если поднимать тариф, то грузоотправители просто не пойдут по Севморпути. Эти перевозки станут „золоты-ми“», – пояснил Иванов. Он подчеркнул, что на сегодняш-ний день осуществление перевозок по Севморпути в летние месяцы является очень выгодным. «Экономический эффект от такого маршрута – около 40%. Это реальная экономия средств», – отметил вице-премьер.

Кроме того, России необходимо обеспечить как эко-логическую безопасность во время прохождения судов по арктической территории, которая очень чувствительна к различным загрязнениям, так и безопасность транспорти-ровки грузов на всем пути их следования.

Эти и другие вопросы планируется отрегулировать проектом федерального закона «О внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации в части государственного регулирования торгового море-плавания по трассам в акватории Северного морского пути» (законопроект «О Северном морском пути»).

the Vaigach, plus the nuclear-powered lighter container carrier ship the Northern Sea Route (1988).

However, in the words of the Rosatomflot state cor-poration chief Sergei Kirienko, beginning soon after 2015–2016, there will be a wholesale decommissioning of the currently operating ice-breakers from the active Russian fleet of ships. “We will only have then just a single modern-type ice-breaker, the 50 Years of Victory,” he said.

Last September, during The Arctic: Territory of Dialogue International Forum, the Russian Prime Minister Vladimir Putin stated that Russia planned to have further three multipurpose nuclear-powered ice-breakers and six diesel-electric ice-breakers built before the year 2020. In the period through 2014, the government would appropri-ate some 38 billion rubles toward that end. The total to be spent on the construction of three ice-breakers would be about 90 billion rubles.

In addition to that, the Sovkomflot shipping company could have some 20 liquefied-gas carrier tankers built, each carrying up to 170,000 cubic meters, to move natural gas from Shtokman Field, with those ships not requiring ice-breaker assistance. Last summer, the Northern Sea Route saw its biggest tanker to navigate that route, with 160,000 metric tons deadweight capacity. The company Novatek, within the framework of implementation of its Yamal LNG Project, is also studying the possibility of building icebreaker-class liquefied-gas carriers, with deadweight capacity of 170,000 metric tons. It is quite clear, however, with calculations not fully completed yet, just how many of such tankers and ice-breakers exactly would be required to meet those objectives. In any case, however, icebreaker assistance will be required by supply ships, security vessels and other.

According to Prime Minister Vladimir Putin, within the framework of infrastructure development for the Northern Sea Route, it is also planned to “expand the existing and build new ports, such as Port Varandei on the Yugorsky Strait and Port Sabetta on the Yamal Peninsula.” “The Northern Sea Route itself and its supporting harbors will be integrated with other transportation modes. It is our plan to modernize river-going, automotive and rail-road transportation routes and communications lines, Arctic airfields and airports and renovate our polar avia-tion fleet”, the Prime Minister added.

Первый в мире атомный ледокол, «Ленин», ●

прослужил в Арктике 30 лет.The first in the world nuclear-powered ice-breaker ●

Lenin worked in the Arctic seas for about 30 years.

23




The New Law to Address Legal and

Environmental Issues

Secondly, it is necessary to ensure such transit rates and tariffs for the ships and icebreaker assistance that could put the Northern Sea Route on a competitive basis, compared with other transport corridors. Last June, the Russian Federal Tariffs Service (FTS) put caps on the maxi-mum rates to be charged for ice-breaker fleet services on the Northern Sea Route’s lanes, depending in the cargo type and transportation route. The Russian Vice Premier Sergei Ivanov has already stated that the Government had no plans to have those rates raised as a result of the Government’s recent decision to have new ice-breaker class ships built. “With higher tariffs charged, the shippers will simply refuse to take the Northern Sea Route. The freight would become too expensive to move,” Ivanov explained. He stressed further that, as things stand today, navigation along the Northern Sea Route in the summer time is a very lucrative proposition. The economic benefits from the use of that route stand at about 40 percent. And that’s a real money saver”, the Vice Premier added.

Thirdly, Russia has to ensure its environmental secu-rity during in the ships passage through its Arctic territories which, of course, are very sensitive to any form of pollution. And, fourth, Russia will also have to ensure transportation security of the freight along the entire route.

These and other issues are to be addressed and regulat-ed by a draft federal law on the Northern Sea Route entitled “On Amendments to Some Legislative Acts of the Russian

По словам представителя президента РФ по междуна-родному сотрудничеству в Арктике и Антарктике, депутата Государственной Думы Артура Чилингарова, законопроект предполагает централизованное государственное управле-ние этой транспортной системой, ледокольное обслужива-ние и предоставление регламентируемого доступа перевоз-чикам, в том числе иностранным.

Основной целью законопроекта является уточнение статуса и правового режима Севморпути, а также связанных с его эксплуатацией мер по предотвращению и сохранению под контролем загрязнения морской среды.В законопроек-те планируется прописать, на каких условиях по маршруту будут проходить суда, в том числе иностранные, включая военные. Кроме того, предполагается, что данный документ будет регламентировать выдачу пользователям навигаци-онной, гидрометеорологической и ледовой информации и т.д. В документе должна быть прописана ответственность за сброс загрязняющих веществ судами при следовании по трассе, а также меры контроля администрации Севморпути за соблюдением этих условий.

Кроме того, необходимо обозначить границы Севморпути. «Это не трасса в привычном смысле слова, а скорее площадь. Стране предоставляются 12-мильные тер-риториальные воды и 200-мильная экономическая зона, в которой свободно осуществляется судоходство. Этот прин-цип положен в основу международных правил плавания по Севморпути, установленных 15 лет назад. Площадь Северного морского пути начинается от Карских Ворот и заканчивается в Беринговом проливе. Севморпуть, по сути, комплекс судоходных трасс. Их протяженность – величина

Адрес: Россия, 400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16

Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40

Факс: (8442) 35-85-11, 53-02-01

E-mail: [email protected]

Сайт: www.vzbt.ru

«Волгоградский

завод буровой

техники»

(«ВЗБТ»)

Новое поколение Новое поколение

буровых станков буровых станков

серии «STALINGRAD»серии «STALINGRAD»

24

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

переменная, она зависит от межгодовых и сезонных изме-нений в ледяном покрове арктических морей», – отметил Артур Чилингаров.

Россия пытается обеспечить свое присутствие в Арктике не только потому, что обладает там значитель-ными ресурсами – некоторые страны проводят политику пересмотра границ экономических зон в регионе. Страны, имеющие прямой выход к Северному ледовитому океану – это США, Канада, Дания, Норвегия и Исландия, однако в Комиссии ООН по континентальному шельфу находят-ся десятки заявок на дополнительный континентальный шельф от многих государств всего мира. Россия также пре-тендует на расширение своих границ арктического конти-нентального шельфа на 1,2 млн км².

В рамках решения проблемы безопасности судоход-ства, а также проблемы воздействия на окружающую среду в Арктике Россия сотрудничает с другими странами. «На министерской встрече арктического совета в мае этого года был подписан первый в истории юридически обя-зывающий панарктический документ – Соглашение о сотрудничестве в авиационном и морском поиске и спа-сении в Арктике», – заявил Владимир Путин. «В развитие этого соглашения мы создаем систему предупреждения, мониторинга и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в аркти-ческой зоне России. В рамках этой программы на Крайнем Севере до 2015 года появятся 10 комплексных аварийно-спасательных центров», – отметил премьер-министр.

По словам Владимира Путина, Россия и дальше будет активно участвовать в формировании и укреплении между-народной правовой базы в Арктике, «в том числе это касает-ся готовящегося сейчас соглашения о сотрудничестве при морских нефтеразливах и их предотвращении».

Federation Concerning the State Regulation of Commercial Navigation Along the Routes Lying in the Water Areas of the Northern Sea Route” (the Northern Sea Route Bill). In the words of the Russian President’s representative for Arctic and Antarctic international cooperation, State Duma Member Artur Chilingarov, the bill provides for centralized state administration of the whole transportation system, icebreaker assistance services and provision of regulated access to haulage operators, including the foreign ones.

The main thrust of the new bill is to clarify the status and the legal regime governing the Northern Sea Route as well as the associated set of measures designed prevent and control pollution of the marine environment in the process of the route’s operation. The bill intends to stipulate con-ditions under which the route will be used for passage of ships, including foreign ships and naval vessels. Moreover, the bill is expected to regulate the issuance to the prospec-tive users of the navigational, hydrometeorological, ice-related and other information. The document will stipulate liability for discharge of pollutants from ships during the passage along the route as well as the Northern Sea Route Administration’s control measures in ensuring compliance with the stipulated conditions.

Furthermore, it was necessary to define clear bound-aries of the Northern Sea Route. In Chilingarov’s words, it was “not so much a shipping route, in the usual sense of the word, as more of a defined area. The country is granted 12-mile territorial waters and a 200-mile exclusive economic zone in which freely to conduct marine naviga-tion. That is the underlying principle of the international rules concerning navigation on the Northern Sea Route as established 15 years ago. The area of the Northern Sea Route begins at the Kara Strait and ends at the Bering Strait. Essentially, the Northern Sea Route is a whole complex of shipping routes. Their length is a variable quantity depend-ing, as it does, on the year-to-year and seasonal variations in the Arctic seas’ ice cover”.

Russia is reasserting its presence in the Arctic not only because of the massive natural resources it possesses there, this against the background of certain countries pursu-ing the policies of revising the economic zone boundaries in the region. The countries having direct access to the Arctic Ocean include the U.S., Canada, Denmark, Norway and Iceland. The UN Commission on the Limits of the Continental Shelf, however, is reviewing dozens of formal claims for additional sectors of the continental shelf from many countries from around the world. Russia, too, has stated its claims to expanding its boundaries on Arctic Ocean’s continental shelf by a further 1.2 mln sq.km.

Within the framework of addressing the issues of navigation safety and other issues concerning the envi-ronmental impact in the Arctic, Russia is cooperating with many other countries. “The Arctic Council’s ministerial-level meeting last May saw the signing of the world’s first legally binding Pan-Arctic document, the Agreement on Cooperation on Aeronautical and Maritime Search and Rescue (SAR) in the Arctic,” said Vladimir Putin. “In the furtherance of that agreement, we are building a warning, monitoring and management system to address the impact of natural or man-made emergencies in the Arctic zone of Russia. As part of the implementation of that program, Russia’s Far North regions will see the establishment of 10 integrated search-and-rescue centers before the year 2015,” the Prime Minister added.

All the Russian nuclear-powered ice-breakers are registered in the ●

Port of Murmansk. Все атомные ледоколы России «прописаны» в порту Мурманска. ●

26 Oil&GasEURASIA

The 3D seismic vessel Polarcus Alima has successfully transited from Norway to the Asia-Pacific region via the Northern Sea Route (NSR)—a first in the seismic

industry. This achievement, which saved considerable time, fuel, emissions and cost compared to alternative routes, was only possible thanks to unique environmental features of the Polarcus seismic fleet.

Геофизическое судно для трехмерной сейсморазведки «Поларкус Алима» впервые в истории сейсморазведки совершило успешный переход от берегов Норвегии

в Азиатско-Тихоокеанский регион, пройдя по Северному морскому пути (СМП). Это достижение, позволившее добиться значительного сокращения времени, расхода топлива, выбросов и затрат, по сравнению с альтернатив-ными маршрутами, стало возможным только благодаря уникальным экологическим особенностям конструкции геофизических судов компании «Поларкус».

OFFSHORE ARCTIC

First Seismic Vessel Transit of the Northern Sea Route Arctic-ready design saves time, fuel and cost

Первый переход геофизического

судна по Северному

морскому путиКонструкция

в арктическом исполнении

экономит время, топливо

и затраты

John Roberts, Master Polarcus Alima

Джон Робертс, капитан судна «Поларкус Алима»

PH

OT

O /

ФО

ТО

: P

OL

AR

CU

S

Первый переход геофизического

судна по Северному

морскому путиКонструкция

в арктическом исполнении

экономит время, топливо

и затраты

First Seismic Vessel Transit of the Northern Sea Route Arctic-ready design saves time, fuel and cost

27




Delivered in the first quarter of 2011 from the Drydocks World shipyard in Dubai, Polarcus Alima is a high ice-class 12-streamer 3D seismic vessel built to the ULSTEIN SX134 design. She is amongst the most environmentally sound seismic vessels in the market with diesel-electric propul-sion; a high-specification catalytic reactor; double hull; and advanced ballast water treatment and bilge water cleaning systems. The vessel complies with the stringent Det Norske Veritas DNV CLEAN DESIGN notation.

Polarcus Alima was scheduled for a series of 3D sur-veys in the Taranaki and Great South Basins offshore New Zealand after completion of her seismic operations in the Barents Sea, located north of Norway and Russia. The traditional route for the transit to New Zealand is via the Panama Canal or, for some larger vessels, the Suez Canal. The 3,000 nautical mile- (5,560 kilometer-) NSR through the Arctic Ocean along the north coast of Russia provides a much shorter route, but it is partially covered by sea ice throughout the year and almost completely in winter.

Under the Russian Federation’s 1990 Regulations for Navigation on the Seaways of the NSR, vessels sailing the route are required to hold an ICE-1A or higher ice class – a rating that is a unique fea-ture of the Polarcus fleet in the seismic industry. In addition, Polarcus has developed a wide-ranging set of proce-dures for operating in harsh environments, and was formally awarded a Statement of Qualification from DNV of its Arctic Procedures at the annual Arctic Shipping Summit in Helsinki, Finland in early 2011.

Planning for the VoyageApproximately one month

prior to Alima completing her 2011 summer season in the Barents Sea area, Polarcus in-house maritime operations per-sonnel began a detailed investigation into the viability and requirements for transiting to New Zealand via the NSR, which could save substantial time, cost, and fuel. Advice was sought from expert organizations including Atomflot, a Russian provider of specialist Icebreaking Services and—through its Russian-Norwegian joint venture company Arctic Bulk AG – Tschudi Arctic Transit AS, a provider of transportation solutions in the region. Enquiries also began with the Northern Sea Route Administration (NSRA) in Moscow, the agency responsible for managing sea traffic through the route.

Detailed study of recent and forecast ice charts over the proposed transit period indicated that there was little risk of encountering any pack ice along the planned route, and Polarcus was confident that Alima was capable of com-pleting the journey safely and efficiently. Administrative delays represented a major potential challenge, as applica-tions for the transit should normally be presented to the

Сошедшее со стапелей судоверфи «Драйдокс Уорлд» в Дубае в первом квартале 2011 года геофизическое судно высокого ледового класса «Поларкус Алима», имеющее 12 сейсмоприемных кос, построено по судостроительному проекту SX134 от компании «Ульстейн». Судно «Поларкус Алима» принадлежит к числу наиболее безопасных с эко-логической точки зрения геофизических судов, действую-щих на мировом рынке, и оснащено дизель-электрической гребной установкой, каталитическим реактором с высоки-ми техническими характеристиками, двойным корпусом и современными системами очистки балластной и трюмной воды. Судно отвечает строгим требованиям безопасной экологической конструкции, предъявляемым компанией «Дет Норске Веритас» (ДНВ).

«Поларкус Алима» предстояло провести серию трех-мерных сейсмоисследований на шельфе Новой Зеландии в районе Таранаки и Большого Южного бассейна после завершения сейсморазведочных работ в Баренцевом море, к северу от побережья Норвегии и России. Традиционный

маршрут пути до Новой Зеландии пролегает через Панамский канал или, в случае круп-

нотоннажных судов, через Суэцкий канал. Пролегающий через Северный

Ледовитый океан Северный мор-ской путь протяженностью 3 000

морских миль (5 560 км) вдоль северного побережья России

представляет собой значи-тельно более короткий марш-рут, но его акватория покры-та морским льдом частично на протяжении всего года и практически полностью в зимнее время.

В соответствии с утвержденными в

Российской Федерации в 1990 году «Правилами пла-

вания по трассам Северного морского пути» проходящие по

данному маршруту суда должны иметь ледовый класс «ICE-1A» или

выше, что является уникальной харак-теристикой судов сейсмической развед-

ки компании «Поларкус». Кроме того, компа-ния «Поларкус» разработала обширный комплект

процедур для ведения операций в суровых климатических условиях. Следует отметить, что в ходе состоявшегося в начале 2011 года в Хельсинки ежегодного «Арктического саммита» компании было официально вручено квалифи-кационное свидетельство на соответствие ее арктических процедур требованиям компании «Дет Норске Веритас».

Планирование морского переходаПримерно за месяц до завершения судном работ лет-

него сезона 2011 года в районе Баренцевого моря персонал компании «Поларкус», отвечающий за обеспечение морских операций, приступил к детальному изучению возможности и требований, предъявляемых к осуществлению перехода к берегам Новой Зеландии Северным морским путем, обе-спечивающим существенную экономию времени, мате-риальных затрат и топлива. Были проведены консульта-ции с различными специализированными организациями, включая «Атомфлот» – российской компанией, предостав-

SOURCE / ИСТОЧНИК: POLARCUS

28

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

ляющей ледокольные услуги, а также с ее российско-норвежским совмест-ным предприятием «Арктик Балк АГ – Чуди Арктик Тразит АС», занимаю-щимся организацией транспортных перевозок в данном регионе. Были также направлены соответствующие запросы в Москву в Администрацию Северного морского пути (АСМП), государственную организацию, занимающуюся обеспечением судо-ходства на данном маршруте.

Детальное изучение недавних и прогнозируемых карт ледовых полей на предполагаемый период осущест-вления перехода показало наличие незначительного риска столкнове-ния с паковым льдом на планируе-мом маршруте. Компания «Поларкус» была уверена в том, что «Поларкус Алима» будет в состоянии совершить плавание безопасно и эффективно. Потенциальную серьезную пробле-му представляли возможные админи-стративные проволочки, поскольку заявки на получение разрешения для прохода, как правило, необходимо подавать в АСМП за три-четыре меся-ца до начала предполагаемого плава-ния. Судоходная компания «Чуди АС» оказала помощь в обеспечении воз-можности своевременного получе-

ния необходимых разрешений и согласований, после чего началось уже детальное планирование плавания. Компания «Поларкус» произвела тщательную оценку степени риска для выявления ожидаемых рисков и для выработки опера-тивных мер по ликвидации возможных последствий таких рисков. Было решено дополнительно взять на борт сво-бодно владеющего русским языком старшего помощника капитана, который в составе экипажа обеспечивал бы связь с предоставленными «Атомфлотом» судами ледокольного сопровождения.

Обеспечение связи в отдаленных морских

районах

Все суда должны быть оснащены корабельными сред-ствами радиосвязи с берегом, а также радиосвязи между судами, которые должны соответствовать требованиям плавания в этой акватории. Требованиями, которые зави-сят от наличия в данном районе подходящих каналов связи, установлены четыре диапазона. Морские районы А1 и А2 находятся в зоне действия непрерывного цифрового адресного вызова (ЦАВ) береговых радиостанций, рабо-тающих соответственно в диапазоне метровых волн или на частота средневолнового диапазона. Покрытие морского района A3 обеспечивается геостационарным спутником ИНМАРСАТ, позволяющим обеспечить непрерывный сиг-нал оповещения. Судам, находящимся в морском районе A4, который включает большую часть арктического регио-на, необходимо заручиться дополнительными средства-ми связи. «Поларкус Алима» уже было оснащено система-ми коротковолновой радиосвязи и радиотелексной связи для обеспечения связи в морском районе A4, однако в

NSRA three to four months in advance of sailing. Tschudi AS assisted with enabling the possibility of getting the necessary approvals completed in time, so detailed plan-ning for the journey began. Polarcus performed a thorough risk assessment to highlight expected risks and prompt measures to mitigate the potential impact of these risks. An extra Chief Mate who was fluent in the Russian language would sail as part of the crew to aid communications with the icebreaker escorts arranged by Atomflot.

Communication in Remote Sea AreasAll ships must be equipped with ship-to-shore and

bridge-to-bridge communications equipment suitable for the waters in which they will sail. The requirements, which depend on the regional availability of suitable communications channels, are defined in four bands. Sea Areas 1 and 2 are within the coverage of continuous Digital Selective Calling (DSC) alerting from a VHF or MF coast station respectively. Sea Area A3 is within the coverage of an Inmarsat geostationary satellite in which continuous alerting is available. Ships operating in Sea Area A4, which includes much of the Arctic region, need to make extra provision. Polarcus Alima already had HF Radio and Radio Telex systems to cover communications in Sea Area A4 but to provide extra coverage, an Iridium Communications system was fitted. Based on a constella-tion of 66 low-earth orbiting cross-linked satellites, this system provides voice and data communication services in all parts of the globe including poles, oceans and air-ways. Its users include the U.S. Department of Defense. The Iridium system was used for 12-hourly reporting to the NSRA, Atomflot, and their vessels when Alima’s Vsat,

Bridge of POLARCUS ALIMA. ●

На капитанском мостике POLARCUS ALIMA. ●

PH

OT

O /

ФО

ТО

: P

OL

AR

CU

S

29




Csat and Inmarsat B were outside of their satellite capa-bilities.

Final PreparationsPolarcus Alima arrived at Hammerfest in northern

Norway on the 14th September and commenced prepa-rations for the transit to New Zealand. Captain Sergey Minchenko of the Murmansk Maritime Agency visited the vessel in port to perform an inspection on behalf of the NSRA to enable the issuance of a permit allowing the NSR transit to take place. All issues contained within the inspec-tion check list were found to be satisfactory and the permit was issued in the late afternoon of September 14. The ves-sel’s Insurance Underwriters had previously been consulted and an agreement reached with Polarcus for the voyage, so everything was in place for the journey to begin.

The Northern Sea Route TransitPolarcus Alima sailed on schedule from Hammerfest at

16:30 Coordinated Universal Time (UTC) on 15 September 2011. Course was set from Fruholmen towards the north end of the island archipelago of Novaya Zemlya, then onwards to a position of 78 00 N 084 00 E where at 20:35 on September 18 she rendezvoused with NS Yamal, a nuclear powered icebreaker operated by Atomflot. Yamal escorted Alima to and through the Vilkitskiy Strait to 77 44 N 108 05.5 E in the Laptev Sea. Polarcus Alima continued east along recommended routes, keeping in radio contact with Yamal and sending 12 hourly position reports to NSRA and Atomflot. At 18:00 UTC on September 19 ice pilotage support was transferred from Yamal to NS 50 Let Pobedy, the world’s largest icebreaker. Polarcus Alima’s route then passed Pevek Point, where on September 23 radio contact was made with icebreaker Admiral Makarov. She then sailed on to Cape Dezhnev, the easternmost mainland point of Eurasia, and was through and out of the Bering Straits into the Pacific Ocean at 22:50 on September 24.

Whenever air temperature dropped below 0 degrees Celsius, the heated deck walkway and railing systems on the vessel – standard equipment as part of the winterized basic class of her ULSTEIN SX134 design – were enabled. The coldest conditions experienced were in the East Siberian Sea, where air temperatures fell to minus 3 degrees Celsius and sea water temperatures to 0 degrees Celsius. By Pevek Point they had risen to 1 and 3 degrees Celsius respectively. Large areas of shallow water were encountered, and even on the recommended routes, water depths as low as 15 meters were not uncommon. Away from the recommended routes there are large areas of sea where charted soundings are at 4 kilometers (2.5 miles) intervals, so it was essential to keep to the recommended routes to avoid risk of grounding.

To compensate for the quick passage across the meridians of longitude, it had been planned to change the clocks onboard by one hour every day; however this proved to be too rapid for most personnel. It was therefore decided to ease the time change to one hour every second day and by Shelagskiy Point, sunset was at 14:00 ships time (08:00 UTC).

The crew onboard Polarcus Alima were keen to cap-ture photographic memories of this unique voyage, but for the first 5 days there was moderate to thick fog. Groups of sea lions were sighted off Novaya Zemlya, but they quickly dispersed and it was not possible to get any quality pho-tographs of them. There was a marked increase in wild

целях дополнительного обеспечения надежности была установлена также система спутниковой связи «Иридиум». Действующая на основе группировки, состоящей из 66 низ-коорбитальных поперечно-связанных спутников связи, данная система обеспечивает передачу голосовых сообще-ний и данных во всех частях света, включая полюсы, океаны и авиационные линии. Одним из ее пользователей является Министерство обороны США. Система спутниковой связи «Иридиум» использовалась для отправки посылавшихся через каждые 12 часов сообщений АСМП, «Атомфлоту», а также другим судам, когда работавшие на «Поларкус Алима» системы МЗС СС, «Си-сат» и ИНМАРСАТ «Б» находились за пределами возможностей, обеспечивавшихся их спутни-ками связи.

Последние приготовления«Поларкус Алима» прибыло в порт Хаммерфест на

севере Норвегии 14 сентября, и сразу же началась подготов-ка к переходу к берегам Новой Зеландии. Капитан Сергей Минченко из Мурманского морского агентства посетил судно в порту для проведения от имени АСМП осмотра, необходимого для выдачи разрешения на совершение про-хода по Севморпути. Было установлено, что судно соот-ветствует всем требованиям, указанным в контрольном проверочном перечне, и к вечеру 14 сентября разрешение было выдано. Ранее уже были проведены консультации с морскими страховщиками судна, которые согласовали касающиеся плавания вопросы с компанией «Поларкус», и таким образом все было готово к отплытию судна.

Переход по Северному морскому путиТочно по расписанию «Поларкус Алима» отплыло из

Хаммерфеста в 16.30 по Всемирному координированному времени (ВКВ) 15 сентября 2011 года. Был взят курс на Фрухольмен в северной оконечности архипелага Новая Земля, и далее к точке координат 78 00 с.ш. 084 00 в.д., где в 20:35 18 сентября в назначенном месте оно встретилось с атомным ледоколом «Ямал», находящимся под управле-нием «Атомфлота». В сопровождении «Ямала» «Поларкус Алима» проследовало далее через пролив Вилькицкого до точки 77 44 с.ш. 108 05.5 в.д. в море Лаптевых. «Поларкус Алима» продолжило движение на восток по рекомендо-ванным маршрутам, постоянно поддерживая радиосвязь с «Ямалом» и посылая каждые 12 часов сообщения о место-нахождении судна в АСМП и «Атомфлот». В 18.00 по ВКВ 19 сентября ледовое лоцманское сопровождение было пере-дано от «Ямала» самому крупному в мире атомному ледоко-лу «50 лет Победы». Далее маршрут «Поларкус Алима» про-легал мимо мыса Певек, где 23 сентября была установлена радиосвязь с ледоколом «Адмирал Макаров». Судно далее проследовало к мысу Дежнева, крайней восточной точке Евразии, и вышло из Берингова пролива в Тихий океан в 22.50 24 сентября.

Каждый раз, когда температура воздуха опускалась ниже 0 ºC, на судне включались системы подогрева мост-ков и поручней, входящие в стандартное оборудование зимней комплектации базового проекта SX134 компании «Ульстейн». Самые холодные температурные условия были в Восточно-Сибирском море, где температура воздуха опу-скалась до −3 ºC, а температура морской воды – до 0 ºC. У мыса Певек температура повысилась соответственно до 1 и 3 ºC. Встречались обширные пространства мелководья, и даже на рекомендованных маршрутах глубина моря неред-ко была не более 15 м. Вдали от рекомендованных марш-

30

#11 November 2011

OFFSHORE ARCTIC

Oil&GasEURASIA

рутов при наличии обширных зон, где нанесенные на карты промеры глубин эхолотом указаны с интер-валами 4 км, во избежание посадки на мель необходимо было держаться рекомендованных маршрутов.

Для компенсирования быстро-го пересечения меридианов было запланировано осуществлять пере-вод стрелок часов на борту судна на один час ежесуточно. Однако для большинства членов экипажа такая смена часовых поясов оказа-лась слишком частой. Поэтому было решено облегчить процедуру пере-вода часов и переводить стрелки на один час через сутки, и на подходе к мысу Шелагский вечерняя заря про-исходила в 14.00 по судовому време-ни (08.00 по Всемирному координи-рованному времени).

Члены экипажа «Поларкус Алима» очень надеялись, что им удастся запечатлеть фотографиче-ские воспоминания об этом уни-кальном плавании, но, к сожалению, в течение первых пяти дней стоял туман, от умеренного до плотного. У берегов Новой Земли были заме-чены группы морских львов, но и они быстро рассеялись, так что ока-залось невозможным получить их качественные фотоснимки. По мере приближения к Берингову проливу животные стали встречаться гораздо чаще, причем можно было наблюдать и китов, но они оказались слишком неуловимыми, чтобы успеть заснять их на фотоаппарат. При проходе в 8 км от мыса Шелагский 23 сентября

удалось сделать самые качественные снимки береговой линии, запечатлевшие на память виды этого безлюдного, но величественного ландшафта.

Переход от Хаммерфеста до Берингова пролива был завершен за девять суток, и уже 17 октября судно достигло Новой Зеландии и приступило к проведению сейсмиче-ских исследований, которые должны продлиться около семи месяцев. Время, сэкономленное за счет прохода Северным морским путем, оценивается в восемь суток, по сравнению с маршрутом, проходящим через Панамский канал, и 13 суток, по сравнению с маршрутом, пролегаю-щим через Суэцкий канал. «Успешный проход «Поларкус Алима» по Северному морскому пути удалось осуществить благодаря самоотверженной и напряженной работе опе-ративного персонала нашей компании, АСМП, а также самого судового экипажа, – заявил генеральный директор компании «Поларкус» Рольф Реннинген. – Результатом этой замечательной по своей согласованности работы стало значительное сокращение расхода топлива, сбросов за борт и, что наиболее существенно, экономия времени, достигнутые в ходе этого эпохального перехода, который, по сути дела, открывает для компании „Поларкус“ дей-ственный новый морской мост, переброшенный между двумя важными рынками деятельности».

life when approaching the Bering Straits, where whales were observed, but these were also too elusive to catch on camera. The best shoreward views of the passage were on 23 September when passing 8 kilometers (5 miles) off Shelagskiy Point, which provided memorable photographs of a dramatic and desolate landscape.

The voyage from Hammerfest to the Bering Straits was completed in nine days, and Alima arrived in New Zealand on October 17 to commence seismic operations expected to run for up to seven months. The time saved by using the Northern Sea Route is estimated at eight days relative to the Panama Canal route and 13 days using the Suez Canal. “The successful navigation of Polarcus Alima along the NSR has been achieved through the dedication and hard work of our in-house operations personnel, the NSRA, and our crew onboard the vessel,” said Rolf Rønningen, CEO Polarcus. “The result of this outstanding teamwork has been to achieve significant savings in fuel, emissions, and most sig-nificantly time during a milestone transit that effectively provides Polarcus a viable new sea bridge between two important operational markets.”

View from POLARCUS ALIMA in Laptev Sea. ●

POLARCUS ALIMA на море Лаптевых. ●

PHOTO / ФОТО: POLARCUS

32 Oil&GasEURASIA

Without any doubt, the world today is feeling the pinch of global energy resource shortages, while those available are distributed very unevenly.

This urgent problem was the theme of the UN-sponsored “Sustainable Energy for All” international conference that opened in Oslo, Norway on October 10. While energy resources are, indeed, in short supply, the world has no shortage of all manner of predictions and scenarios for the future of the global energy sector. While some try to look far into the coming decades and paint brave, and some-times futuristic, pictures of global energy transformed, oth-ers address that which is of immediate concern to people today and formulate shorter-term and articulate forecasts and assessments. At a recent presentation in Moscow, Deloitte Touche Tohmatsu Limited, an international audit, tax and consulting company announced the launch of its third energy predictions report.

Energy industry predictions are developed by numer-ous organizations and institutes of various statuses. For instance, each year in November, the International Energy Agency (IEA) publishes its own global energy report with forecasts made. Among the more respected are also the ana-lytical studies prepared by such major regional and indus-try-wide players as the International Atomic Energy Agency (IAEA) and the U.S. Energy Information Administration (EIA).

It should be said, however, that the major interna-tional business players in the energy industry are not overly inclined to trust the others’ opinions concerning the global

Нет сомнений, что в современном мире существует глобальная нехватка энергоресурсов, а те, что есть, распределяются крайне неравномерно. Именно

этой острой проблеме была посвящена конференция ООН «Энергия для всех», проходившая 10 октября в Осло. Энергоресурсов не хватает, зато мир не испытывает недо-статка в самых разнообразных прогнозах и сценариях будущего мировой энергетической отрасли. Одни пытают-ся заглянуть на десятилетия вперед и рисуют смелые, почти футуристические картины преобразованной энергетики, другие заняты насущным и дают краткосрочные, но вполне внятные прогнозы и оценки. Международная консалтинго-вая и аудиторская компания «Делойт Туш Томацу Лимитед» на презентации в Москве в третий раз представила свой ежегодный прогноз развития энергетического сектора.

Составлением прогнозов в сфере энергетики зани-маются множество организаций и институтов различно-го уровня. В частности, Международное энергетическое агентство (IEA) ежегодно – в ноябре – публикует глобаль-ный доклад с прогнозами. Весомыми принято считать ана-литические исследования таких крупных региональных и отраслевых игроков, как МАГАТЭ или Управлениe энерге-тической информации США (EIA).

Впрочем, крупные бизнес-игроки в энергетической отрасли не склонны полагаться на других в понимании процессов мирового развития и давно сами занимаются прогнозированием, а также оценкой спроса и потребле-ния энергоносителей. Например, концерн Shell опублико-вал весной этого года аналитический обзор о перспекти-

вах мировой энергетики до 2050 года с символичным названием «Сигналы и указатели» (Signals and Signposts). И хотя столь глубо-кими исследованиями занимают-ся немногие компании, ближай-

шие перспективы и практические выводы интересуют практически всех без исключения игроков рынка.

Именно поэтому компания «Делойт», присутствующая на рынке услуг и консалтинга в 150 странах мира, уже третий год под-ряд представляет свой прогноз развития энергетики на следую-щий год. Прогноз, предлагаемый «Делойт», практичен и конкретен, так как основная задача компании

ENERGY FORECAST

Global Energy 2012: Deloitte’s View

Мировая энергетика 2012: взгляд от компании «Делойт»

Elena Rubinova, Vasily Beilin Елена Рубинова, Василий Бейлин

World gas demand predictions up to 2030. ●

Прогнозируемый мировой спрос на газ до 2030 года. ●

SOURCE / ИСТОЧНИК: DELOITTE



development trends in that sector and have long since engaged in making their own predictions and assessments of the supply and demand trends in the field of energy com-modities. For instance, last spring, the Shell Corporation published its analytical survey of global energy trends up to the year 2050 under a symbolic title “Signals and Signposts”. While very few companies themselves engage in such in-depth research and investigation, the near-term outlook and possible practical conclusions are of profound interest to practically all of the market players, without exception.

That is exactly why Deloitte which provides consult-ing and advisory services in more than 150 countries, for a third year running now, has presented its forecast of the global energy development trends for the next year. The forecast made by Deloitte is both practical and specific, given that the company’s main objective has always been to help its main clients, the investors and businessmen, better to orient themselves in the rapidly changing global energy market. Deloitte’s Carl Hughes, Global Head, Energy & Resources said, “This year, our conclusions are somewhat broader than they used to be in the past. More precisely, we are looking at what has been taking place from a somewhat unusual angle of view in order to select the processes that are bound, slowly but surely, to impact the energy sector.”

That is exactly why the company’s research findings are not so much forecasts, per se, as analyses of some of the processes that are not so obvious to see, at first sight. The company’s just released report lists ten such trends and phenomena, with five of them dealing directly with the oil and gas sector.

According to Deloitte’s analysts, in the past 50 years or so, the predominant model of a typical company was a vertically-integrated corporation. This model has served the industry well but, given the current high oil prices some and the desire to look for new development opportunities, some corporations are now challenging the status quo by splitting their upstream and downstream operations into separate units. Such structural changes are already taking place and there is a great likelihood that, in the next two to three years, such splits or demergers will occur in a number of major oil corporations. By splitting up their assets, the companies most affected by the recent financial crisis could, among other things, create additional value, given that some of the newly demerged units may be worth more than the whole of the old company being split up in the process. ConocoPhillips was one such corporation that announced its plans to split up its business into two independent com-panies, one dealing with its upstream and the other with its downstream operations. The U.S. oil giant is planning to complete its restructuring in the first half of 2012.

Deloitte’s analysts’ assessments concerning the cur-rent trends in the global gas market proved to be no of surprise and mostly concurred with predictions made by other observers and experts. “It is quite obvious that we are steadily moving toward the ‘Golden Age of Gas’, both natural and non-conventional. What will accelerate those processes, in particular, will be the markets of India, China, Central Europe and Britain,” said Carl Hughes presenting that chapter of the report.

The CIS gas market will not be an exception. Russell Banham, Deloitte’s CIS Industry Leader for Energy & Resources, said “The ever growing importance of gas and other mineral resources should keep the region at the WWW.LUFKIN.RU

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]

На протяжении 20 лет Lufkin поставляет оборудование мирового класса длямеханизированной добычи, автоматизации нефтепромыслов и сервиса в России и СНГ. Сегодня ак-

L fki СНГ И

34

#11 November 2011

ENERGY FORECAST

Oil&GasEURASIA

– помочь своим главным клиентам, инвесторам и бизнесме-нам, лучше ориентироваться на стремительно меняющемся энергетическом рынке. По словам Карла Хьюза, руководи-теля международной группы «Делойт» в сфере услуг пред-приятиям энергетического сектора: «В этом году наши выво-ды несколько шире, чем обычно. Если говорить точнее, мы смотрим на происходящее под несколько необычным углом зрения с целью отобрать процессы, которые постепенно, но неуклонно, будут влиять на энергетический сектор».

Именно поэтому исследования компании – это не столько прогнозы в чистом виде, сколько анализ процес-сов, которые, на первый взгляд еще не столь очевидны. Подобных трендов и явлений в уже опубликованном отче-те компании оказалось десять, пять из них относятся непо-средственно к нефтегазовому сектору.

По мнению аналитиков «Делойт», в течение последних 50 лет преобладала модель вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний. Эта модель отлично зарекомендо-вала себя, но с учетом текущих высоких цен на нефть и стремления найти новые области для развития, некоторым компаниям может быть выгодно выделить добывающие и перерабатывающие мощности в отдельные предприятия. В настоящее время уже начались структурные изменения, и велика вероятность, что в ближайшие два или три года такие преобразования произойдут в ряде крупных нефтяных ком-паний. Предприятия, постадавшие во время кризиса, разделив активы, помимо всего прочего, могут создать дополинтель-ную стоимость, поскольку каждое из новых подразделений может стоить больше, чем единое предприятие. О планах по разделению бизнеса на две независимые компании — по гео-логоразведке и добыче и по нефтепереработке и сбыту – летом заявила ConocoPhillips. Завершить реструктуризацию амери-канский гигант планирует в первой половине 2012 года.

Оценки аналитиков «Делойт» относительно тенден-ций газового рынка были вполне ожидаемыми и во многом совпали с прогнозами других наблюдателей и экспертов.

«Совершенно очевидно, что мы неуклонно движемся к „золотому веку“ газа, как природного, так и нетради-ционного. Причем особенное ускорение этим процес-сам придаст рынок Индии, Китая, Центральной Европы и Великобритании», – сказал Карл Хьюз, представляя данную главу отчета.

Рынок газа СНГ не станет исключением. Расселл Бэнхам, руководитель группы «Делойт» в СНГ по предоставлению услуг предприятиям добывающей промышленности и энер-гетики, отметил, что «растущая значимость газа, как и других минеральных ресурсов, позволит странам региона сохра-нить свои позиции на международных рынках и поможет противостоять второй волне рецессии». В отчете утвержда-ется, что ужесточение экологических требований, ставка на

forefront of the international energy and resources markets and could even act as a protection mecha-nism for the CIS against the possibility of a double dip recession.” According to the report, gas will become the fuel of choice for several reasons: tight-ening environmental regulations, expectations of ample supply at competitive prices, and the need to back up intermittent renewable sources such as wind and solar to ensure reliability.

The report singles out, as a separate new trend, the still developing but highly promising technology of solar-enhanced oil recovery (SeOR). Deloitte’s experts believe that SeOR has the potential of revolutionizing enhanced oil recovery due to the low estimated cost of glasshouses and the price of producing steam. The new technology is expected to show the most promise in areas where there is an abundance of sunlight and oil is heavy in nature. That is exactly why Coalinga Field, with exactly that type of oil in place, has been chosen by Chevron as the site of its pilot project in the use of that technology. By increasing the field potential through steam injection which preheats crude oil, the company reduces its viscosity and simplifies the produc-tion process. The project should help evaluate the commer-cial viability of using solar energy for steam generation.

The analysts have also noted the various geopolitical risks of which the oil companies have seen plenty in the past year and which could pose a serious problem in the future. In a separate report chapter titled “Who owns the

The International Energy Agency (IEA) presented its next annual report

World Energy Outlook 2011 first in London and then, on November 11, at

Moscow Energy School in Skolkovo, thus emphasizing Russia’s growing

importance on the global energy market.

The New Policies Scenario, which constitutes the WEO report’s main part, addresses all principal energy resources and provides key forecasts through the year 2035. “Growth, prosperity and rising population will inevitably push up energy needs over the coming decades” said IEA Executive Director Maria van der Hoeven presenting the report in Moscow. “Short-term pressures on oil markets are easing with the economic slowdown and the expected return of Libyan supply,” the report suggested. The expected average oil price would remain high, approaching $120/barrel (in year-2010 dollars) in 2035. Oil demand would rise from 87 million barrels per day in 2010 to 99 million bar-rels per day in 2035, with all the net growth coming from the transport sector in emerging economies.

A special in-depth study in WEO-2011 examines Russia, with the report seeing it as one country set to benefit most from increased demand for gas in what most experts see as the world entering a “Golden Age of Gas”, with the share of unconventional gas in the total natural gas production rising to one-fifth by the year 2035. According to the report, key challenges for Russia are to finance a new generation of higher-cost oil and gas fields and to improve its energy efficiency. Russia’s shift in its fossil fuel exports towards China and the Asia-Pacific gathering momentum is seen in the report as an important stra-tegic trend.

World primary energy demand. ●

Мировой спрос на первичные энергоресурсы. ●

SO

UR

CE

: IE

A /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: М

ЭА



достаточный объем поставок по конкурентоспособным ценам и необходимость поддерживать резервные запа-сы энергии сделают газ однозначно предпочтительным топливом в самое ближайшее время.

Отдельной тенденцией в отчете выделена еще толь-ко формирующаяся, но уже многообещающая техноло-гия добычи нефти с использованием солнечной энергии – SeOR. Эксперты «Делойт» считают, что у нее есть все шансы произвести революцию во вторичных методах добычи благодаря низкой стоимости теплиц и затрат на генерацию пара. Новая технология, скорее всего, окажется наиболее эффективной в регионах с изоби-лием солнечных дней и там, где есть только тяжелая нефть. Именно на месторождении с нефтью подобного типа Coalinga Field компания Chevron совсем недавно запустила демонстрационный проект. Повышая отдачу месторождения при помощи закачки пара, который подогревает сырую нефть, компания снижает ее вяз-кость и упрощает процесс добычи. Проект поможет определить коммерческую жизнеспособность исполь-зования солнечной энергии для генерации пара.

Аналитики также отметили различные геопо-литические риски, которых в нефтяной отрасли в уходящем году было более чем достаточно, и которые могут представлять серьезную проблему в будущем. В отдельный раздел под заголовком «Kому принадлежат Арктика и Южно-Китайское море?» в отчете вынесен вопрос о разработках новых месторождений в регио-нах, не имеющих четко очерченных границ. Тем не менее, согласно отчету, возможные выгоды от ведения WWW.LUFKIN.RU

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 электричества ■

Повышает надежность и увеличивает МРП ■

Использует проверенные технологии

Контроллер системы ШГН LWM, ■

интегрированный с VSDЕдиный машинный интерфейс ■

Снижение эффекта «всплытия штанг» ■

Возможность использования ■

совместно с ШГН или винтовым насосом Одновременное обеспечение работы ■

нескольких ПШГН Защита редуктора ПШГН от ■

избыточного крутящего момента Изменение скорости при движении ■

плунжера вверх и вниз Автоматический рестарт после сбоя/остановки ■

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ

Регенеративный VSD LufkinРегенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является

E-MAIL: [email protected]

Международное энергетическое агентство (IEA) представило свой

ежегодный доклад World Energy Outlook 2011 в Лондоне, и затем, 11 ноября, в Московской школе

управления «Сколково», подчеркнув тем самым значимость России для

мирового энергетического рынка.

Основная часть доклада WEO – сценарий новых стратегий – охватывает все основные энергоносители и дает ключевые прогнозы до 2035 года. «Экономическое развитие, рост населения и его благосостояния неминуемо приведут к росту энергетических потребностей в ближайшие десятилетия», – отметила исполнительный директор МЭА Мария ван дер Ховен, представлявшая доклад в Москве. «Временное напряжение на нефтяных рынках слабеет вследствие более медленного экономического роста и ожидаемого возвращения на рынок ливийской нефти», – говорится в докладе. Предполагаемая средняя цена на нефть останется высокой и в 2035 году приблизится к $120 за баррель (по курсу 2010 года). При этом спрос на нефть будет неуклонно повышаться с 87 млн баррелей в день в 2010 году до 99 млн баррелей к 2035, причем весь чистый прирост придется на транспортный сектор в быстроразвивающихся странах.

Специальное углубленное исследование в докладе WEO-2011 посвящено России в связи с тем, что именно она больше всего выиграет от спроса на газ в наступающей по единодушному мнению экспертов эпохе голубого топлива, причем к 2035 доля нетрадиционного газа вырастет до одной пятой от общей добычи. В докладе отмечено, что основные задачи России в этой сфере – обеспечить инвестиции в высокозатратные нефтегазовые месторождения и повысить энергоэффективность экономики. Очевидный сдвиг энергоэкспорта России в сторону китайского и азиатско-тихоокеанских рынков отражен в докладе как важная стратегическая тенденция.

36

#11 November 2011

ENERGY FORECAST

Oil&GasEURASIA

разработок в таких областях все же заметно превышают уровень риска. Что касается рынка нефтепромысловых услуг, то, согласно прогнозу, составленному на основе интервью с руководителями 40 офшорных нефтяных и газовых компаний, в течение ближайших 10 лет цепочка создания стоимости офшорных компаний по-прежнему будет усложняться, что может стать началом нового этапа консолидации отрасли. В отчете, в частности, отмечены четыре фактора, которые, по мнению экспертов, будут способствовать развитию этой тенденции.

Остальные разделы отчета касаются более общих про-цессов развития технологий и их опосредованного влияния на энергетику. Так, Марк Робинсон, приехавший в Москву на презентацию отчета из американского подразделения компании Deloitte US, Market and Communications for Energy, остановился на исследованиях, проводившихся в рамках изучения влияния нанотехнологий на энергетику будуще-го. Выводы в отчете – далеко идущие. Только в США рынок нано-продукции в ближайшие 10-15 лет составит $1 трлн и неизбежно окажет воздействие на энергетический сектор.

Arctic and the South China Sea?” the study addresses the issues dealing with exploration in areas without well-de-fined borders. Nevertheless, the report suggests that, whilst there are risks to establishing operations in these areas, the potential rewards could be immense.

Concerning the oil field services, based on 40 Deloitte interviews with executives of offshore companies, the report predicts that the complexity of the offshore value chain will continue to grow substantially in the next decade and increasing complexity may very well trigger a new round of industry consolidation. The report outlines four factors that it suggests will drive this trend.

The report’s other sections deal with the more general technology development processes and how those indi-rectly impact the energy sector. Mark Robinson, Deloitte US, Market and Communications for Energy, speaking at the report launching session in Moscow, addressed the issue of coming energy breakthroughs using nanotechnologies. The report suggests that their impact will be far-reaching, predicting a $1 trillion global market for nanoproducts

Nanophenomena and the Economics of Hydrocarbon Production

A.Y. Khavkin, D.Sc. Eng., Chief Research Associate, Oil and Gas Institute, Russian Academy of Sciences, Winner of the UNESCO medal “For contributions to

the development of nanoscience and nanotechnologies”

Commenting on the Deloitte Energy & Resources Predictions 2012 report, it should be noted that more than half of the trends and phenomena that the report has addressed relate to the oil and gas sector. The major role played by the oil and gas industry in the global econ-

omy is noted by many Russian economists, including those from some of the leading academic centers in Moscow and Novosibirsk. Clearly, this trend is bound to continue, as, according to the International Energy Agency (IEA), the world will see the demand for oil and gas grow, by 2025 compared with 2005, by 30 percent in the industrially developed countries, to practically double the current demand levels in China and India, and by nearly 50 percent in Russia, Eastern Europe and in the rest of the world. This is something that will require an increase in production, with EIA predicting a 30-percent increase in crude oil production in the next 20 years, with oil taking an increasingly greater share of the global energy consumption market, compared with natural gas.

However, the published data on the world oil reserves make it possible to assess the global crude oil resources only for the next 50-70 years. This is exactly what explains the current emphasis being placed on the greater use of natural gas in the immediate future. It is not without a reason that a num-ber of oil-producing companies have recently shed their oil-processing assets, given that, against the background of limited crude oil resources, the required modernization of their upstream facilities rep-resents a higher risk in terms of return on investment. Moreover, the longer-term emphasis on natu-ral gas is also based on the fact that, in the gas-hydrate deposits, natural gas resources are consider-ably greater than the present combined known oil-and-gas reserves.

What are then some of the other reasons behind the predicted trend away from oil and toward natural gas? One of the factors is the quite natural increase in oil production costs over the past few decades due to the need to produce crude in the ever more difficult modes of occurrence, includ-ing the offshore oil production. According to the economists, per-barrel oil production costs are equal to $1-1.5 in Saudi Arabia, compared with $2-3 on the average in Russia, with more than $4 where the high-viscosity oils are concerned. Yet, even with the oil-price’s 75 percent tax compo-nent, the current world crude oil prices make it possible quite substantially to increase the world’s commercially viable recoverable oil reserves.

There is also a possible psychological aspect to the present signals sent out to the international community concerning the limited nature of the global oil resources to justify even higher oil pric-es and even more complex crude oil occurrence-mode fields being brought on production.

With regard to the water footprint, given that the global resources of drinking water are limit-ed and its extraction requires considerable energy resources, to reduce the water-footprint fac-tor in the production of crude oil is quite a natural trend, especially in view of the fact that water and water-based agents are the principal oil-displacing agents and the fact that the oil-water ratio

Наноявления и углеводородная экономика

А.Я.Хавкин, гл. н.с. ИПНГ РАН, д.т.н.,Лауреат Медали ЮНЕСКО «За вклад в развитие нанонауки и нанотехнологий»

Комментируя прогноз по развитию энергетики на 2012 год, представленный компани-ей «Делойт», необходимо отметить, что больше половины трендов и явлений относит-ся к нефтегазовому сектору. На значительную роль нефтегазового сектора в глобальной

экономике указывают и многие российские экономисты, в том числе из крупнейший научных центров Москвы и Новосибирска. Это и понятно – по данным Международного энергетическо-го агентства (EIA) в мире будет наблюдаться рост потребления нефти и газа, который потребу-ет увеличения их добычи к 2025 году относительно 2005 года: в развитых странах – на 30%, в Китае и Индии – практически в два раза, в России, Восточной Европе и в мире в целом – прак-тически на 50%. Что касается добычи, то EIA прогнозирует 30%-е увеличение добычи нефти на ближайшие 20 лет с заметным превышением доли нефти относительно доли газа в мировом потреблении энергии.

Однако опубликованные данные по запасам нефти позволяют дать оценку обеспеченности мира нефтью только на 50-70 лет. Именно этим обусловлен акцент на использование природно-го газа в ближайшем будущем. Также имеются примеры «сброса» нефтеперабатывающих акти-вов рядом нефтедобывающих компаний – в условиях ограничения обеспеченности нефтью тре-буемая модернизация нефтепереработки представляется им как имеющая повышенный риск возврата вложений. Кроме того, прогнозный акцент на газ основан и на том, что ресурсы газа в гидратных залежах значительно превышают известные запасы нефти и газа вместе взятые.

С чем еще может быть связан прогноз ухода от нефти к газу? Одним из факторов являет-ся естественное увеличение себестоимости добычи нефти в последние десятилетия вследствие необходимости добывать нефть при все более тяжелых условиях ее залегания, в том числе и на шельфе. По оценкам экономистов себестоимость добычи одного барреля нефти составляет для Саудовской Аравии – $1-1,5, для России в среднем $2-3, а для высоковязких нефтей – более $4. Но даже с учетом 75%-й налоговой составляющей в цене нефти, нынешняя цена на нефть позволяет увеличить рентабельно извлекаемые запасы нефти в мире весьма значительно.

Не исключен также психологический аспект подачи мировой общественности сигнала об ограниченности нефтяных ресурсов для еще большего увеличения цены на нефть и вовлечения в разработку еще более сложных по условиям залегания ресурсов нефти.

Что касается «водного следа», то ресурсы питьевой воды ограничены и ее получение весь-ма энергозатратно, а снижение «водного фактора» при добыче нефти – вполне понятная тен-денция, поскольку основным вытесняющим нефть агентом являются вода и водные агенты, и водонефтяной фактор (количество воды на тонну добываемой нефти) сегодня в мире несколь-ко выше 3, а в России близок к 6.

Использование нанокристаллов в энергетике также понятно, хотя может и не ограничить-ся только крышами домов. Так, по мнению специалистов МИФИ(У), использование дешевого

КО

ММ

ЕН

ТА

РИ

Й С

ПЕ

ЦИ

АЛ

ИС

ТА

37


ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ


over the next 10 to 15 years, with major implications for the energy sector. Roof-top solar panels could become obsolete simply by converting sunlight into electricity via a paint-like substance that can be sprayed on rooftops. Researchers have already proven that nanocrystals could be as efficient as the most expensive solar cells, for a frac-tion of the cost.

With a view to identifying possible developments in 2012, the report’s authors also examined two other impor-tant trends developing in the past year. All energy companies have, for a long time now, tried to reduce the corporate water footprint. According to Deloitte’s experts, now is the time for the next “tipping point” for energy companies in terms of reducing their corporate water footprint. To date, 147 of the world’s leading companies have submitted their corporate water footprint reports as part of the international water information disclosure project. Deloitte’s analysts believe that this is only the beginning of a new phase in streamlining corporate practices with a view to optimizing the consump-tion of water resources.

Солнечные батареи очень скоро могут быть заменены спе-циальным веществом, наносимым на крышу и способным перерабатывать солнечный свет в электроэнергию. Уже доказано, что нанокристаллы могут быть столь же эффек-тивны, как наиболее дорогие солнечные элементы, но стоят при этом на порядок дешевле.

Авторы отчета остановились еще на двух важных тенденциях уходящего года с целью следить за развитием ситуации в 2012. Все производители в энергетическом сек-торе давно стремятся к сокращению «углеродного следа». Теперь же, как считают эксперты «Делойт», пришло время для очередного переломного момента в деятельности энер-гетических корпораций – снижения «водного следа», то есть активного сокращения потребления воды. Свои отчеты об использовании водных ресурсов опубликовали к настоящему времени 147 ведущих компаний мира в рамках проекта рас-крытия информации по использованию водных ресурсов. Аналитики «Делойт» считают, что это только начало нового этапа по перестройке деятельности компаний с целью опти-мизации потребления водных ресурсов.

(volume of water used per metric ton of oil produced) is in excess of 3 for the world as a whole and is close to 6 in Russia.

The use of nanocrystals in the energy industry is also a natural development, not necessari-ly limited to its application as rooftop cover. For instance, in the view of researchers at Moscow Engineering and Physics Institute (MEPI), using the relatively cheap solar energy converters, with efficiency factor of only 2 percent, as cover for 200-square meter air-balloons, will make it possible to generate 2 megawatt of power with air-balloons propelled to altitudes of 5-11 kilome-ters. What is required to achieve that effect is for the air-balloon’s holding cables to be sufficiently strong and possess superconducting properties, something that, in the MEPI researchers’ opin-ion, can be achieved through the use of single-layer carbon nanotubes.

Another nanotechnology being considered is the use of solar energy for heating the water, first, and then the crude oil. However, the efficiency of steam used for oil displacement also depends on the distinctive features of a given oil deposit. Therefore, steam must be combined with other oil-displacement agents.

Some of the global problems of reliable oil supply have to do with the cost effectiveness of oil production from the established resources of natural gas, in its gas-hydrate form, and crude oil, in its more complex occurrence modes.

There are some encouraging examples, however. For instance, thanks to the introduction of state-of-the-art methods of thermal enhanced oil recovery of high-viscosity oil and bitumens, Canada was able to increase its proven recoverable oil reserves 30 times (by approximately 24 billion metric tons) in 2003. According to Academician N.P. Laverov, Vice President, Russian Academy of Sciences, the use by Shell of advanced new production processes has allowed the company to reduce by more than 2.5 times its oil production costs while considerably increas-ing output volumes.

The role of nanotechnologies in extracting natural gas from gas-hydrate deposits (and its transportation in the gas-hydrate form) and crude oil (by reducing the oil-water ratio) with reduced production costs is described in A.Y. Khavkin’s article “Through the Looking Glass: The Study of Objects and Events at the Nanoscale Improves Oil Recovery Efficiency”, published in the 2011 issue of Oil & Gas Eurasia, # 9, pp. 22-27. It should be noted that a number of fields in dif-ferent parts of the world remain undeveloped, while application of the existing highly cost-effi-cient nanotechnologies there could have placed their resources in the range of proven reserves and could have allowed oil production to begin there.

In summary, while oil and gas production costs are bound to continue to grow, the applica-tion of advanced nanotechnologies can secure a reliable supply of oil and gas to the world for decades to come.

ресурса солнечных преобразователей, имеющих КПД всего 2%, в качестве покрытия аэростатов с площадью 200 м2, позволяет получить 2 мегаватта мощности, если поднять аэростат на высо-ту 5-11 км. Для этого удерживающие аэростат тросы должны быть прочными и иметь свойства сверхпроводимости, что, по мнению специалистов МИФИ(У), можно обеспечить применением углеродных однослойных нанотрубок.

Использование солнечной энергии для разогрева сначала воды, а затем и нефти, также явля-ется нанотехнологией, но эффективность использования пара для вытеснения нефти зависит также и от особенностей залежи. Поэтому пар необходимо комбинировать с другим вытесня-ющим нефть агентом.

Фактически проблемы с обеспеченностью мира нефтью упираются в рентабельность ее добычи из уже разведанных ресурсов как газа в газогидратной форме, так и нефти в сложных условиях ее залегания.

Однако есть и обнадеживающие примеры. В Канаде за счет внедрения суперсовремен-ных тепловых методов добычи высоковязких нефтей и битумов в 2003 году удалось увели-чить свои доказанные извлекаемые запасы нефти в 30 раз (примерно на 24 млрд т). По дан-ным вице-президента РАН академика Н.П. Лаверова, обновление технологий компанией Shell позволило уменьшить затраты на добычу нефти более чем в 2,5 раза и значительно увеличи-ло добычу.

Роль нанотехнологий в добыче газа из газогидратных залежей (и его транспорте в газоги-дратной форме) и нефти (с уменьшением водонефтяного фактора) при уменьшении себесто-имости их добычи изложена в статье Хавкина А.Я. «Пристальный взгляд. Изучение объектов и явлений на наноуровне повышает эффективность нефтеизвлечения», опубликованной в журна-ле «Нефть и газ Евразия», 2011, № 9, стр. 22-27 При этом ряд месторождений в мире не разраба-тывается из-за неприменения существующих рентабельных нанотехнологий, которые позволи-ли бы перевести ресурсы в доказанные запасы и добывать нефть.

Таким образом, затраты на добычу нефти газа будут расти, но благодаря использованию нанотехнологий можно обеспечить мир нефтью и газом на многие десятилетия.

NT nanotechnology development in SOCAR provided the company ●

1,000 tons of additional oil, produced in three years. Применение нановещества NT, разработанного в ГНКАР, ●

позволило компании получить более 1 000 т дополнительной нефти за три года.

КО

ММ

ЕН

ТА

РИ

Й С

ПЕ

ЦИ

АЛ

ИС

ТАSO

UR

CE

: S

OC

AR

/ И

СТО

ЧН

ИК

: Г

НК

АР

38 Oil&GasEURASIA

Arctic exploration experts believe that this century is already passing under the banner of undersea development, the resources that are already explored or will be explored in a foreseeable future. Humanity is doomed to engage in development of undersea resourc-

es. Regretfully, the Russian experts were not the pioneers in this field and are facing very strong competition that has already developed. The shelf is, essentially, a huge market for services, sci-ence and technology, it is flagrant investments and vast resources. And the resources – well, as is known from the history of mankind, usually the history is the story of the struggle for resources.

Problems of Arctic exploration – field development, E&P in extreme environments – were the focal point of the first AEE 2011 conference, held in Moscow in late October by SPE (Society of Petroleum Engineers) and Reed Exhibitions.

“Arctic development is one of the key tasks of the international community. In order to suc-ceed, we have to solve a range of issues linked to technology, capital and human resources,” said SPE president Alain Labastie at the conference opening event. “In Arctic development, we need to develop a strategy that takes into account the best international experiences and the require-ments native to Arctic regions,” noted Vladimir Vladimirov, vice-governor of the Yamal-Nenets Autonomous District.

Эксперты по проблемам освоения Арктики считают, что XXI век уже проходит и будет проходить под флагом освоения мирового океана, тех ресурсов, которые разведаны сегодня или будут разведаны в течение ближайшего времени. Человечество обрече-

но заниматься освоением мирового океана и его богатств. К сожалению, российские спе-циалисты в этой области не являются первопроходцами, и им приходится сталкиваться с сильными конкурентами. Шельф – это гигантский рынок услуг и научно-технических разра-боток. Это также огромные деньги и ресурсы, а за ресурсы, как известно из истории разви-тия человечества, приходится бороться.

Проблемам освоения Арктики – разработке месторождений, разведке и добыче углево-дородов в осложненных условиях, была посвящена прошедшая в Москве в конце октября первая конференция AEE 2011, которую провели SPE (Общество инженеров-нефтяников) и компания Reed Exhibitions.

«Освоение Арктики – одна из важнейших задач международного сообщества, и для достижения успеха нам предстоит решить целый комплекс вопросов, связанных с техноло-гиями, капиталом, человеческими ресурсами», – заявил на открытии конференции прези-дент SPE Алан Лабастье. «При освоении Арктики необходимо выработать стратегию, учи-тывающую передовой мировой опыт и требования арктических территорий», – подчеркнул Владимир Владимиров, вице-губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа.

Неслучайно ведущие мировые компании, имеющие опыт в освоении месторождений в условиях холодного климата, в разработке и создании специального оборудования для работы на шельфе, очень заинтересованы в участии в российских арктических проектах. Максим Марченко, заместитель директора по развитию бизнеса компании Total, отметил, что в течение 40 лет Total активно участвует в различных проектах, связанных с поисково-разведочными работами, с недавнего времени – и в российской Арктике: «Штокман» (25%), «Харьягинское месторождение» (40%), «Термокарстовое месторождение» (49%, идет освоение), а также в качестве основного иностранного партнера в проекте «Ямал – СПГ» (оператор ОАО «НОВАТЭК») и проч.

EVENT

Arctic Development – an Imminent InevitabilityОсвоение Арктики – неизбежность, рожденная временем

Antonina Petrova Антонина Петрова

Arctic Ocean is the largest oil&gas province in the world. Which means that its development is inevitable, though it will require tremendous resources.

(Igor Gramberg, RAS academician, 1970s)

Северный Ледовитый океан – круп-нейшая нефтегазоносная провинция на Земле. Поэтому освоение его неиз-бежно, хотя это и потребует колос-сальных ресурсов.

(Игорь Сергеевич Грамберг, академик РАН, 1970-е годы.)

40

#11 November 2011

EVENT

Oil&GasEURASIA

Naturally, majors, with their expertise in developing cold-climate fields and design and construction of tailored equipment for offshore operations, are very keen on participating in the Russian Arctic projects. For example, Maxim Marchenko, Total’s deputy director of business development, marks company’s active par-ticipation for the past 40 years in various E&P projects and more recently – in Russian Arctic projects such as Shtokman (25 percent), Khariaga field (40 percent), Thermokarst field (49 percent, under development); Total set to become the main foreign partner in the Yamal-LNG project (operated by Novatek), etc.

The experience of working in cold climate was shared by some other well-known names. Statoil (Norway, John Milne), noted the importance of the agreement on the maritime delimitation in the Barents Sea and Arctic Ocean – this would facilitate “responsible and safe” exploration and long-term cooperation with Russia. Infield Energy Analysts (UK, Julian Callanan), evaluated activities on offshore oilfields, stressing that Russia’s exploration is underdeveloped to date. Christian Bukovich (Shell Exploration and Production Services) spoke about his company’s challeng-es and breakthroughs in Arctic offshore exploration endeavours, in particular, about underwater seismic surveys under and oil spill containment systems for the Arctic.

A take on the problems and prospects of oil and gas resources in the Russian Arctic was given by Anatoly Zolotukhin, vice chancellor of Gubkin Russian State University of Oil and Gas and vice president of the World Petroleum Council. The expert noted that Russia’s potential was in nonconventional resources, with key production areas (150 million tons per year by 2030) moving to northern seas (Barents, Kara, Pechora and Okhotskoye). According to Zolotukhin, there are still some difficulties, such as the high price of shelf-produced oil, long distances and, respectively, high transport costs, outdated technology, and lack of qualified staff.

In three days, the conference was attended by about 500 delegates, who listened and aired 57 presentations, including both technical and knowledge-sharing ses-sions. Ten technical sessions and three plenary sittings ensured the widest possible coverage of Arctic-related issues, including innovation, investment, environmental protection, and social responsibility.

Cвоим опытом работы в холодных климатических условиях поделились извест-ные компании. Джон Милн, представляющий норвежскую Statoil, отметил важ-ность соглашения о делимитации морской границы в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане, позволившем начать разведку «ответственно и безопасно», и многолетнее сотрудничество с Россией. Джулиан Калланан, представитель Infield Energy Analysts (Великобритания), дав оценку деятельности на морских место-рождениях, подчеркнул, что в России разведка до сих пор недостаточно разви-та. Кристиан Букович, вице-президент по геологоразведке Shell Exploration and Production Services, рассказал о проблемах и достижениях компании в области гео-логоразведки на арктическом шельфе – в частности, о проведении сейсморазвед-ки под водой и системах локализации разливов нефти в Арктике.

Свою концепцию о проблемах и перспективах нефтегазовых ресурсов рос-сийской Арктики представил Анатолий Золотухин, проректор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и вице-президент Мирового нефтяного совета. Он отметил, что потенциал страны – нетрадиционные ресурсы, а основная добыча углеводородов (150 млн т к 2030 году) придется на северные моря (Баренцево, Карское, Печорское и Охотское). По мнению Золотухина, основные проблемы, с которыми предстоит столкнуться, – это высокая стоимость нефти, добываемой на шельфе, большие расстояния и, соответственно, существенные затраты на транспортировку, а также устаревшие технологии и нехватка квалифицированного персонала.

В течение трех дней конференцию посетило около 500 делегатов, было пред-ставлено 57 докладов как на технических сессиях, так и в рамках секции презен-таций по обмену знаниями. Десять технических сессий и три пленарных заседа-ния позволили охватить самый широкий круг вопросов, связанных с освоени-ем Арктики, – инновации, инвестиции, охрана окружающей среды и социальная ответственность бизнеса.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

42 Oil&GasEURASIA

Alain Labastie has served throughout 2011

as President of the Society of Petroleum Engineers. And as Engineering Advisor for Enhhanced Oil Recovery Technologies for Total in Pau, France, Labastie is familiar with Russia – where Total has strong partnerships with Russian upstream operators – and with Arctic Technologies.

At the recent SPE Arctic & Extreme Environments Conference & Exhibition in Moscow, Labastie talked to Oil&Gas Eurasia about the importance of SPE, in particular with respect to the role it plays in fostering tech-nology transfer in frontier oil developments.

Oil&Gas Eurasia: Mr. Labastie, can you comment the

SPE and its role in development of the Arctic and harsh envi-

ronments?

Alain Labastie: Development of the Arctic requires a high level of technology, capital and highly-skilled staff. As for capital, SPE obviously cannot help, but with respect to technology and staff we certainly can contribute a lot.

В течение 2011 года Ален Лабастье занимал пост президента Общества инженеров-нефтяников (SPE). Как инженер-консультант подразделения

Total в г. По, специализирующегося на технологиях повышения нефтеотдачи пластов, Лабастье хорошо зна-ком с Россией: у Total есть надежные партнеры среди российских операторов, занимающихся разведкой и добычей нефти. Технологии, используемые для работы в Арктике, ему также прекрасно известны.

Во время состоявшейся в Москве Конференции и выставки SPE по разработке месторождений в осложнен-ных условиях и Арктике Ален Лабастье встретился с кор-респондентом НГЕ. Он рассказал о том, насколько важна деятельность SPE, и особенно его роль в передаче техно-логий, предназначенных для освоения новых нефтяных месторождений.

Нефть и газ Евразия: Г-н Лабастье, не могли бы Вы

подробнее рассказать о деятельности SPE и его роли в

освоении Арктики и районов с суровыми климатически-

ми условиями?

Ален Лабастье: Для освоения Арктики необходимы новейшие технологии и значительные капиталовложе-ния. Кроме того, требуются и высококвалифицирован-ные специалисты. В области привлечения капитала SPE вряд ли может оказать серьезную помощь, но когда речь идет о технологиях и персонале, Общество, конечно же, может сделать немало.

Основная задача SPE – обеспечить доступ к высо-кокачественным техническим знаниям. Именно этим мы и занимаемся. Данное мероприятие (Конференция и выставка по разработке месторождений в осложнен-ных условиях и Арктике) наглядно демонстрирует то, что Общество готово предложить российской нефтяной отрасли. Что касается проблемы кадров, для работы в Арктике потребуется много высококвалифицированных специалистов. Роль SPE в решении данной проблемы – это взаимодействие с научным сообществом на раз-ных уровнях, в том числе и в области переподготовки кадров.

Определенную роль также играют мероприятия, организуемые SPE. Чтобы осваивать Арктику, странам необходимо сотрудничать друг с другом. Наше Общество – организация некоммерческая и неполитическая. Поэтому мы можем предоставить нейтральную площад-ку для обмена идеями.

Нефть и газ Евразия: Насколько активно SPE рабо-

тает в России?

Лабастье: Общество начало работать в России почти 20 лет назад, и за прошедшие годы численность организации росла быстрыми темпами. Однако общее количество членов SPE в России пока еще остается довольно скромным по сравнению с другими странами, добывающими углеводородное сырье. Причины этому надо искать в истории страны: почти 80 лет Россия фак-тически находилась в изоляции, поэтому обмен техни-ческой информацией с западными странами был крайне ограниченным.

Сегодня ситуация совсем иная, и взаимообмен про-исходит совершенно свободно. В прошлом году коли-чество членов SPE в России выросло на 15% – это доста-

INTERVIEW

SPE 2011 President, Alain Labastie, Comments on SPE in RussiaАлен Лабастье, президент SPE в 2011, рассказал о работе SPE в России

PH

OTO

: P

YO

TR

DE

GTYA

RE

V /

ФО

ТО

: П

ЕТР

ДЕ

ГТЯ

РЕ

В

43


ИНТЕРВЬЮ


точно высокие темпы прироста. Интересно отметить рост членства среди молодежи. Похоже, что российские инженеры начинают понимать, что членство в SPE дает определенные преимущества. Думаю, что и в будущем численность Общества будет расти.

Нефть и газ Евразия: Не могли бы Вы проком-

ментировать возрастающее значение национальных

нефтяных компаний (ННК)?

Лабастье: На национальные нефтяные компании влияет деятельность независимых нефтяных компаний, что приводит к образованию неких «гибридных» орга-низаций – ННК, занимающихся коммерческой деятель-ностью. Подобные «трансформации» уже случались – в качестве примеров можно назвать Statoil и Petronas. Те же процессы будут происходить и в России. Помощь SPE в данном случае заключается в содействии развитию контактов между такими компаниями.

Нефть и газ Евразия: Чтобы активно работать

в российской нефтяной отрасли, необходимо владеть

русским языком. Справедливо ли данное утверждение в

отношении других стран? И в какой мере SPE учитыва-

ет это в своей работе?

Лабастье: Вы совершенно правы. Владение языком имеет очень большое значение. Поэтому ключевым сло-вом в SPE является «гибкость». Иначе говоря, мы стараем-ся удовлетворить нужды членов Общества в конкретной стране. Проблемы, связанные с владением языком, кото-рые возникают у нас в России, аналогичны тем, с кото-рыми мы сталкиваемся в Китае и в странах Латинской Америки. В рамках Общества действуют интернет-сообщества, где общение происходит на разных языках. Публикации Общества также выходят на многих языках. Мы учитываем потребности наших членов.

Нефть и газ Евразия: Как Вы прокомментируете

рост популярности конференций, проводимых SPE под

лозунгом «Умная энергия»?

Лабастье: Мы называемся Обществом инженеров-нефтяников, но среди наших членов есть геофизики, банковские работники и представители других профес-сий, в том числе специалисты в области информаци-онных технологий. Ведь несмотря на то, что основные технологии и специальности по-прежнему будут востре-бованы на месторождениях, интеллектуальные ресурсы приобретают все большее значение.

Нефть и газ Евразия: Что бы Вы хотели добавить

в заключение?

Лабастье: Конференция по разработке месторож-дений в осложненных условиях и Арктике, организо-ванная SPE, – первое мероприятие подобного рода, и нас осообенно порадовал тот факт, что она привлекла столь-ко участников. Очевидно, что международное сотрудни-чество крайне необходимо отрасли, и мы готовы предо-ставить для этого площадку. Подобный пример наглядно демонстрирует ту пользу, которую деятельность SPE может принести России.

Our primary mission is to provide access to high quality technology knowledge. We do that. And this event (Russian Arctic & Extreme Environments) is a good example of what we can offer to the oil industry in Russia. And staff also, Arctic operations will need a lot of highly skilled staff. SPE plays a role in this by interacting with academia on a variety of lev-els including continuing education.

Events organized by SPE play a role as well. To develop the Arctic will require collaboration between different coun-tires. SPE is non-commercial and non-political. We provide a neutral place to exchange ideas.

OGE: How active is SPE in Russia?

Labastie: SPE began its activities in Russia about 20 years ago. We have been growing fast but our overall num-bers in Russia are still modest in comparison with other parts of the world where hydrocarbons are produced. This is for historical reasons. As you know, Russia was isolated for 80 years and so there has been little technical exchange with the West.

This now is changing and we are seeing two-way traffic again. Last year, SPE membership in Russia rose by 15 percent which is a more or less high rate of growth. Interestingly, we have a lot of young members which means that Russian engineers are seeing the benefit of being SPE members. I expect SPE will continue to grow.

OGE: Can you comment on the rising importance of

National Oil Companies (NOCs)?

Labastie: National Oil Companies are being exposed to the activities of the Independent Oil Companies (IOCs) and are becoming hybrids – NOCs with commercial activi-ties. This has happened elsewhere in the world. Statoil and Petronas are examples. And it will happen in Russia. SPE facilitates such growth and development in so far as SPE helps companies network with each other.

OGE: To work effectively in the Russian oil industry, it

is important to communicate in the Russian language. Is that

the case elsewhere in the world? And how sensitive is SPE to

this issue?

Labastie: Absolutely, language is important. The key word at SPE is flexibility. We adapt to the needs of our mem-bers locally. The type of language issues we have in Russia are repeated in China and in South America. We have online communities in different languages and other foreign lan-guage materials. We adapt to the needs of our members.

OGE: Can you comment on rising popularity of SPE’s

Intelligent Energy conference?

Labastie: Though we are called the Society of Petroleum Engineers, our community includes geoscientists, bankers and other professions including IT. While all of the basic technologies and skills will continue to be needed in the oil-field, brainpower is becoming more and more important.

OGE: Any final comments?

Labastie: This event, Arctic & Harsh Environments, is a first and we are very pleased with the attendance. There is obviously a strong demand in the industry for international cooperation and we are placed to offer such a forum for col-laboration. This a good example of how SPE can be of benefit to Russia.

44 Oil&GasEURASIA

Over the last years Rosneft Oil Company has con-ducted a great number of 2D/3D seismic surveys in order to prepare for drilling the prospective targets

located in the deepwater part of the Black Sea. The survey area is located in the Eastern Black Sea basin and is con-fined within the Shatsky Ridge and the Tuapse Trough.

The area is characterized by a complex structure of the target Maikop Sequence; the key tasks are to build a correct tectonic sketch of folds and associated faults, to discover traps in the underthrust part, to prospect for potential reservoir development zones. It is not possible to reliably

В последние несколько лет нефтяная компания Роснефть провела большое количество сейсмиче-ских работ 2D/3D с целью подготовки к бурению

перспективных объектов, расположенных в глубоковод-ной части Черного моря. Район исследований располо-жен в Восточно-Черноморском бассейне, в пределах вала Шатского и Туапсинского прогиба.

Район работ характеризуется сложным строением целевого майкопского комплекса, основными задачами являются построение корректной тектонической схемы складок и связанных с ними разломов, выявление ловушек в поднадвиговой части, поиск зон развития возможных коллекторов. Достоверное решение таких задач по 2D сейс-мическим данным в сложных сейсмогеологических усло-виях не представляется возможным, в связи с этим были проведены 3D сейсмические исследования. Интерпретация новых данных позволила детально изучить основные осо-бенности осадконакопления и предложить модель седи-ментации целевых комплексов.

Типы складок. На рубеже эоценового и олигоцено-вого времени, в связи с началом формирования горно-складчатого сооружения Большого Кавказа в пределах восточной части вала Шаткого начал формироваться флек-сурный прогиб – Туапсинский. Наиболее интенсивная складчатость наблюдается в течение последних 5 млн лет [1, 2]. Складчатость обусловлена формированием систе-мы субпараллельных взбросов-надвигов с поверхностью срыва в нижней глинистой части майкопской серии. Наиболее древние складки расположены в тыловой части Туапсинского прогиба в зоне примыкания к южному склону Большого Кавказа. Наиболее молодые – в запад-ной фронтальной части Туапсинского прогиба в области

SEISMIC INTERPRETATION

Three-Dimensional Geological Structure of Sedimentary BasinsBased on 3D Seismic Data Analysis

Объемная геологическая модель осадочных бассейновна основе анализа данных 3D сейсморазведки

Almendinger O.A., Mityukov A.V., Myasoyedov N.K., RN-Shelf-Yug Nikishin A.M., Department of

Geology, Lomonosov Moscow State University,

Hayduk V.V., Gubarev M.V., NK Rosneft-NTC

The article was reprinted from the Scientific and Technical Bulletin of NK Rosneft, “Issue 22, January-March 2011

Альмендингер О.А., Митюков А.В., Мясоедов Н.К., ООО «РН-Шельф-Юг»,

Никишин А.М., Геологический факультет, МГУ им. М.В.Ломоносова,

Гайдук В.В., Губарев М.В., ОАО «НК „Роснефть“»-НТЦ

Статья перепечатана из Научно-технического вестника ОАО «НК „Роснефть“», выпуск 22, январь-март 2011

Detachment foldsСкладки срыва (детачмент – складки)

Fault propagation foldsСкладки пропагации разлома

Pop-up folds | Pop-up складки

Fault termination | Окончание разлома

Flat | флэт

Ramp | рамп

Fig. 1. Possible types of the Tuapse Trough folds. ●

Рис. 1. Возможные типы складок Туапсинского прогиба. ●

45


ИНТЕРПРЕТАЦИЯ


сочленения последнего с валом Шатского. Анализ 3D сейсмических данных позволил прокоррелиро-вать тектонические нару-шения и выявить, что при развитии тектонических деформаций формируется два основных типа скла-док: складки пропагации разлома (то есть складки, связанные с ростом раз-лома) и складки срыва (детачмент-складки) (рис. 1, 2). На поздних стадиях формирования часть скла-док развивается по меха-низму pop-up (выталки-вания) с формированием бескорневых складок (рис. 1, 3).

Понимание механиз-ма образования складок и их классификация важны для восстановления исто-рии осадконакопления, для построения геологической модели. Складки пропага-ции разлома (рис. 1, 2) воз-

никают тогда, когда срыв, идущий по слою по простира-нию переходит во взброс или надвиг, секущий слоистость (так называемый рамп, то есть наклонный и секущий слои-стость разлом). В разрезе майкопской серии предполагает-ся наличие горизонтов с пластичными глинами. В глинах, в низах майкопа, проходит срыв или система срывов. По поверхности срыва под давлением, обусловленным разви-тием деформаций на Кавказе, майкопская толща и более молодые отложения начали скользить в направлении вала Шатского. При этом возникла серия взбросов или надви-гов, рост которых привел к формированию антиклиналь-ных складок над разломом.

Складки срыва (детачмент-складки) (рис. 1) возника-ют тогда, когда в нижней части много пластичных пород, а выше – более прочных. Если такую толщу сжимать со сры-вом в основании нижней пластичной толщи, то пластичная часть будет течь и являться поверхностью скольжения, а верхняя сминаться в складки без разломов. Главное отли-чие складок срыва от складок пропагации разлома в том, что складки срыва формируются вначале, а разломы их могут дополнительно осложнять. При образовании складок пропагации разлома формирование складки обусловлено наличием разлома. В реальности в разрезе Туапсинского прогиба зачастую встречаются комбинированные типы складок.

Большинство взбросо-надвиговых структур Туапсинского прогиба выражено в современном рельефе в виде подводных хребтов с относительным превышением над уровнем морского дна до 400-600 м (рис. 4). Это ука-зывает на то, что рост складок продолжается в настоящее время.

Процессы седиментации. С момента формирова-ния Туапсинский прогиб начал интенсивно заполнять-ся глубоководными турбидитными осадками. В пределах Туапсинского прогиба в майкопское время (олигоцен –

solve such problems based on 2D seismic data in complex seismic and geological conditions; in this respect, 3D seis-mic surveys were carried out. Interpretation of new data has allowed thoroughly studying the basic features of sedi-mentation environment and suggesting a model of target sequence sedimentation.

Types of folds. At the turn of Eocene and Oligocene and in connection with the start of formation of the fold-mountain structure of the Greater Caucasus, a flexure trough – the Tuapse Trough – began to form within the eastern part of the Shatsky Ridge. The highly folded struc-tures have occurred over the last 5 million years [1, 2]. The fold structures are associated with the formation of the system of subparallel upthrow/overthrust faults with the detachment surface in the lower shale part of the Maikop Sequence. The most ancient folds are located in the back-arch part of the Tuapse Trough inside the zone of border-ing with the southern shoulder if the Greater Caucasus. The most recent folds are located in the western forefront of the Tuapse Trough in the area of its jointing with the Shatsky Ridge. Analysis of 3D seismic data has allowed cor-relating tectonic faults and revealing the fact that two basic types of folds are formed during development of tectonic deformations: fault propagation folds (i.e. the folds associ-ated with a growth of a fault) and detachment folds (Fig. 1, 2). At late formation stages, a part of folds are developing by pop-up mechanism with formation of bottomless folds (Fig. 1, 3).

Understanding of the mechanism of fold formation and classification is important to reconstruct the history of sedimentation and to build a geological model. Fault prop-agation folds (Fig. 1, 2) occur when a detachment moving along the strike-oriented layer grades into an upthrow fault or an overthrust fault which shears the bedding (so called ramp, i.e. a slip fault which shears the bedding). Horizons with plastic clays are expected to be confined in the Maikop

Fig. 2. Example of a fault propagation fold: a) a fragment of 3D volume; b) proposed fold model; ●

c) three-dimensional image of structure surface and major faults.Рис. 2. Пример складки пропагации разлома: а) фрагмент сейсмического куба 3D; ●

б) предполагаемая модель складки; в) трехмерное изображение структурной поверхности и главных разломов.

a) b)б)

c)в)

46

#11 November 2011

SEISMIC INTERPRETATION

Oil&GasEURASIA

ранний миоцен) формируется осадочная линза, которая утоняется как в сторону Кавказа, так и в сторону вала Шатского. Данная линза заполнялась осадками, которые образовывались за счет эрозии горных пород, формирую-щих растущий ороген Большого Кавказа. Исходя из геоло-гических знаний о строении региона, результатов интер-претации 2D и 3D сейсморазведочных данных, а так же анализа сухопутных скважин и береговых обнажений был сделан вывод о том, что в разрезе участка исследований могут присутствовать элементы глубоководной системы осадконакопления – фаны, лопасти, каналы. Поступление осадков контролировалось разветвленной береговой систе-мой палеорек.

Появление 3D сейсмических данных позволило выя-вить и закартировать в пределах района работ основные части фанового комплекса – проксимальную с подво-

Sequence cross-section. A detach-ment or a system of detachments occurs in clays of low Maikop Sequence. The Maikop strata and recent deposits began to slip in the direction of the Shatsky Ridge over the detachment sur-face under the pressure associated with deformation development in the Caucasus. In these circum-stances a series of upthrow faults and overthrust faults occurred and their growth resulted in for-mation of anticlinal folds over the fault.

Detachment folds (Fig. 1) occur when there are lots of plastic rocks and lots of harder rocks above. If such a rock mass is compressed with a detachment at the bottom of the lower plastic strata, the plastic part will slip and appear to be a slipping surface while the upper part will collapse in folds without faults. The main difference between the detachment folds and fault propagation faults is the fact that the detachment folds are formed at the beginning while they can be additionally complexed by faults. During the fault propagation fold formation, the fold formation is associated with the presence of a fault. In fact, combined folds are frequently observed in the cross-section of the Tuapse Trough.

Most upthrown/overthrust structures of the Tuapse Trough are represented in today’s topography in the form

a) b)б)

c)в)

d)г)

e)д)

Profile 1Профиль 1



Fig. 3. Example of a pop-up fold: a, b, ●

c – fragments of the seismic vol-ume. They show changes in direction of the main fault, c) pop-up fold; d) three-dimensional image of the structure’s surface and major faults; e) proposed fold model.

Рис. 3. Пример pop-up складки: ●

а, б, в – фрагменты сейсмического куба. На них видно изменение направления главного разлома, в) pop-up складка; г) трехмерное изображение структурной поверхности и главных разломов; д)предполагаемая модель складки.

Fig. 4. Three-dimensional image of the seabed. ●

Рис. 4. Трехмерное изображение поверхности дна моря. ●

Fig. 5. The proximal part of the fan complex. Three-dimensional ●

image in a transparency cube.Рис. 5. Проксимальная часть фанового комплекса. Трехмерное ●

изображение в кубе прозрачности.

47


ИНТЕРПРЕТАЦИЯ


дящими каналами (рис. 5), центральную с осевыми кана-лами (рис. 6), и дистальную, представленную покровами. Понимание строения фана является ключевым моментом в картировании коллекторов по площади. В зависимости от того, в какой части находится ловушка: проксимальной, центральной или дистальной, определяются ее перспек-тивы. Эта задача была одной из основных при анализе 3D сейсмических данных.

Было выявлено, что с течением времени наблюдается изменение ориентации фанов в плане. Для интервалов нижнего и среднего олигоцена ориентация фанов характе-ризуется северо-западным простиранием, т.е. параллельно современному положению береговой линии (рис. 5). Это, в свою очередь, позволяет надеяться на доминирующее раз-витие в указанном интервале осадков, выносимых палео-долинами рек Мзымта и Бзыбь. Указанные реки брали свое начало в районе центрального Кавказа, где развиты обшир-ные выходы гранитных массивов, являющихся наилучшим источником для формирования кварцевых песчаников, наблюдаемых в разрезах береговых обнажений и сква-жин Сочи-Адлерского сухопутного района. Для интервалов верхнего олигоцена – нижнего миоцена (верхняя часть майкопской серии) характерно изменение направления фановых комплексов. Тела фанов и их лопасти ориен-тированы под острым углом к береговой линии (рис. 6). Возможно, это обусловлено формированием дополнитель-ных источников сноса в районе Северного Кавказа.

Заключение. (1) Использование сейсмических дан-ных 3D для построения геологической модели и заложения скважин является необходимым условием в районах со сложным сейсмогеологическим строением. (2) В результа-те работ были детально проанализированы целевые интер-валы разреза, построена модель тектонических нарушений, проведен фациальный анализ. (3) Выявлены интервалы и зоны наиболее вероятного распространения коллекторов. (4) Проведенные работы позволили построить детальную геологическую модель изучаемой территории.

Литература.Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва, Научный мир, 2007, 172 с.Туголесов Д.А., Горшков А.С., Мейснер Л.Б., Соловьев В.В., Хахалев Е.М., Акилова Ю.В., Акентьева Г.П., Габидулина И.Н., Коломейцева С.А., Кочнева Т.Ю., Перетурина И.Г., Плашихина И.Н. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины. Москва, Недра. 1985, 185 с.

of underwater ridges with a relative increase of seabed level of up to 400-600 meters (Fig. 4). This indicates that the fold growth is currently ongoing.

Sedimentation Processes. Since its formation, the Tuapse Trough has been extensively filled with deepwater turbidite sediments. Within the limits of the Tuapse Trough the Maikop time (Oligocene – early Miocene) saw the formation of a sedimentary lens which is thinning both towards the Caucasus and in the direction of the Shatsky Ridge. This lens was filled with sediments that had been formed by erosion of rocks forming the growing orogenic belt of the Greater Caucasus. Based on geological knowl-edge on the structure of the region, results of 2D and 3D seismic data interpretation as well as the analysis of land well data and coastal outcrops, it was concluded that the study area cross-section may include elements of deepwa-ter depositional systems – fans, lobes, channels. Sediment supply was controlled by a dendritic coastal system of paleorivers.

The acquired 3D seismic data allowed identifying and mapping the main parts of the fan complex within the study area – proximal part with feeder channels (Fig. 5), central part with axial channels (Fig. 6), and distal part pre-sented with covers. Understanding of the fan structure is the key in mapping of reservoirs over the area. Depending on which part the trap is in – proximal, central or distal, the trap prospects are determined. This problem was one of the key tasks in the analysis of 3D seismic data.

It was found that the change in the fan orientation in plan view is observed over time. For the intervals for lower and middle Oligocene, the fan orientation is characterized by northwest strike, i.e. parallel to the present-day posi-tion of the coastline (Fig. 5). This, in turn, allows relying upon dominating development of sedimentation carried by paleovalleys of the Mzymta and Bzyb Rivers. These rivers have their origins in the central Caucasus with the devel-oped extensive outcrops of granitic masses which are the best source for formation of quartz sandstone observed in cross-sections of coastal outcrops and boreholes of Sochi-Adler land area. Intervals of Upper Oligocene – Lower Miocene (upper part of the Maikop series) are character-ized by the change of fan complex direction. Body of fans and their lobes are oriented at an acute angle to the shore-line (Fig. 6). It is probably due to the formation of addi-tional sources of drift in the North Caucasus.

Conclusions. (1) The use of 3D seismic data to con-struct a geological model and to locate wells is a necessary condition in the areas with complex seismological struc-ture. (2) As a result of the work, target intervals of the cross-section were analyzed in detail, the tectonic fault model was constructed, and facies analysis was carried out. (3) Intervals and zones of the most probable development of reservoirs were identified. (4) The completed work allowed to build the detailed geological model of the study area.

References.Afanasenkov A.P., Nikishin A.M., Obukhov A.N. Geological Structure and Hydrocarbon Potential of the Eastern Black Sea. Moscow, Nauchny Mir, 2007, 172 pages.Tugolesov D.A., Gorshkov A.S., Meisner L.B., Soloviev V.V., Khakhalev E.M., Akilova Yu.V, Akentieva G.P., Gabidulinf I.N., Kolomeitseva S.A., Kochneva T.Yu., Pereturina I.G., Plashikhina I.N. Meso-Cenozoic Tectonics of the Black Sea Basin Sediments Moscow, Nedra. 1985, 185 pages.

Fig. 6. Central part of the fan complex. ●

Рис. 6. Центральная часть фанового комплекса. ●

48 Oil&GasEURASIA

First Coiled Tubing strings were created in mid-1940s in UK but Coiled Tubing Service as oilfield business began developing in Russia in late 1990s. Since then

and until now absolute majority of CT units (CTU) still based on use of hydraulic systems as safe, flexible and con-venient way to transmit power. Controls of most currently used CT units consist of multiple hydraulic valves located in CTU Control Cabin (CTU CC) and other components, and work of valves predetermined by initial pre-set values. Main advantages of hydraulic-based CTUs such as flexibility, reli-ability and relative simplicity of hydraulic systems are often compromising with inability for adaptation in changing environment conditions, inaccurate range of settings of the hydraulic components, bulky design which affects on logistics and job preparation, rig-up and safe job execution. Most of the issues caused by hydraulics-based architecture of CTUs itself. Maintenance for such type of CT units based on time intervals and procedures only. Automated control systems implemented very seldom or not implemented at all on the most of such units so CTU operator doesn’t have ability to know current conditions of main systems.

Safety systems and ergonomics have been changed significantly over last years and now they are essential parts of oilfield service equipment. Unfortunately such advance features can be seen only in newest generation of CTUs when absolute majority of traditional CT units were designed in 1980–1990 when electronics was poorly and seldom used in CTU design for automated safety system control functions. In the most of the cases design of con-ventional hydraulic-based units cannot be easily upgraded for new automated features, or will require substantial investments.

All of listed issues lead to excessive injury rate during job executions and rig up, accidents, increase rig-up and rig-down time, limiting use of such types of CTUs in offshore operations due to bulky design and excessive weight. Also absence of automated control systems leads to more fre-quent rate of equipment failures in comparison to new CT units. It has been very challenging to keep minimum parts stock and order directly from manufacturer due to some of models production has discontinued, when another mod-els are significantly modified. Finally that leads to extended lead time for parts and main components to remote loca-

Первые гибкие НКТ были созданы в середине 1940-х годов в Великобритании, но как направление нефтяного сервиса КТ начал активно развиваться в

России в конце 1990х. До недавнего времени, подавляющее большинство установок ГНКТ базировалось на использо-вании гидравлических систем – достаточно безопасных, гибких и удобных в прередаче мощности. Управляются такие установки посредством большого количества гидрав-лических клапанов, настроенных заранее на определенные режимы работы. При всех достоинствах гидравлических установок ГНКТ, существует ряд ограничений, обуслов-ленных в первую очередь архитектурой гидравлических систем – в возможностях быстрой адаптации к изменяе-мым условиям, в подготовке работ и логистике, монтаже и безопасном производстве работ на скважине. Техническое обслуживание таких систем базируется только на установ-ленных временных интервалах и регламентах. Системы контроля состояния систем либо внедрены слабо, либо вовсе отсуствуют, что не позволяет оператору отслеживать текущее состояние главных систем.

Системы безопасности и эргономика также претерпе-ли значительные положительные измененияв последние годы, и являются неотъемлемой частью сервисного нефтя-ного оборудования. К сожалению, подобные изменения / подобный прогресс можно отметить только на установках ГНКТ самого последнего поколения, тогда как подавляю-щее большинство традиционных установок были разра-ботаны еще в 1980–1990 годы прошлого века, когда элек-троника слабо применялась в автоматизации процессов. Чаще всего конструкция таких установок не может быть изменена, либо потребует значительных капиталовложе-ний. Все это приводит к повышенному травматизму при проведении работ, авариям, увеличивает сроки монтажа и демонтажа, ограничивает использование на морских плат-формах в виду избыточного веса и значительных размеров. Отсутствие систем самоконтроля ведет к более частым отказам в сравнение с новыми установками. Существуют сложности с поддержанием складского запаса запчастей по причине устаревания конструкции, снятия с производства и модернизации подобного оборудования производителя-ми, что в свою очередь увеличивает сроки доставки запча-стей на удаленные локации, каковыми являются морские платформы.

COILED TUBING

New Edge of Safety in Coiled Tubing Operations with X-11* CT UnitНовый уровень безопасности в операциях с ГНКТ на установках X-11*

Victor Lyashkov, Service Quality Engineer in Houston Conveyance and Surface Equipment, Schlumberger

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

компании Schlumberger, Хьюстон

49


ГНКТ


tions, such as offshore platforms. At the end, all minor and major functions of control are dedicated to CTU operator and relay on reaction speed, knowledge and experience without cross-check of taken decision by automated control system.

The results of investigations dem-onstrate that many of catastrophic acci-dents during well intervention caused by “human error” can be simply eliminated by implementation of new generation of safety systems.

During “typical”, “standard” type of jobs attention of CT unit operator must be dedicated by 100 percent for control of the main parameters of CTU such as CT weight, circulation pressure, wellhead pressure, pump rates, CT depth and more. Lack of control is unacceptable – results and consequences can be catastrophic, especially for offshore operations. Under specific circum-stances control on the well can be lost as well.

In nowadays safety is the fundamental key in planning for oil operators as well as for service companies. Sufficient level of Safety normally has been achieved by utilization of appropriate equipment with specific safety features, by training and certification of personnel. Even though, based on “human error” risks in routing operations with CT units still exist. Coiled Tubing Service (CTS) is differs from many other type of services due to its work regime is 24-7-365, where circadian rhythm and fatigue have major impact on overall safety level in the crew. So based on experience of 60 CT locations, 350 professionals and 60,000 jobs in different countries, new generation of CTU – X-11* – was specially designed to address for all listed challenges and increase overall safety level at job preparation and logistics, rig-up and rig-down , the safer job execution and improved maintenance.

Modular design with combination of all best function-alities of hydraulic and electronic systems, controlled by computers gives ability to implement idea to active auto-mated process control.

Logistics and Job Preparation for X-11There are numbers of differences between land and

offshore well intervention with CTU. Limited capacity of mechanical-lifting machines, challenges in spare parts delivery, bulky design of conventional CTU, challenges and time concerns for CT pipe exchanges on platform between runs – these and other limitations stimulated of Schlumberger engineers to develop SLB-own modern modular CT unit with much less footprint. In addition, to reduce required lifting capacity of offshore platform crane, main CT reel unit was split by two units – motorized base-ment and CT reel itself. Now each of the two units can be delivered to platform separately, with a lesser risk of dam-age and personnel injuries. Besides of that, it became pos-sible to change one CT reel by another with different type of CT pipe, faster and safer. Overall process of exchange now takes between 30 minutes and 1 hr, depends on spe-cific conditions. Logistics of spare parts also become easier due to their standardized nature and Schlumberger origins, when similar CTUs used on another Schlumberger loca-

В итоге, все функции контро-ля и безопасности возложены на оператора установки и зависят от скорости реакции, квалификации, опыта и знаний, без перепроверки действий оператора автоматизи-рованной системой безопасности. Результаты расследований аварий показывают, что большинство критических ошибок, в природе которых лежит человеческий фак-тор, могут быть исключены за счет внедрения современных систем безопасности.

Во время типовых работ вни-мание бурильщика ГНКТ в кон-трольной кабине на 100% часами приковано к контролю основных параметров работы, таких как вес ГНКТ, циркуляционное и устьевое давления, жидкостные расходы,

глубина спуска ГНКТ. Ослабление контроля недопустимо – последствия могут быть катастрофическими, особенно при работах на морских месторождениях. При определенных обстоятельствах потеря концентрации бурильщика может привести и к полной потере контроля над скважиной.

Сегодня безопасность является основой планирова-ния в нефтяных и сервисных компаниях. Это достигается благодаря использованию безопасного оборудования и обучению и сертификации персонала. И все же риски в монотонных работах с ГНКТ, обусловленные человеческим фактором, остаются. В отличие от других нефтепромыс-ловых сервисов, подразделения ГНКТ работают в режиме 24-7-365, где биологические циклы и усталость значитель-но влияют на общее состояние безопасности в бригаде. Повысить уровень безопасности производства работ с ГНКТ призвано новое поколение установок ГНКТ X-11*, в котором использован опыт десятилетий и анализ 60 тыс. операций с участием более 350 специалистов с 60 локаций в разных странах мира.

Логистика и подготовка к работе на X-11Существует ряд отличий между работами с ГНКТ на

суше и операциями на морских платформах и специали-зированных плавсредствах. Ограниченные возможности грузоподъемных машин (ГМП), дополнительные сложно-сти в доставке запчастей, крупные габариты стандартной установки ГНКТ, сложности и значительные затраты време-ни замены на платформе гибкой НКТ одного типоразмера на другой – эти и другие ограничения подтолкнули инже-неров Schlumberger создать собственную современную модульную установку значительно меньших размеров, что значительно упростило логистику установки.

Для снижения требований к ГПМ платформы, общая конструкция барабана ГНКТ установки X-11 была разделе-на на два узла: основание с приводом и барабан с гибкой НКТ. Теперь каждый из узлов может быть доставлен на платформу отдельно, с меньшим риском повреждения обо-рудования и травматизма персонала. Кроме того, появилась возможность безопасной и быстрой замены ГНКТ одного типоразмера на другой. Процесс замены занимает от 30 минут до одного часа, в зависимости от конкретных усло-вий. Логистика запчастей упрощена за счет использования собственных запчастей, используемых другими локациями

Fig. 1. Typical Rig-Up of X-11* CT unit. ●

Рис. 1. Типовой монтаж установки ГНКТ ●

X-11*.

50

#11 November 2011

COILED TUBING

Oil&GasEURASIA

Schlumberger. Усновные узлы имеют модульный дизайн, максимально адаптированный к быстрой замене и ремон-ту в условиях удаленной локации. В дополнение, благо-даря электронной системе учета теперь стало возможным отслеживать наличие запчастей на ближайших локациях, что также упростило логистику. Комплект установки ГНКТ X-11* состоит из нескольких транспортных модулей:

модуля контрольной кабины (Zoned II Control Cabin); ●

модуля блока мощности (Zone II Hydraulic Power Unit); ●

модуля барабана ГНКТ (Zone II Drop-In-Drum Coiled ●

Tubing Reel);транспортного модуля 1 – инжектора, опор инжекто- ●

ра, стриппера, поручней и проч. вспомогательного обо-рудования;

транспортного модуля 2 – направляющего гусака ●

с опорой, ПВО и системы дистанционного аварийного закрытия ПВО, нескольких лубрикаторов.

Безопасный монтаж модульной установки X-11Установка Х-11* была создана с возможностями упро-

щенной адаптации к различным морским конструкциям – морским платформам различных типов, баржам и прочим плавсредствам. Конструкция Х-11* сочетает в себе гибкость использования различных типоразмеров ГНКТ и инжекто-ров с временной эффективностью.

В условиях стесненности на морской конструкции, контрольная кабина может быстро и надежно монтиро-ваться поверх блока мощности HPU.

Блок мощности установки X-11 выполнен компакт-ным, с минимально-возможным количеством гидравличе-ских элементов, снижая тем самым общий вес. При этом стало возможным увеличить энергоемкость аккумуляторов ПВО на 50%.

Традиционно опасной, с нередкими случаями трав-матизма на большинстве традиционных установок ГНКТ, является операция запасовки гибкой НКТ в инжектор. На новой установке X-11 эта проблема решена эффектив-но и сама операция занимает считанные минуты. При этом риск травматизма от накопленной энергии ГНКТ

при изгибе практиче-ски исключен – основ-ную работу выпол-няет дистанционно-управляемая лебедка.

Еще одной осо-бенностью X-11* явля-ется использование барабана нового поко-ления X-11* DID Reel с концептом смен-ных катушек ГНКТ на моторизованном основании. Процесс замены одной катуш-ки на другую может быть завершен в тече-ние одного часа. Такая функция необходима при использовании на одной платформе гиб-ких НКТ различных типоразмеров, либо использование ГНКТ с геофизическим кабе-

tions. In addition, due to web-based system for spare parts control, it became possible to monitor required parts on nearest Schlumberger locations. Main assemblies and units have modular design, maximum adapted for quick replace-ment and repair on remote locations.

Design of X-11* are made flexible to use different types of CT injector heads and CT reels in time-efficient manner. A complete X-11* CTU set consists of few transport mod-ules:

Zoned II Control Cabin (CC); ●

Zone II Hydraulic Power Unit (HPU); ●

Zone II Drop-In-Drum Coiled Tubing Reel (DID Reel); ●

The first transport basket for the injector head, injec- ●

tor legs, stripper, handrails and miscellaneous equipment;The second transport basket for the gooseneck with ●

A-frame, BOP, risers and BOP control cart.

Improved Rig-up of Modular X-11 UnitX-11 CT unit was designed with its ability for better

adaptation for offshore constructions. X-11* CT unit with small footprint is easily adaptable for platforms, barges, spars, floaters, and tension-leg platforms.

To reduce space occupied by unit on offshore plat-form, Control Cabin can be mounted and locked on the Hydraulic Power Unit (HPU) – fast and secure.

HPU of X-11* is made as very compact and consists of minimal possible number of hydraulic components, mak-ing overall weight of X-11* lesser. It also helped to enlarge capacity of BOP accumulators by 50 percent.

CT stabbing in to the Injector Head usually is one of the most concerned operations during rig-up. Often this operation considered as high-potential for personnel injury operation. And on X-11* this issue was resolved by new hardware design for stabbing CT onto Injector with a hydraulic winch. Practically saying, risk of injury is exclud-ed as hydraulic winch is operated by remote control, and CT stab-in operation takes only minutes to complete.

Another feature on X-11* is developed and imple-mented in X-11* CT Drop-In-Drum Reel (CT DID Reel) in concept of replaceable CT drums with spooled-on CT pipe. Usually complete process to change of one DID Reel by another DID Reel takes less than an hour. Such ability is essential for off-shore operations when at same platform expected to be used more than 1 type of CT pipe - with or without wireline cables, fiber-optic conductors - for dif-ferent types of well intervention jobs and treatments. In general, splitting of one bulky and heavy CT Reel unit by 2 expanded flex-ibility of use new CTU during rig-up , reduced time of replace-ment one type of CT by another one, reduced number of spool-ing operations and welding on platform, reduced the fatigue of CT pipe usually associated with additional spooling operations.

In addition, on X-11* CTU all main systems and compo-

Рис. 2. Сертифицированная Zone II кабина управления установки ●

X-11*.Fig. 2. Zone II certified X-11* Control Cabin. ●

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ:

ПОСТАВКИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ЗАПАСНЫХ ЧАСТЕЙ

ПРОИЗВОДСТВО УЗЛОВ И ЗАПАСНЫХ ЧАСТЕЙ К БУРОВЫМ НАСОСАМ

СЕРВИСНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

НАШИ ЗАКАЗЧИКИ:

ООО «Газпром-Бурение»ООО «Уралмаш НГО Холдинг»ПГ «Генерация» ООО «БК Евразия»ООО «Сервисная Буровая Компания»Weatherford ЗАО «Оренбургбурнефть»ООО «Оренбургская Буровая Компания»ЗАО «Cибирская Сервисная Компания»ООО «ТД Лукойл»ООО «Башнефть-Бурение» Global Energy Azerbaijan Ltd.

ПЕРВОКЛАССНОЕ ПАРТНЕРСТВО!

ВМЕСТЕ - МЫ СИЛЬНЕЕ!

Адрес: Российская Федерация, 107023 г.Москва, пер.Мажоров д.10 стр.1

Тел./факс: +7 495 665 6060WWW.BURSNAB.COM

Пользуясь возможностью,

руководство компании сердечно

приветствует участников

конгресса на столь авторитетном

профессиональном форуме и желает

всем партнерам плодотворной

работы и высоких результатов!Ханларов И.Ф. Тарасов Д.Ф.

52

#11 November 2011

COILED TUBING

Oil&GasEURASIA

лем или оптоволокном в ОПЗ, промывках, освоениях, когда существует необходимость в замене ГНКТ. Разделение общего модуля барабана ГНКТ повысило гибкость уста-новки при монтаже и демонтаже, сократило время замены одного типа ГНКТ на другой, снизило количество пере-моток и сварки труб на платформе, снизило усталостный износ гибких НКТ, неизбежный при перемотке ГНКТ.

В дополнение, все основные узлы X-11* контролируют-ся центральным компьютером. Это значительно снизило риски аварий и травматизма персонала, обусловленные человеческим фактором – если компьютер распознает опасность или ошибку при производстве работ, автомати-ческие тормоза активизируется на инжекторе и барабане ГНКТ.

Более безопасное производство работ на X-11Гибкость, относительные надежность и простота

гидравлических систем часто ограничиваются минималь-ными логическими функциями – «да», «нет» и «или». Такие системы не могум адаптироваться к конкретным изме-няемым условиям, а в современной нефтяной промышлен-

ности элементарных логических функций недостаточно. В настоящее время контроль за все большим количеством монотонных операций человека доверяется компьюте-рам.

Операции на море предъявляют более жесткие требования к установкам ГНКТ, что продиктовано сверхмалым рабочим про-странством, удалением от базы и чрезвы-чайно высокой ценой ошибок. Сами по себе гидравлические системы не имеют функ-ций интеллектуального контроля процес-сов, и в этой области Х-11* имеет серьез-ные отличия от традиционных установок. Модульный дизайн в совокупности с эффек-тивным использованием свойств гидравли-ки и электроники, работающим под контро-лем центрального компьютера, позволил автоматизировать многие процессы.

Это позволило снизить общую нагрузку на бурильщи-ка и помочь более глубоко контролировать им процессы в скважине, повысив качество конечного результата работы и общий уровень безопасности работ. Основные особенно-сти систем контроля и безопасности на Х-11* таковы:

обеспечивается точный контроль по электронной ●

шине управления скорости и сил на ГНКТ в автоматиче-ском режиме, снижая риск аварии;

обеспечивается автоматический контроль за состоя- ●

нием тормозов на инжекторе и барабане ГНКТ, с выводом предупреждения о состоянии на дисплей;

обеспечивается автоматический контроль общего ●

состояния гидравлической системы – качества и утечек гидравлического масла, состояния фильтров, критических давлений во всех системах;

обеспечивается возможность работы с противовы- ●

бросовым оборудованием на 1 000 Атм, с отображением состояния плашек ПВО;

обеспечивается режим полуавтоматического запасо- ●

вывания ГНКТ в инжектор с использованием меньшего количества персонала;

обеспечивается традиционный способ закрытия ПВО ●

и стриппера при потере мощности HPU с помощью ручных резервных гидронасосов.

nents are controlled by central computer. Use of main computer significantly reduced risks of injuries and acci-dents caused by “human error”: in case of error detection by central computer brakes will be automatically applied in the injector head and CT reel.

Safer Well Intervention on X-11*Flexibility, relative reliability and simplicity of the

hydraulic systems are often limiting functionalities of sys-tem by logical “Yes”, “No” and “If”. Those types of systems cannot adapt for changing conditions, and in nowadays basic logical functions are not perfectly satisfy require-ments. Because of limitations of hydraulic systems, more and more control functions are dedicated for computer-based automatic control systems.

Especially if we talk about offshore operations where requirements bring higher level of safety – requirements are dictated by extremely limited work area, remote opera-tions and extreme cost of error.

The hydraulic system itself does not have any func-tion of intellectual process control, that’s why X-11* has significant advantages versus con-ventional CTU based on hydraulics only. Computer-controlled modu-lar design in conjunction with effective utilization of hydraulic and electric systems let to achieve automated processes control in most of them.

At the end it helped to mini-mize overall load for CT unit opera-tor when possible for better final job results, and increased safety level of operations with CTU.

Main features of automated system control on X-11* are as fol-lows:

The system operates with fly- ●

by-wire controls from the control cabin to all the major skids and pro-vides finite control of injector speed and applied forces in automated mode. It uses computer-controlled systems that eliminate pipe over-pulls and over-snub scenarios.

The system incorporates automatic hydraulic power ●

pump management.It can be configured to run up to 15,000 psi well-con- ●

trol pressure equipment.The system offers automatic fail-safe systems inte- ●

grated with brakes on reel and injector.New semi-automated CT pipe stabbing hardware min- ●

imizes the need to use personnel on height.The system uses traditional means to shut down BOP, ●

stripper and traction cylinders pressure with hand pumps in case of hydraulic power loss.

In addition to X-11* features listed above, much of engineering work was applied to improve of CT opera-tor’s workplace ergonomics. The CT control cabin on X-11* is highly developed area where main control sys-tem – OpsCAB* – takes automated control on the most of systems. In real-time mode all essential parameters will be displayed and controlled by computer. In some cases when value of any critical parameter will go out of the working range, alarm will be initiated and in some cases move-ment of CT pipe will be stopped, immediately and safely.

Fig. 3. Main screen of automated system ●

OpsCAB*.Рис. 3. Основной экран ●

автоматизированной системы OpsCAB*.

53


ГНКТ


The controlled parameters’ limits related to a CT string and well conditions may be easily changed in OpsCAB* for better situation control. Main system parameters are permanently monitored by tenth of sensors. As example, leaks of hydraulic oil will be detected on early stage and job execution may be altered without serious consequences. Another example is real-time monitoring of filters’ conditions with flashing-up alarms, including details on which specific filter to be replaced.

Significant difference of X-11* vs. con-ventional CT unit is that no hydraulic hoses connected to control cabin but instead the only by electrical cable. New concept lets simpler control of hydraulic power unit (HPU), CT reel and injector head and excludes hydraulic oil spills inside and outside of control cabin. It also significantly reduced time for rig-up and rig-down of X-11* system vs. conventional CTUs. Whenever possible multiple hydraulic hose combined into one big quick-connector. Only few seconds now required connect-ing all BOP hydraulic hoses bundle, reliably with no leaks.

In term of helping to monitor conditions of CT pipe, Stripper, Injector and other components, vide-control system was implemented. New important function of X-11* is ability to connect up to four video cameras for better CT operations visual control. By default two video cameras are pre-installed by manufacturer, from which one is PTZ (360-degree high resolution video) camera. It became very easy to read any remote gauge, watch the CT pipe surface or control any other remote modules just been seating in Control Cabin and sim-ply zooming required element. This function is essential in hazardous and remote installations of Injector Heads where dangerous gases present, or access is very limited.

Protection of CT operator from noise, combustible and dangerous gases achieved by well isolated pressurized Zone II Control Cabin equipped with purging system and alarm. In fact, noise has big impact on overall tiredness of field personnel, and noise reduction is another step for-ward to safer CT operations – ergonomics in X-11* is one of the best in industry.

Diesel engines on X-11* hydraulic power unit (HPU) equipped with Pyroban* explosion protection safety sys-tem. It will be simply impossible to start engine on HPU until it is safe to do so. In similar way “Pyroban” safety sys-tem controls engine during job execution.

If during job execution fill-up with diesel or hydraulic oil is required, some foreign objects and dust can come in to tanks. Based on extensive experience and to address this problem, X-11* was equipped with permanent hand pump with filter additional filters.

Combination of electronic and hydraulic systems utilizes all best functions from each of them, but in case of main computer or other electronics malfunction back-up controls can be used. They may be activated in any time and all electro-over-hydraulic valves may be overridden by CT operator manually. There are few different ways managing faulty element manually – backup systems on X-11* very similar to back-ups on conventional CT units.

The process of learning how to operate with X-11* is fairly simple and even newcomers can run with confidence CTU in couple of hours.

В дополнение к перечисленным, значи-тельные усилия инжене-ров Schlumberger были направлены на улучше-ние эргономики рабо-чего места бурильщи-ка. Контрольная кабина Х-11* является техноло-гичным и удобным рабо-чим местом, где главная система управления цен-трального компьютера – OpsCAB* – несет функции автоматического кон-троля за большинством систем и процессов. В режиме реального време-

ни все необходимые параметры выводятся и сравнива-ются компьютером с заданными. При несоответствии любого из контролируемых параметров система выдаст сигнал тревоги и, при необходимости, безопасно остано-вит движение ГНКТ. Контрольные параметры, связанные с конкретными условиями скважины, легко перенастраи-ваются, а основные системные данные контролируют-ся десятками датчиков. К примеру, утечки гидравли-ки обнаруживаются на ранних стадиях, предотвращая аварийные ситуации. Также осуществляется системный контроль фильтров гидравлики со всплывающими ука-заниями замены конкретного фильтра или масла. Еще одним отличием Х-11* является полное отсуствие гидрав-лических шлангов управления, идущих к контрольной кабине. Вместо этого приходит только электрический кабель шины данных. Новая концепция кабины управ-ления упростила контроль блока мощности, барабана ГНКТ, инжектора установки, полностью устранила воз-можность утечки гидравлики и сократила время монта-жа. На вспомогательном пульте управления ПВО “BOP Cart” несколько гидравлических шлангов объединены в укрупненные модули быстрого соединения – всего несколько секунд требуется для надежного соединения всех гидравлических шлангов к противовыбросовому превентору без утечек масла.

Решению проблем наблюдения за состоянием ГНКТ и стриппера была адресована установка видео-камеры. В кабине предусмотрена возможность вывода информа-ции одновременно с четырех камер на дополнительный дисплей. Изначально установка комплектуется двумя каме-рами, одна из которых PTZ (поворотная на 360 градусов камера высокого разрешения), что позволяет контроли-ровать даже удаленные приборы, модули и наблюдать за состоянием поверхности ГНКТ. Для этого нужно просто направить камеру на объект и «приблизить» на экране. Эта фунция необходима как на скважинах с удаленным рас-положением инжектора, так и на скважинах с содержанием опасных газов.

Защита бурильщика от шума, взрывоопасных и ядови-тых газов достигнута новой герметизированной кабиной с небольшим избыточным давлением внутри. Кабина обо-рудована системой очистки и сиреной тревоги для случаев разгерметизации. Доказано, что шум – одна из состав-ляющих, значительно влияющая на усталость персонала, и поэтому радикальное снижение шума является заметным шагом вперед к обеспечению безопасных работ с ГНКТ.

Fig. 4. X-11 BOP in ready to redress position. ●

Рис. 4. X-11 ПВО открыт и готов к переборке ●

плашек.

54

#11 November 2011

COILED TUBING

Oil&GasEURASIA

Эргономика кабины управления Х-11* одна из лучших в индустрии.

Дизельные двигатели в блоке мощ-ности (HPU) Х-11* оборудованы системой предотвращения взрывов Pyroban. Перед запуском система калибруется и двигатель блока мощности просто не запустится до тех пор, пока опасность не устранена. Соответственно, при появлении взрывоо-пасных газов двигатель будет остановлен.

Опыт показывает, что в ходе работы при дозаправке установки ГНКТ топливом или гидравлическим маслом, зачастую посторонние предметы и примеси могут попадать в бак. Эта проблема так же реше-на установкой дополнительного фильтра и ручного насоса, специально используе-мого только для дозаправки топливом или гидравлическим маслом.

Электронно-гидравлическая система X-11 управляется компьютером, но резерв-ная работа системы обеспечивается руч-ными насосами подкачки в ПВО и стрип-пер, в цилиндры обжатия цепей инжектора. Резервные системы управления установкой могут быть задействованы в любое время. Кроме того, все без исключения автомати-ческие электронные режимы работы при

необходимости могут управляться вручную бурильщиком. Резервные системы управления похожи на аналогичные резервные системы традиционных установок ГНКТ.

Все параметры работы при выполнениии на Х-11* опе-раций могут передаваться в текущем времени в офисы заказчиков или Schlumberger. Для этих целей контрольная кабина оборудована необходимыми аппаратными средства-ми, позволяющими выходить через служебную сеть SINet посредством спутника и транслировать данные в системе InterACT*.

Эффективное техническое обслуживание X-11 Качественное техническое обслуживание являет-

ся залогом надежной работы любой установки. Как и для большинства установок, в обслуживании X-11 предусмо-трены регламенты и временные интервалы обслуживания, но главным отличием является автоматический контроль состояния гидросистемы главным компьютером, который может выдать предупреждение о замене фильтров или масла раньше установленного интервала. Такие ситуации воз-можны и могут быть связаны с потерей свойств масла, появ-лением металлических частиц в масле или загрязненным топливным фильтром по независящим от оператора при-чинам. Таким образом, сохраняется возможность раннего предупреждения опасности и преждевременного выхода из строя элемента или крупного модуля установки X-11. Работа может быть безопасно остановлена для устранения причин, помогая избежать значительных простоев и ремонта доро-гостоящего оборудования.

Принципиально новый противовыбросовый превен-тор (ПВП или ПВО) имеет также улучшенную конструк-цию. При обслуживании, время открытия ПВО для замены уплотнений плашек составит всего несколько минут. Все шланги превентора одновременно подсоединяются в тече-ние нескольких секунд с промощью специального многока-нального соединителя, надежно и без утечек. Предпринятые

All jobs performed on this X-11* unit may be transmit-ted and real-time monitored in client’s or SLB offices. For that purpose сontrol сabin has equipped with all necessary hardware providing ability to access SINet network via sat-ellite from location and publish data on InterACT*.

Addressed X-11 MaintenanceEffective maintenance is the key of reliable work

for any machine. Similar to conventional CTU, X-11* has maintenance schedules and procedures, unless main com-puter will initiate alarm for filters or oil check, even before scheduled maintenance interval due. Such cases may occur. For instance, due to loss of property and contamination of oil and fuel for number of reasons. Now based on alarm events, there is possibility of earlier systems’ control to pre-vent premature failure of elements and modules, helping to avoid significant non-productive time events and repair of equipment.

Due to very compact design, some elements of X-11* CTU are difficult to access. To make maintenance work done in more convenient and time-efficient way especially when engine require additional checks, X-11* unit has abil-ity to remove engine out of power pack HPU rapidly when needed.

Newly redesigned blowout preventer (BOP) has improved design which lets to open rams for redress in only minutes when. This type of maintenance is regular and usually performed before each well intervention, so new design of BOP saves substantial amount of non-productive time. Hoses can be connected and disconnected in seconds for faster and safer rig up with no oil spills.

Modified electrically operated CT injector heads designed to work with sizes of CT pipe from 1-1/4 inches to 2-7/8 inches. Process to prepare injector head for dif-ferent size of CT string takes less than an hour. No injector opening is required.

Operating temperatures –20 degC to +48 degCHydraulic Power PackEngine emergency shutdown system;Emergency air intake shutdown;Automatic engine over-speed shutdown;Gas detector sensor;Hydraulic pumps – 250 hhp triple-stack gear pump;Three accumulators of 15 galUS;Length × width × height 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m;Weight 11,339.8 kg;Lifting certification DNV 2.7.1;Certification ATEX, CE marked, Zone II compliant.Control CabinCabin Pressure purged;Controls Process-controlled system;Data acquisition system CoilCAT* technology;External monitoring video camera system;Remote spooling, stripper, two others as required;Climate control 30,000-Btu cooling system;External view angle 270°;Length × width × height 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m;Weight 6,803.9 kg;Lifting certification DNV 2.7.1;Certification ATEX, CE marked, Zone II compliant.Drop-in Drum Reel systemLoading from top and front of power stand;Levelwind Floating arm suitable for all tubing sizes;Automated electronic over-hydraulic spooling control;

Drive system Chain drive;Reel swivel 15,000-psi rated;Circulating pressure transducer, Integral; Pig launcher and Ball-dropping ability;Tubing monitoring inspection - wall thickness / ovality;Tubing lubrication (external) automatic;Tubing lubrication (internal for corrosion mitigation);Fall arrester and work platforms for Levelwind access.Tubing Reel SpecificationsExternal diameter=142”;Core diameters can be 70” and 80”;Weight with empty spool 8,845.1 kg;Weight of empty spool 2,585.5 kg;Lifting certification DNV 2.7.1;Certification ATEX, CE marked, Zone II compliant.Injector specificationsHR 560 configuration 60,000 lbf pull, 26,000 lbf snub;HR 580 configuration 80,000 lbf pull, 40,000 lbf snub;HR 5100 configuration 100,000 lbf pull, 50,000 lbf snub;Hydraulics 5,000-psi circuit, condition monitoring system;Depth system Universal tubing length monitor;72-in gooseneck with overload protection system;100-in gooseneck with overload protection system;Metallic chip detection and temperature sensors;Fall-arrester Safety system;Lifting certification DNV 2.7.1;Certification ATEX, CE marked Zone l compliant.

General Specifications

55


ГНКТ


In comparison with traditional CT units, new design of levelwind is simple, reliable and effective solution for X-11* with concept of replaceable DID CT reels. It does not include rapidly mechanically-wear elements and can work with all sizes of CT pipes. Once calibrated for new CT size, no further adjustment is required – there is no clutch, no chain, and no sprockets. Main computer takes control on levelwind automated control and spooling. When required, CT operator can override levelwind by traditional way adjusting spooling with electronic joystick.

Last Years SummaryThe overall operations’ efficiency and HSE perfor-

mance met predefined objectives. Efficiency of revolution-ary concept with redesigned hardware has proven by results of 500+ jobs, performed on X-11* family of CT units with no single over-pull or pipe-kinking accident event, usually associated with routing CT operations. Learning to run CT pipe on X-11* is easy and quick – it may need about 2 hours for newcomers to operate X-11* with confidence. From another hand, X-11* CT unit is obviously very complex machine, and professional training is required for proper use, maintenance, troubleshooting and repair. For those purposes specialized courses are delivered at the Middle East and Asia Learning Center (MLC, Abu Dhabi) and field locations. Currently about 20 of X-11* Zone II offshore CT units work worldwide over last few years. Schlumberger engineers continuously work on X-11* improvement, some modifications have been already implemented.

Considering intensification of offshore operations, new generation of X-11* offshore coiled tubing units has found its place in such applications worldwide, including Russia’s sea shelves, due to enhanced level of safety stan-dards – a fundamental portion in design of new generation of CT units.

изменения в конструкции значительно сокращают общее непроизводственное время.

Установка Х-11* также включает модифицированные инжекторные головки, которые могут работать с размера-ми ГНКТ от 1-1/4 до 2-7/8 дюймов, управляемые электрон-но. Замена захватывающих блоков к использованию с дру-гим типоразмером ГНКТ может занять меньше часа. При этом разборка инжектора не требуется.

В сравнении с традиционными установками, новый укладчик трубы имеет более простую, надежную и эффек-тивную конструкцию, адаптированную к использованию с извлекаемыми барабанами ГНКТ разного размера и не содержит быстроизнашивающихся элементов. Регулировка и смена звездочек при переходе на использование ГНКТ другого типоразмера не требуется – конструкция X-11* значительно модернизирована. Достаточно всего одной электронной калибровки для данного типоразмера ГНКТ перед работой, так как нет сцепления, звездочек и цепей. Компьютер контролирует укладку, но при необходимости бурильщик может вмешаться в процесс традиционным способом, с помощью электронного джойстика.

В виду компактного расположения узлов и агрегатов, некоторые элементы находятся в труднодоступных местах и в Х-11* для этих целей предусмотрено быстрое извлече-ние двигателя в случае необходимости.

Подводя итоги последних летНовая установка Schlumberger X-11* содержит рево-

люционный концепт и использует передовые аппарат-ные средства; эффективность подтверждена в ходе более 500 работ. Поставленные задачи в области более высоких стандартов эффективности, промбезопасности и охраны окружающей среды достигнуты – за все время использо-вания X-11* не было зарегистрировано даже единичного случая превышения нагрузок на гибкую НКТ в ходе работ. Обучиться управлять этой установкой сможет за несколько

часов даже новичок, хотя очевидно, что специализированное обучение необходимо для квалифицирован-ного использования, обслуживания, поиска неисправностей и ремонта. Для этих целей обучение осуществля-ется в учебном центре Schlumberger – Middle East and Asia Learning Center (MLC, Абу-Даби) или с выездом на локации. Около 20 морских устано-вок Х-11* заняты в разных странах в течение последних лет.

Инженеры Schlumberger также продолжают работы по улучше-нию конструкции Х-11*, и в настоя-щее время существует несколько ее модификаций. Принимая во вни-мание интенсивное развитие мор-ского бурения, установки Х-11* уже сегодня задействованы в разработ-ках морских месторождений в раз-ных странах мира, включая Россию. И здесь необходимо отметить, что высочайший уровень безопасности установки Х-11* изначально был заложен при проектировании и соз-дании установки ГНКТ нового поко-ления.

Рабочие температуры от –20 C до +48 CБлок мощности HPUАварийная остановка двигателя;Аварийная остановка двигателя закрытием воздуха;Аварийная остановка двигателя при об/мин выше допустимых;Датчик наличия газа в воздухе;Мощность блока 250 гидр. л.с.;Три аккумулятора по 15 галлонов США каждый;Д × Ш × В 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m;Вес 11,340 кг;Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1;Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone II compliant.Кабина управленияКабина под давлением, очищающаяся;Система контроля за системами OpsCAB*Система сбора и регистрации данных CoilCAT*;Система видеонаблюдения на 4 камеры;Контроль намотки ГНКТ, стриппера+ 2 дополнительных;Кондиционер воздуха на 30,000-Btu;Угол обзора из кабины 270°;Д× Ш × В 3.05 m × 2.44 m × 2.59 m;Вес 6,804 кг;Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1;Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone II compliant.Модуль барабана ГНКТ DID ReelЗагрузка сверху и спереди у моторизованного основания;Трубоукладчик применим для всех типов ГНКТ;

Автоматический контроль укладки ГНКТ;Цепной тип привода барабана;Вертлюг высокого давления на 1000 Атм;Встроенный датчик циркуляционного давления;Внутренний манифольд с возможностью вброса пенной пробки;Прибор контроля диаметра и толщины стенки ГНКТ;Автоматический смазчик трубы ГНКТ;Система прокачки ингибитора корозии;Страховочная тросовая система для работы на высоте.Катушки ГНКТДиаметр барабана внешний – 142”;Диаметр основания барабана - 70” или 80”;Вес барабана с незаполненной трубой 8,845.1 kg;Вес барабана без трубы 2,585.5 kg;Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1;Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone II compliant.Инжекторная головкаТип HR 560, вытяжка 60,000 фунт, заталкивание 26,000 фунт;Тип HR 580, вытяжка 80,000 фунт, заталкивание 40,000 фунт;Тип HR 5100, вытяжка 100,000 фунт, заталкивание 50,000 фунт;Главный инж. контур 5000 psi, контроль за состоянием масла;Точный измеритель глубины, встроенный;Направляющий гусак 72” или 100”, с системой огран. нагрузки;Датчик температуры и состояния масла;Страховочная тросовая система для работы на высоте;Грузоподъемная сертификация DNV 2.7.1;Другие сертификаты ATEX, CE marked, Zone I compliant.

Технические данные Х-11

56 Oil&GasEURASIA

Over the last five years Russia bet heavily on Muammar Gaddafi. Until recently, the bet made sense. Gaddafi was the gatekeeper to Libya’s oil, and Russian com-

panies desperately wanted access to Libya’s upstream sec-tor. However, when Western governments turned against Gaddafi in the wake of the Arab Spring, Russia chose to continue backing the dictator. Now that the Libyan strong-man is dead and rabid anti-Gaddafi forces now hold sway in Tripoli, Russian companies are left wondering what Moscow’s support for Gaddafi now means for their pros-pects in Libya.

For over 40 years doing business in Libya meant doing business with Muammar Gaddafi. Under Gaddafi the struc-ture of the Libyan government was convoluted, somewhat esoteric, and always subject to change. However, everyone knew that ultimate power rested in the hands of the colonel who overthrew Libya’s king back in 1969.

In practice, the business climate in Libya during the Gaddafi era was not very different from many other coun-tries in the region. Companies had to play nice with the dic-tator to get a shot at doing business, and in Libya business almost always has a connection to the oil industry. Libyan crude has several natural advantages, including low recov-ery costs, low sulfur content, and proximity to European markets. There is also a lot of it; the country has the largest proven oil reserves in Africa.

В течение последних пяти лет Россия делала основную ставку на Муамара Каддафи, и эта стратегия, вплоть до недавнего времени, казалась наиболее разумной:

Каддафи контролировал доступ к ливийской нефти, а россий-ским компаниям очень хотелось эту нефть добывать. Поэтому Россия продолжала поддерживать Каддафи даже после того, как от него отвернулись бывшие западные «партнеры». Сегодня в стране «правят бал» ярые противники покойного диктатора, и российским компаниям остается только гадать, чем обер-нется для них былое сотрудничество Москвы и Триполи.

Учитывая, что режим Каддафи просуществовал более 40 лет, словосочетание «работать в Ливии» приобрело значение «работать с Муамаром Каддафи». Структура ливийского пра-вительства в тот период была сложной, понятной лишь посвя-щенным, и, к тому же, весьма изменчивой. Вместе с тем, все понимали, что высшая власть в стране сосредоточена в руках полковника, в 1969 году свергнувшего с престола короля.

В действительности, при Каддафи деловой климат в Ливии был почти таким же, как и в других странах региона. То есть, чтобы начать работать в стране, где любая экономи-ческая деятельность так или иначе связана с нефтью, сперва «надлежало подружиться» с диктатором. Но ливийская нефть казалась очень привлекательной – при низкой стоимости добычи она малосерниста и удобна для поставки на европей-ские рынки. К тому же, по доказанным запасам нефти Ливия занимает лидирующее положение в регионе.

MARKETS OUTLOOK

Paying Off a Losing Bet

Расплата за проигрыш

Mark Pabst Марк Пабст

PH

OTO

: R

IA N

OV

OS

TI /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

Mark Pabst is a Senior Correspondent with Petroleum Africa Magazine. Based in the United States, Pabst has written on the African oil and gas sector for 10 years. His work has appeared in Petroleum Africa Monthly, World Oil, and Green Energy Reporter.

Марк Пабст – главный корреспондент журнала Petroleum Africa. Пабст, проживающий в США, уже в течение 10 лет освещает нефтегазовый сектор Африканского региона. Его статьи публиковались в таких изданиях, как Petroleum Africa Monthly, World Oil и Green Energy Reporter.

On April 16, 2008, Russian President ●

Vladimir Putin (left, front) signed the visitors book at Gaddafi’s Aziziya Gates residence in Tripoli. To the right – Muammar Gaddafi, leader of Lybian revolution.

16 апреля 2008 года президент ●

России Владимир Путин (слева) расписался в книге почетных гостей в государственной резиденции «Азизия» в Триполи. Справа – лидер ливийской революции Муамар Каддафи.

57


ОБЗОР РЫНКОВ


Gaddafi’s monopoly on power, combined with Libya’s staggering resource wealth, meant that many companies were willing to overlook the colonel’s abysmal human rights record and ties to international terrorists in exchange for access to opportunities in the upstream sector. When the United States and United Nations lifted the sanctions they had slapped on Gaddafi for his violent extracurricular activ-ities, oil companies flooded into Libya. All of them jockeyed for position in part by cozying up to the dictator.

For much of Libya’s modern history, American oil companies had monopolized some of the best acreage, but European firms managed to make inroads after UN sanc-tions against Libya were suspended in 1999, five years before the United States lifted its own, more restrictive, sanctions. While Russian companies were generally not in a position to compete with their European counterparts in the late 1990s, the end of all sanctions against the Gaddafi regime in 2004 coincided with the Russian oil industry’s adoption of a more international strategy. As a result, Russia’s best known oil companies all began courting Gaddafi with as much fer-vor as their European and American counterparts.

Gazprom, Tatneft, and LUKOIL all set their sights on Libya, with varying degrees of support from Moscow. Gazprom’s strategy to aggressively expand its resource base and gain access to new markets, led the company to make successful bids on acreage in 2006 and 2007 and swap assets with Germany’s BASF and Italy’s ENI to further increase its presence in Libya. The company also signed a memorandum of understanding with Libya’s National Oil Company (NOC) in 2008 that “pledg(ed) the parties (would) study the possi-bilities of implementing joint projects in the energy area.”

Despite Gazprom’s aggressive Libyan campaign, Tatneft, a much smaller company, actually beat Gazprom onto the Libyan upstream scene. Tatneft obtained the concession to develop a block in Libya’s Ghadames region, located about 500 kilometers south of Tripoli, back in 2005. The company then gained access to more Libyan acreage through a bid round at the end of 2006, and has undertaken a promising exploration campaign that only halted when open rebel-lion broke out against Gaddafi earlier this year.

Of course, things have not always gone smoothly for Russian companies in Libya. In 2007, the head of the LUKOIL Overseas Libyan office Alexander Tsygankov was detained in Tripoli without charge, though it was widely rumored at the time that the Libyan authorities suspected the LUKOIL exec of corporate espionage. Russian Foreign Minister Sergei Lavrov visited Tripoli shortly after Tsygankov’s detention to lobby for Tsygankov’s release. The Tsygankov affair not only highlighted the opaqueness of the Gaddafi regime, but the willingness of the Russian government to work with Gaddafi to keep the relationship between the Libyan strong-man and Russian oil companies mutually beneficial.

Lavrov was not the only high ranking Russian official to have contact with the Libyan government. During Gaddafi’s state visit to Moscow in 2008, the dictator met with Russian President Dmitry Medvedev, while officials from the NOC met with both officials from Russia’s energy ministry and the top brass of Russian oil companies. The Libyan leader even offered to host a Russian naval installation in Benghazi to protect his country against “American Imperialism.”

To be sure, Russia was far from the only country attempting to cozy up to the Gaddafi regime. German Chancellor Gerhard Schroeder travelled to Tripoli in 2004 to meet with the Libyan leader, British Prime Minister Tony

Абсолютная власть Муамара Каддафи, в сочетании с бога-тейшими природными ресурсами, в немалой мере поспособ-ствовали тому, что многие компании, ради доступа к ливий-ской нефти, готовы были закрыть глаза на систематические нарушения прав человека в стране и связи полковника с международными террористами. После отмены санкций, наложенных США и ООН на Ливию из-за агрессивной дея-тельности Каддафи, они устремились в страну и задабривали диктатора в надежде получить лучший «кусок пирога».

История современной Ливии свидетельствует о том, что американским компаниям удалось монополизировать ряд наиболее перспективных участков. Их европейские «коллеги» также «внедрились» в страну после приостановки санкций ООН в 1999 году – за пять лет до того, как США сняли соб-ственные, более жесткие, санкции. Представителям России в конце 1990-х было сложно конкурировать с европейски-ми компаниями. Однако в 2004 году российская «нефтянка» решила применить новую, более «открытую», стратегию, и это решение по времени совпало с полной отменой санкций против режима Каддафи. Как следствие, ведущие российские компании принялись заигрывать с Каддафи не менее рьяно, чем их европейские и американские «коллеги».

«Газпром», «Татнефть» и «ЛУКОЙЛ» пытались укрепиться на ливийском рынке, используя, хотя и в разной мере, под-держку государства. Благодаря своей стратегии, предусма-тривавшей активное расширение собственной ресурсной базы и выход на новые рынки, «Газпром» успешно участвовал в тендерах на нефтеносные участки в 2006 и 2007 году и обменялся активами с немецкой BASF и итальянской ENI, рас-ширив таким образом свое присутствие в Ливии. В 2008 году компания также подписала меморандум о взаимопонима-нии с Национальной нефтяной корпорацией Ливии (ННКЛ), согласно которому сторонам предписывалось «рассмотреть возможность реализации совместных проектов в области энергетики».

И все же, несмотря на столь активную «кампанию» на ливийской территории, «Газпром» уступил лидерство в секто-ре добычи и разведки менее крупной компании – «Татнефти». В 2005 году «Татнефть» получила концессию на разработку участка в районе Гадамес, примерно в 500 км к югу от Триполи. После участия в тендере в конце 2006 года, ей достался и более крупный участок. «Татнефть» успешно вела на нем развед-ку вплоть до начала открытого восстания против режима Каддафи.

Вместе с тем, нельзя утверждать, что в Ливии российские компании никогда не сталкивались с трудностями. В 2007 году руководителя ливийского офиса LUKOIL Overseas Александра Цыганкова задержали в Триполи без предъявления обвине-ния. При этом, однако, ходили слухи, что ливийские власти подозревают его в коммерческом шпионаже. Вскоре после ареста Цыганкова Триполи посетил российский министр иностранных дел Сергей Лавров с целью содействовать осво-бождению представителя «ЛУКОЙЛа». «Дело Цыганкова» про-демонстрировало не только закрытость режима Каддафи, но и готовность российского правительства сотрудничать с дик-татором ради создания благоприятных условий для работы нефтяных компаний в Ливии.

Лавров был не единственным высокопоставленным рос-сийским чиновником, вступавшим в контакт с правитель-ством Ливии. Во время государственного визита Каддафи в Москву в 2008 году диктатор встречался с президентом России Дмитрием Медведевым, а официальные лица ННКЛ – с чинов-никами из министерства энергетики России и с руководством российских нефтяных компаний. В ходе визита Каддафи даже

58

#11 November 2011

MARKETS OUTLOOK

Oil&GasEURASIA

предложил открыть в Бенгази пункт МТО для российских ВМФ с целью защиты Ливии от «американского империализма».

Очевидно, что не только Россия поддерживала отноше-ния с режимом Каддафи. Канцлер Германии Герхард Шредер встречался с ливийским лидером в 2004 году, британский премьер-министр Тони Блэр также встречался с Каддафи, а итальянский премьер Сильвио Берлускони даже называл пол-ковника «дорогим другом». Однако, в отличие от других стран, Россия продолжала поддерживать диктатора и после его угро-зы расправиться с повстанцами. Даже Берлускони, которому стоило больших трудов оставить своего «друга», пусть запо-здало, но осудил действия полковника и не предпринимал никаких попыток предотвратить действия ВВС НАТО.

Поддерживая Каддафи, Россия вела рискованную игру, но вначале эта игра приносила свои плоды. В марте наступление повстанческих сил на Триполи было остановлено, и Каддафи встретился с послами Китая, Индии и России. По имеющимся данным, для каждой из вышеперечисленных стран он предлагал возможность взять под контроль объекты нефтяной промыш-ленности, ранее принадлежавшие западным компаниям. Это предложение, широко освещавшееся официальным инфор-мационным агентством Ливии – JANA, по сути, представляло собой классический «маневр» Каддафи, использовавшего нефть с целью привлечения возможных международных союзников.

Сегодня Каддафи мертв, и власть в стране контролируют бывшие повстанцы. Однако складывается впечатление, что новое руководство страны вовсе не против воспользоваться «стратагемами» бывшего диктатора. В августе Абдельджалиль Майуф, отвечающий за информацию в подконтрольной повстанцам компании AGOCO, сообщил Reuters, что у них возникли «политические проблемы» с нефтекомпаниями из России, Китая и Бразилии и из-за этого у упомянутых ком-паний могут возникнуть сложности с доступом к нефтяным месторождениям. С российской стороны отдельные высказы-вания также способствовали нагнетанию обстановки вокруг положения российских нефтекомпаний в Ливии при новом режиме из-за поддержки, оказанной Каддафи Москвой. В частности, глава Российско-ливийского делового совета Арам Шегунц «подлил масла в огонь» своим заявлением Reuters в августе этого года: «Ливия для нас потеряна окончательно. Нашим компаниям не позволят здесь работать. Те, кто дума-ют иначе, ошибаются. Наши компании потеряют все, так как НАТО будет мешать их работе в Ливии». И хотя российские политические аналитики пессимизма Шегунца полностью не разделяют, многие из них согласились с тем, что поддержка режима Каддафи может дорого обойтись российским компа-ниям. Сергей Демиденко, эксперт Института стратегических оценок и анализа, в своем заявлении газете «Правда» выразил весьма распространенное мнение: «По-моему, в новой Ливии России не достанется ничего».

После падения режима Каддафи, в ННК заговорили о пересмотре контрактов, заключенных бывшим Ливийским правительством, что подкрепило позицию пессимистов, подобных Шегунцу. Однако на самом деле негативные послед-ствия в этом случае оказались не столь катастрофическими, как ожидалось. В конце октября Ливийский национальный переходный совет (НПС) обвинил «Газпром» в нарушении инвестиционных обязательств по договору, заключенному в годы правления Каддафи, и официальных представите-лей компании пригласили в Триполи для выяснения обстоя-тельств. Дело, в частности, касалось 60 ливийских студен-тов – будущих специалистов-нефтяников, оставшихся без финансовой поддержки в середине учебного года, после того, как «Газпром», якобы, перестал выделять средства на их обуче-

Blair subsequently held his own meetings with the dictator, and Italian Prime Minister Silvio Berlusconi went as far as referring to Gaddafi as “my dear friend.” However, Russia distinguished itself from the majority of countries courting Gaddafi when it refused to abandon its support for the dic-tator when he threatened to massacre Libyan rebels earlier this year. Even Berlusconi, who seemed genuinely pained to have to repudiate the colonel, belatedly condemned Gaddafi’s actions and did not attempt to block NATO air-strikes against Gaddafi’s forces.

Russia’s support for Gaddafi was a gamble that initially appeared set to pay off. When the rebel advanced toward Tripoli stalled back in March, the dictator met with ambas-sadors from China, India, and Russia and reportedly offered each country the chance to take over oil installations vacat-ed by Western companies. The move, widely reported by the official Libyan news agency JANA, was a classic Gaddafi gambit, designed to use oil to bolster his support among his perceived international allies.

However, with Gaddafi now dead and the former reb-els firmly in control of Libya, it appears the country’s new rulers may be willing to borrow a page from the former dictator’s playbook. In August Abdeljalil Mayouf, informa-tion manager at Libyan rebel oil firm AGOCO, told Reuters news agency that the rebels had “political issues” with oil companies from Russia, China, and Brazil, and that these issues could cost these companies when it came to access-ing opportunities in Libya. Some elements within Russia helped spread concern that Moscow’s support for Gaddafi would cost Russian companies now that a new order had taken over in Tripoli. Aram Shegunts, head of the Russian-Libyan Business Council helped fan the flames when he told Reuters in August, “We have lost Libya completely. Our companies won’t be given the green light to work there. If anyone thinks otherwise they are wrong. Our companies will lose everything there because NATO will prevent them from doing their business in Libya.” While Russian politi-cal analysts have been slightly less alarmist in their public comments than Shegunts, many have agreed with the basic sentiment that Russia’s decision to back Gaddafi will cost Russian companies. Sergei Demidenko, an analyst with the Russian think tank Institute of Strategic Assessment and Analysis summed up a prominent school of thought when he recently told Pravda, “I personally believe that Russia is not going to get anything in the new Libya now.”

Extreme pessimists like Shegunts were given credence when, after the fall of Gaddafi, the NOC began talking about renegotiating contracts signed by the former Libyan gov-ernment. However, the fallout has hardly been the disaster some people expected. In late October, the Libyan National Transitional Council (NTC) charged Gazprom with violat-ing its investment obligations under a Gaddafi-era contract and officials were summoned to Tripoli to discuss the mat-ter. Specifically, the problem involves 60 Libyan university students being trained to work in the oil sector who were left without funds halfway through their academic year when Gazprom allegedly failed to fund their training. While the issue is a simple one (and, in theory, simple to resolve), the message from the new Libyan authorities to Gazprom is clear: the new order is prepared to make changes to old agreements.

While such uncertainty is frightening for Russian com-panies, there are signs the Kremlin is already trying to mend its relationship with Libya’s new rulers. Although Russia was

59


ОБЗОР РЫНКОВ


late in recognizing the NTC as Libya’s legitimate authority, waiting until September to officially switch sides, unnamed sources have been widely quoted in news services claiming that Russian refined oil products were shipped to the rebels before Moscow recognized the new Libyan government. Moscow has also taken a very different tone than people like Shegunts and Demidenko in its official statements regard-ing Libya. In mid-September the Russian Energy Ministry announced that it had begun developing new initiatives to re-establish cooperation with Libya in the oil and gas sector. The same month Alexander Sukhov, head of the ministry’s department of international cooperation issued a state-ment saying, “Russia expects further fruitful cooperation in the energy field with Libya.” These statements jibe with what a Kremlin spokesman told Interfax when asked about whether Moscow was doing anything to mend its relation-ship with Libya’s new government. “We are not just having the intention, but undertaking practical measures,” he reportedly said.

While such statements are optimistic, they can also be seen as vague and self-serving. Moscow bet on the wrong horse in Libya’s political upheaval, and is now playing damage control. However, to dismiss Moscow’s attempts to patch up their relationship with Libya’s erstwhile reb-els would be a mistake. The reconstruction of Libya will require a great deal of money, and any democratically elected government operating under a modicum of trans-parency will feel the need to maximize revenue from hydrocarbons. This means that companies willing to cut the best deals with the new Libyan government may ulti-mately be the ones who benefit. Settling political scores may matter in the short term, but if both Russian compa-nies and Moscow can persevere through some tough times in the immediate future, they may get another chance at Libya’s upstream riches.

ние. Ситуация в данном случае достаточно про-ста (и решить пробле-му не составляет труда), однако для «Газпрома» действия новых пра-вителей Ливии имеют совершенно очевидный подтекст: старые согла-шения могут быть пере-смотрены.

Очевидно, что подобная неопреде-ленность не добавля-ет уверенности рос-сийским компани-ям. Однако, уже есть подтверждения того, что Кремль пытает-ся наладить отноше-ния с новым руковод-ством Ливии. Также, несмотря на то, что Россия официально признала НПС в каче-стве законной власти Ливии только в сентя-бре, информационные агентства широко цити-

ровали анонимные источники, утверждавшие, что повстанцы снабжались российскими нефтепродуктами задолго до этого события. Кроме того, официальные заявления, сделанные в связи с ситуацией в Ливии, по тону несколько отличаются от высказываний Шегунца и Демиденко. Например, в середине сентября Министерство энергетики РФ сообщило о том, что приступает к разработке новых инициатив, направленных на восстановление сотрудничества с Ливией в нефтегазовом секторе. В том же месяце Александр Сухов, возглавляющий отдел международного сотрудничества министерства, сде-лал следующее заявление: «Россия рассчитывает на дальней-шее плодотворное сотрудничество с Ливией в энергетиче-ской сфере». Эти заявления согласуются с тем, что сообщил «Интерфаксу» представитель пресс-службы Кремля в ответ на вопрос о возможности наладить отношения с новым ливий-ским правительством. «Мы не только намерены это сделать, но уже предприняли ряд практических шагов», – сказал он.

Однако, несмотря на оптимизм, подобные заявления представляются несколько неопределенными. У них также можно заметить и некоторую заинтересованность. Допустив ошибку в оценке сил в ходе политического переворота в Ливии, Россия старается по мере возможности исправить ситуацию. И нельзя недооценивать попытку Москвы нала-дить отношения с бывшими повстанцами. Восстановление ливийской экономики потребует значительных средств, и любому демократически избранному правительству, дей-ствующему с минимальной долей прозрачности, потребу-ется максимальная выручка от реализации нефти и газа. Соответственно, компании, заключившие выгодные сделки с новым ливийским правительством, в итоге могут оказать-ся в выигрыше. Сводить политические счеты в долгосроч-ной перспективе невыгодно, поэтому России и ее нефтя-ным компаниям надо лишь переждать трудные времена. И вполне возможно, что в будущем им вновь удастся получить доступ к нефтяным богатствам Ливии.

Oil terminal in Bregа. ●

Нефтяной терминал в городе Брега. ●

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

6060 Oil&GasEURASIA

Technology for Function and Structural Arrangement of the Relay Protection Equipment Installed in a Cabinet to Provide All Types of Electrical Protection of Devices, Buses and Cables

Технология функционально-конструктивного построения встраиваемой в ячейку релейно-защитной аппаратуры, обеспечивающей все виды электрических защит оборудования, шин и кабелей

Во всем мире на плавучих буровых платформах (ПБУ) давно исполь-зуется напряжение 6(10) кВ для электроснабжения сложного и энер-гоемкого технологического оборудования в электроэнергетических

системах (ЭЭС). Конструкция и габариты главных и вторичных распреде-лительных щитов напряжения 6(10) кВ определяются правилами электро-безопасности при использовании высоких напряжений и вековым опытом эксплуатации таких щитов в промышленности и электроэнергетике.

Примечания1 Напряжение уровня от 6 до 35 кВ определяется по ГОСТ как среднее.2 Напряжение уровня от 6 до 15 кВ определяется по Правилам РМРС

как высокое.При напряжении 6(10) кВ в щитах для коммутации главных цепей исполь-

зуются выключатели (в настоящее время чаще вакуумные), а все функ-ции защит реализуются в микропроцессорных (МП) устройствах релейных защит и автоматики (РЗиА).

МП РЗиА содержат следующие основные программно-аппаратные блоки:

– ввода измерительных сигналов (аналоговых сигналов тока, напряже-ния и неэлектрических параметров);

– ввода дискретных сигналов (потенциальных и беспотенциальных управляющих сигналов и выходов других устройств защит и управления);

– функций защит (сравнение со значениями уставок измеренных, вычис-ленных и введенных аналоговых и дискретных сигналов);

– вывода дискретных сигналов (управления выключателями и другими устройствами защиты и управления);

– вывода символьных сигналов (отработки управления, информации о параметрах и срабатывании защит);

– хранения данных (кратковременно на период обработки, длительно для передачи в другие устройства, постоянно).

МП РЗиА использует и обрабатывает низковольтные и низкоуровне-вые сигналы, поэтому от силовой части отделяется экранирующей оболоч-кой для исключения влияния мощных электромагнитных полей. Оболочка выполняется в виде шкафа релейной защиты (ШР), объединяющего все низковольтное оборудование ячейки.

AUTOMATIONAUTOMATIONADVERTORIAL SECTION

Floating drilling platforms have been using 6(10) kV for power supplying of complex and power-consuming process equipment within the struc-ture of electric power systems throughout the entire world for a long-

time. The design and overall dimensions of main and secondary switch-boards rated for 6 (10) kV are determined in compliance with the require-ments stated in the Electrical Safety Code, and taking into consideration many years’ experience in the sphere of operation and maintenance of such switchboards in industry in general and electric power industry in particular.

Notes1 Voltage rated for values between 6 and 35 kV is ranged as a medium

voltage as per GOST.2 Voltage rated for values between 6 and 15 kV is ranged as a high volt-

age as per RS Rules.Circuit breakers (mainly vacuum ones at a present day) are installed in

6 (10) kV switchboards designed for switching of main circuits, and all pro-tection functions are performed by microprocessor relay protection and automation units.

Microprocessor relay protection and automation units contain the fol-lowing main software and hardware modules:

– measuring signals input (analog signals for current, voltage and non-electrical parameters);

– discrete signals input (action potential and potential-free control sig-nals and outputs of other protection and control devices);

– protection functions (comparison with setting values of measured, calculated and entered analog and discrete signals);

– discrete signals output (control over circuit breakers and other pro-tection and control devices);

– symbol signals output (processing of control information, data on parameters and response of protections);

– data storage (short-term for a processing period, long-term for a transmission to other devices, constantly).

The microprocessor relay protection and automation unit uses and pro-cesses low-voltage and low-level signals, therefore it is separated from the power part by a shielding to exclude influence of powerful electromagnetic

“Novaya Era” CompanyAnatoly Neelov, head of department

Mark Tikhomirov, chief specialist Sergei Staroded, principal engineer

ОАО «Новая ЭРА»Анатолий Неелов, начальник отдела

Марк Тихомиров, главный специалист Сергей Стародед, ведущий инженер


АВТОМАТИЗАЦИЯАВТОМАТИЗАЦИЯРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Учитывая ограниченные пространства электрощитовых помещений, тре-буется принимать все возможные меры для сокращения габаритов распре-делительных щитов, что возможно только сокращением габаритов ячеек, так как структура щитов определена составом подключаемого оборудова-ния и требованиями безопасной эксплуатации.

В силовых отсеках при воздушной изоляции ограничения на сближения элементов имеют жесткий характер, определенный в первую очередь изо-лирующими свойствами воздуха и поэтому размеры этих отсеков не могут быть значительно сокращены.

Габаритные размеры ячеек определяются не только размерами устанавливаемых силовых элементов и минимизацией эксплуатаци-онных зазоров для обслуживания. Высота ячейки определяется с уче-том ШР, так как он устанавливается сверху на каркас силового шкафа. При этом органы управления и индикаторы требуется размещать на высоте 1 600-1 800 мм. Поэтому задача сокращения габаритной высо-ты ячейки может быть решена путем разработка компоновки сило-вых отсеков с односторонним (передним) обслуживанием и создание малогабаритного ШР.

Пространство в ШР, занимаемое МП РЗиА и дополнительными элемен-тами, и схемы управления выключателем ячейки и общещитовой автома-тики следует рассматривать по назначению элементов:

а) блок МП РЗиА, выполняющий функции измерений, защит, управле-ния и логических блокировок;

б) клеммы подключения внешних для ячейки аналоговых, электриче-ских и дискретных сигналов (сигналов от установленных вне щита измери-тельных трансформаторов и датчиков неэлектрических параметров, ввода-вывода дискретных сигналов для обмена информацией с подключенным к фидеру агрегатом, общих для всех ячеек щита электрических шин - пода-ча питания, передача общих дискретных и аналоговых сигналов блокиро-вок на группу ячеек);

в) клеммы подключения внутренних для ячейки сигналов (для сбора контрольных, аналоговых электрических измерительных сигналов и сигна-лов управления выключателем);

г) реле-повторители внешних и внутренних сигналов (для расширения дискретных входов и выходов блока МП РЗиА);

д) клеммы ввода-вывода цифровых сигналов (для связи с системой управления ЭЭС и локальными системами управления присоединяемых судовых агрегатов – источников и потребителей электроэнергии);

е) средства сигнализации, индикации параметров и органы управления на лицевой панели ШР.

Сокращения монтажных размеров ШР в основном могут быть выпол-нены за счет сокращения внешних и внутрищитовых клемм для дискрет-ных сигналов, а также применением малогабаритных реле, сокращением их числа и минимизации количества проводных связей, подключаемых к элементам визуализации и органов управления, устанавливаемых на двер-цу шкафа. Для этого микропроцессорное устройство должно состоять из блока РЗиА и панели РЗиА с дисплеем и органами управления, устанавли-ваемой на дверце шкафа.

Для уменьшения размеров ШР необходимо расширенное использова-ние цифровых связей от МП РЗиА одной ячейки к другим в соседних ячей-ках, а также к системе управления ЭЭС и к локальным системам управле-ния подключенных источников и потребителей.

Для минимизации требуемого пространства необходимо последова-тельно выполнить разработки и реализовать следующие решения, которые приведут к существенному снижению габаритов:

1 Исключить промежуточные клеммные коробки, реле-повторители и сократить монтажные жгуты проводов, учитывая цифровой принцип обра-ботки всех сигналов в МП РЗиА.

2 Сократить размеры блока МП РЗиА, разработав исполнение с основным процессором с набором наиболее важных защит (основные защиты электрических машин, трансформаторов и вторичных щитов) и сопроцессора для дополнительного набора защит (расширение защит,

fields. Shielding is represented by a relay protection cabinet (PC) that inte-grates all items of low-voltage equipment in the cabinet.

Taking the restricted space inside switchboard rooms into consider-ation, all reasonable measures must be taken to reduce overall dimensions of switchboards, that is admissible only by reducing cabinets’ dimensions, as the switchboards’ structure is defined by the structure of the equipment connected and the requirements for safe operation.

Limitations for approaching the parts in power compartments, if the air insulation is used, are severe. They are primary determined by insulating properties of the air and, hence, dimensions of these compartments can not be sufficiently reduced.

Cabinets’ overall dimensions are determined not only by the sizes of power parts installed and operational service space minimized. Cabinet’s height is defined by the relay protection cabinet as it is mounted on top of the power cabinet’s frame. Controls and indicators are required to be installed hereby at the height of 1600-1800 mm. Therefore, the problem of shortening of the cabinet’s overall height may be solved by designing of components inside power compartments with single-side (front) access and designing of a small-sized relay protection cabinet.

Space inside the relay protection cabinet occupied by the microproces-sor relay protection and automation units and optional parts, as well as control circuits for the circuit breaker of the cabinet and automation sys-tem for the whole switchboard are required to be reviewed in accordance with functions of its parts:

а) Microprocessor relay protection and automation module providing measurements, protection, control and logical blocking;

b) Connection terminals of external cabinet’s analog, electric and dis-crete signals (signals transmitted from the installed outside the switch-board measuring transformers and sensors of non-electric parameters, input/output of discrete signals for data communication with the unit con-nected to the feeder, common for all switchboard cabinets electric buses – power supply, transmission of common discrete and analog blocking sig-nals for a group of cabinets);

c) Connection terminals for cabinet’s internal signals (for collection of pilot, analog electric measuring signals and circuit breaker control sig-nals);

d) Slave relays for external and internal signals (for expansion of dis-crete inputs and outputs of the microprocessor relay protection and auto-mation module);

e) terminals for input/output of digital signals (for communication arranged with the Electric Power Supply control system and local control systems of ship units connected, i.e. power sources and consumers);

f) alarm and indication devices, controls located on the front panel of the relay protection cabinet.

Mounting dimensions of the relay protection cabinet can generally be decreased by reducing of external and internal terminals for discrete sig-nals, as well as by application of small-sized relays, reduction of their quantity and minimization of quantity of wire communications connected to visualization and control units being installed on the cabinet’s door. The microprocessor unit must thereto consist of a relay protection and automa-tion module and relay protection and automation panel fitted with a display and controls and installed on the cabinet’s door.

To decrease the sizes of relay protection cabinets, extended application of digital communications from the microprocessor relay protection and automation unit in one cabinet to other ones in adjacent cabinets, as well as to the Electric Power System control system and to the local control sys-tems of connected sources and consumers is required.

Designs are to be sequentially performed and the following solutions are to be successfully applied that will result in significant decrease of overall dimensions in order to minimize the space required:

1 Intermediate terminal blocks, slave relays should be excluded and wire harnesses should be reduced taking into consideration the digital princi-

6262 Oil&GasEURASIA

AUTOMATIONAUTOMATIONADVERTORIAL SECTION

применяемых для сложных агрегатов, в частности дифференциальной защиты с подключениями от удаленных измерительных трансформа-торов тока).

3 Сократить размеры клеммных коробок ввода-вывода блока РЗиА, для подключений использовать малогабаритные быстроразъемные сое-динения.

4 В основном использовать отделенные от блока дисплейные панели символьной визуализации сигналов и малогабаритные органы управления на лицевой панели шкафа.

Связи должны реализовываться через цифровые каналы для обме-на сигналами по современному протоколу GOOSE «Горизонтальный обмен между низовыми устройствами» (МЭК 61850), то есть работать в «мультимастерном» режиме. Единый для щита контроллер управле-ния щитом может также общаться по GOOSE либо служить «перехват-чиком» этих сообщений и при возникновении каких-либо отклонений от допустимого режима работы ЭЭС может выдавать управляющие коман-ды по своему алгоритму. В частности требуются:

– цифровая связь с системой управления ЭЭС, позволяющая резер-вировать каналы передачи управляющих, регистрационных сигна-лов (прием сигналов включения-отключения выключателя, отработ-ки полученной команды или сигнала о невозможности выполнить команду);

– цифровая связь с локальными системами управления агрегатов (дизель или турбогенераторов, мощных потребителей со сложной техно-логией пуска и останова, потребителей с большими пусковыми токами);

– цифровая связь с блоками РЗиА других ячейках щита (согласование управления и блокировок в щите);

– цифровая связь с единым контроллером щита, выполняющего обоб-щенные задачи управления нагрузкой (управление подачей электроэнер-гии на потребителей и контроль суммарного потребления от шин щита, управление переключениями источников на автономную и параллельную работу для обеспечения требуемой электрической мощности на шинах, управление запуском и подключением к шинам источников при необходи-мости увеличить мощность, а также отключением и остановом источников при излишке мощности).

В последние годы все разработчики цифровых технических систем стре-мятся сократить разнообразие протоколов низкого уровня и как можно быстрее свести информационный обмен к протоколам TCP/IP через Ethernet. Для достижения резервирования достаточно иметь межячейный обмен по GOOSE и дублированные Ethernet-линии связи (левый борт/пра-вый борт).

Для решения задач защиты и цифровых связей МП РЗиА должны иметь дополнительную производительность вычислительных средств и, кроме специализированных программных блоков защит, блок со свободно про-граммируемой логикой, достаточный на первых этапах развития для реше-ния следующих задач:

– выполнение привязки электронных блокировок к конкретному проек-ту щита для ЭЭС (обеспечение обмена большим количеством дискретных сигналов между МП РЗиА разных ячеек одного или нескольких щитов);

– вычисление баланса мощностей на уровне шин щита (мощность под-ключенных источников и потребляемая) с передачей сведений о дефиците или избытке потребляемой мощности;

– выдача сигналов управления процессом запуска и останова первично-го двигателя источника (дизеля или турбины) с синхронизацией при вклю-чении и разгрузкой перед остановом;

– управление процессом включения мощных потребителей с больши-ми пусковыми токами.

Цифровые связи с нижестоящими локальными системами управления агрегатами источников и сложных потребителей желательны по тем же GOOSE сообщениям, что и между ячейками, тогда достигается один уро-вень быстродействия, и основной блок РЗиА не загружается задачами быть «мастером» к какому-то чужому оборудованию.

ple of signal processing in the microprocessor relay protection and auto-mation unit.

2 Sizes of the microprocessor relay protection and automation mod-ule should be decreased having designed the type equipped with the basic processor and fitted with the combination of the most important protec-tions (main protections for electric machines, transformers and secondary switchboards), and the coprocessor for optional protection sets (enhance-ment of protections applied for complex units, particularly differential pro-tection fitted with connections to be made from remote measuring current transformers).

3 Sizes of input/output terminal blocks in the relay protection and auto-mation unit should be decreased, small-sized quick-disconnect connec-tors should be used.

4 Separate from the module symbolic signal visualization display boards and small-sized controls installed on the cabinet’s front panel should be generally used.

Communications must be arranged via digital data channels used for sig-nals exchange through the up-to-date protocol GOOSE “Horizontal Exchange Between Low-level Devices” (IEC 61850), i.e. operate in the “multimaster” mode. A common for the switchboard master controller can also communi-cate via GOOSE or be used as an “eavesdropper” of these messages and it is able to send control commands via its algorithm, when deviations from the permissible mode of operation of the electric power system occur. The fol-lowing types of digital communication are particularly required:

– with the control system of the electric power system that allows to provide reservation of data transfer channels for control and login signals (reception of signals for closing/opening of the circuit breaker, processing of the command or signal on failure of command execution received);

– with local units control systems (diesel or turbo-generators, powerful consumers possessing a complex start/stop technology, consumers with high-ampere starting currents);

– with relay protection and automation modules of other switchboard’s cabinets (matching of control and locking functions in the switchboard);

– with the common switchboard’s controller that performs generalized load control tasks (control of electrical supply to consumers and moni-toring of the total energy consumption from switchboard’s buses, control over switching of sources for off-line and parallel operation in order to pro-vide the electric power required on buses, control over starting and con-necting the sources to buses, if power increase is required, as well as con-trol over closing and stopping of sources in case of power excess).

Over the last years all designers of digital technical systems are seeking to reduce a variety of low-level protocols and arrange the information exchange by means of TCP/IP protocols via Ethernet as quickly as possible.

To achieve redundancy, the intercabinet exchange via protocol GOOSE and duplicated Ethernet communication lines (port side/starboard) are considered to be sufficient.

Microprocessor relay protection and automation units are to possess extra efficiency of computing facilities and, except specific software pro-tection units, be equipped with a module with the freely programmable logic to be sufficient for the first stages of development for solving the fol-lowing tasks:

– connection of electronic interlocks to the concrete design of the switchboard for the electric power system (provisions made for arrange-ment of discrete signals exchange in quantities between microprocessor relay protection and automation units of different cabinets of the same or several switchboards);

– calculation of power balances at the level of switchboard’s buses (power of sources connected and power intake) and transfer of information on deficiency or excess of the power consumption;

– output of control signals for starting and stopping of the prime engine of the source (diesel or turbine) with the synchronization when powered and unloading when stopped;


АВТОМАТИЗАЦИЯАВТОМАТИЗАЦИЯРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

– control over the process when powerful consumers with high start-ing currents are powered.

Digital communication with lower-level local control systems for units of sources and complex consumers are advisable via the same GOOSE-messages as the messages between cabinets. In this case the same pro-cessing speed is achieved and the main relay protection and automation module is not loaded by tasks to become “a master” for any other foreign equipment.

The listing has been given in accordance with upgrading of the micropro-cessor relay protection and automation units in respect of data exchange and their processing. Some tasks will be solved by a common switchboard controller providing digital communication from the microprocessor relay protection and automation units and external systems prior to a complete transition to computational capabilities of relay protection and automa-tion units.

The proposed technology is based on the experience gained by OJSC “NE” that takes an active part in design and supply of high voltage switch-boards (as per RS classification) for marine facilities. Main and second-ary switchboards that are assembled from cabinets intended for marine application of К-308 НЭ, К-309 НЭ, К-310 НЭ, К-311 НЭ types have been designed, certified by RS and delivered to a offshore ice-resistant fixed platform. Cabinets of К-313 НЭ and К-314 НЭ types have been designed for the main switchboard, certified by RD and delivered to the floating power generation plant. Cabinet of К-316 НЭ type has been designed in accor-dance with the internal (initiative) design and development work intended for marine application and can be used for various marine facilities.

Signal exchange is arranged between microprocessor relay protection and automation units and central control systems, control systems for generator units and consumers connected via electrical wire cable com-munication with duplication via digital channels in those switchboards assembled from the above mentioned cabinets. Imported microproces-sor relay protection and automation units are installed in switchboards, as the domestic units used in industry and power industry have failed the RS certification.

Federal Target Program «Development of the Civil Marine Engineering 2009–2016» includes actions as per i. 6.4.2 (Job package Integrated Power System) Development of new technologies and the equipment for high-reliability competitive integrated power systems for ships of var-ious types with application of modern element base. It takes a task to ensure import substitution of main components for 6 (10) kV switch-boards because Russian manufactures are dependent on foreign supplies by reason of missing of domestic manufacturers of microprocessor relay protection and automation units for marine projects.

The proposed within the Federal Target Program method of changing of production pieces of components manufactured in Russia for achieving of such level that enables to satisfy the marine requirements has been select-ed for reasons of cost minimization, but in any case it requires financing and concerned efforts.

NE’s technicians have carried out an analysis of possible scheme for interaction of microprocessor relay protection and automation units, selected types of protection and algorithms of circuit breakers control in switchboards required, determined the methods of source control in accor-dance with the total load and limitations of consumers’ starting powers.

Issues of interaction of switchboards with the upper and lower control level through Highway Addressable Remote Transducer Protocols and con-trol commands are being studied together with prospective suppliers of domestic microprocessor relay protection and automation units. Facilities for matching of heterogeneous data exchange units via a generalized con-troller that can provide processing of a summary data from the micropro-cessor relay protection and automation units and its transformation in compliance with the principles of data transfer protocols are being simul-taneously worked out.

Перечисление дано в порядке наращивания возможностей МП РЗиА по обмену данными и их обработки. До полного перехода на вычислительные мощности блоков РЗиА часть задач будет решаться в едином щитовом кон-троллере, с которым организуются цифровые связи от МП РЗиА и внеш-ними системами.

Предложенная технология основана на опыте ОАО «Новая ЭРА», актив-но выполняющей разработки и поставки щитов высокого (по классифи-кации РМРС) напряжения для морских объектов. Были разработаны, сер-тифицированы в РМРС и поставлены на морскую ледостойкую стацио-нарную платформу ГРЩ и вторичные щиты, собранные из морских ячеек типа К-308 НЭ, К-309 НЭ, К-310 НЭ, К-311 НЭ. Так же были разработаны, сертифицированы в РМРС и поставлены ячейки типа К-313 НЭ и К-314 НЭ для ГРЩ на строящийся плавучий энергоблок. Ячейка К-316 НЭ разрабо-тана по внутреннему (инициативному) ОКР для морского применения и может применяться для разных морских объектов.

В щитах, собираемых из этих ячеек, между МП РЗиА организован обмен сигналами с центральными системами управления, с системами управле-ния генераторных агрегатов и подключаемых потребителей по электри-ческим проводным кабельным связям с дублированием по цифровым каналам. В щитах используются импортные МП РЗА, т.к. применяемые в промышленности и энергетике отечественного производства не прошли сертификацию в РМРС.

Федеральной целевой программой «Развитие гражданской морской тех-ники на 2009-2016 годы» предусмотрено мероприятие 6.4.2 («Комплекс работ «ЕЭЭС») «Разработка новых технологий и оборудования высоконад-ежных конкурентоспособных единых электроэнергетических систем для судов различных типов с применением современной элементной базы», в которой определена задача импортозамещения основного комплектующе-го оборудования щитов напряжением 6(10) кВ, так как отсутствие отече-ственного производства МП РЗА морского исполнения ставит российских производителей в зависимость от зарубежных поставок.

Предложенный в рамках ФЦП способ доведения до морских требований производимых в России промышленных образцов покупных комплектую-щих изделий выбран из соображений минимизации затрат, но все равно требует финансирования и целенаправленных усилий.

В процессе выполнения работы специалистами ОАО «Новая ЭРА» был проведен анализ возможных структур взаимодействия МП РЗиА, выбраны необходимые защиты и алгоритмы управления выключателями в щитах, управления источниками по суммарной нагрузке и ограничений пусковых мощностей потребителей.

С потенциальными поставщиками отечественных МП РЗиА про-рабатываются вопросы взаимодействия щитов с верхним и нижним уровнем управления по цифровым протоколам передачи данных и управляющих команд. Одновременно прорабатываются средства согласования разнородных средств обмена данных через универсаль-ный контроллер, обеспечивающий обработку сводной информации от МП РЗиА и ее преобразование в соответствии с правилами протоко-лов передачи данных.

Центр новых технологий Surge (surgeaccelerator.com) предлагает 12-недельную программу обучения для всех желающих. Потенциальные участники должны быть конкурентоспособны, представить перспективный проект и значительный потенциальный рынок для своей продукции. В свою очередь, Surge – компания в Хьюстоне, шт. Техас – готова предложить более 40 семинаров по оптимизации бизнеса в сфере энергетики. Каждая из отобранных компаний сможет общаться с экспертами в данной сфере и получит $30 тыс. наличными.

Компании, прошедшие отбор, смогут отправить своих сотрудников (штат полностью или отдельных сотрудников) в Хьюстон для обучения в течение 12 недель. У компаний должна быть возможность использовать масштабирова-ние, они также должны иметь рабочие модели или прототипы своего продук-та. Определены три ключевые области, где требуются технологические решения: «Умная электросеть» (Smart Grid), «Реализация энергоносителей и управление рисками» (Energy Trading and Risk Management) и «Цифровое нефтяное место-рождение» (Digital Oilfield).

Предварительная регистрация проводится до 1 декабря 2011 года. Срок окон-чания регистрации 2 января 2012 года. Уведомления отобранным участникам будут отправлены до 12 января 2012 года включительно. Семинары пройдут с 1 марта по 24 мая 2012 года.

Проект «Умная электросеть» призван обеспечить взаимодействие электросе-тей и электроприборов для более эффективного использования электроэнер-гии и предвращения временного отключения электричества из-за перегрузки сети. Задача проекта «Торговля энергией и управление риском» – создать мощ-ные программы, которые объединили бы данные с месторождений с финансово-экономическими показателями компании. Программы должны анализировать и передавать оперативные данные с промыслов. Эта информация будет также использоваться инспекторами госведомоств для проверки на соответствие нор-мативам, а также акционерами для понимания текущих цен, кредитных и норма-тивных/операционных рисков. При разработке таких программ требуется глубо-кое знание отрасли, передовые IT- системы, подробный бизнес-план.

Проект «Цифровое нефтяное месторождение» обеспечивает анализ нефтяно-го месторождения с использованием четырехмерной сейсморазведки. Его кон-цепция заключается в том, чтобы исследовать потенциал месторождений, не при-бегая к традиционным методам. Благодаря используемым программам, участники рынка смогут получать данные в реальном времени. Свободный доступ к этим дан-ным поможет снизить промышленную стоимость всей нефтегазовой цепочки.

Дополнительная информация и анкета для участия в программе представлены на сайте компании Surge: surgeaccelerator.com.

The 12-Week ProgramSurge Accelerator, a Houston-based incubator for energy industry

technology software startups, is offering a 12-week program for appli-cants all over the world. Designed to help start-ups transition into capi-talizing companies, Surge Accelerator has slated a mentor-driven “boot camp” for aspiring entrepreneurs that will include:

$30,000 in cash ●

Mentorship by industry experts ●

Connection to the world’s energy ecosystem ●

Resources from leading service providers including: ●

Free banking from Silicon Valley Bank ●

Free cloud hosting and coaching from Rackspace ●

Legal setup with Andrews Kurth ●

Free financial modeling and recruiting by vCFO ●

Free office space and amenities by Red House Associates ●

Free software from Microsoft BizSpark ●

Entry into Houston Technology Center ●

Visa support for international companies ●

Applicants must have a strong proposition, lasting competitive advantage, and a large market for their product. In return, Surge companies can participate in more than 40 sessions with a curriculum specifically formulated to prepare businesses for the industry.

Companies need to be able to scale in an efficient manner and have a working model or an existing prototype of their product.

The 25 selected finalists are expected to relocate part or all of their team to Houston, TX from March to the end of May. Surge will provide Visa support for internation-al applicants.

Startups are encouraged to apply before the early application deadline, December 1, 2011, to receive additional consideration and to be invited to SURGE Lite, the one-day mini camp with SURGE mentors and staff.

Three Focus AreasEssentially, Surge is looking for companies with software that unifies information

technology with the energy industry.There are three key areas that need technology solutions: ●

Smart Grid Applications ●

Energy Trading and Risk Management and ●

Digital Oilfield ●

Smart grid is a global project with a purpose to enhance the efficiency, versatility and reliability of energy grids. The potential application areas within the smart grid are:

Distribution Automation ●

Data Analytics ●

Demand Response ●

Cyber Security ●

Carbon Management ●

Home Energy Management ●

Electric Vehicle ●

The energy trading and risk management field calls for feature-rich software to unite field data and financial trading of market-exposed companies. This software should deliver and analyze field data, which then would be used by government agencies to check for regulatory compliance. As well, financial stakeholders can use the data to better understand current prices, credit and regulatory/operational risks. In-depth industry knowledge, advanced IT systems and robust business processes are required to develop software for energy trading and risk management.

The digital oilfield is aimed at analyzing oil fields with modern technology such as 4-D seismic imaging. Digital oilfield technologies can assist industry professionals in examining potential fields without having to rely on traditional methods. Digital oilfield software would also generate production data for marketers and traders. Ready avail-ability of such data would impact economic value of the entire oil and gas chain.

The application deadline for Surge Acclerator is January 2, 2012. For additional information about SURGE and application for the mentorship program visit the Surge Accelerator website http://bit.ly/tsrrP3.

Surge Accelerator seeks software entrepreneurs to solve energy problems with software innovations

Surge Accelerator ищет программистов/предпринимателей для решения задач энергетики

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

+

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

Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.com/Russia

ììè

õ õ

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

2011-11

Documents

Transcript of 2011-11