ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

www.rogtecmagazine.com

16 Эксклюзивное интервью генерального директора

компании СПД

ГАРРИ БРЕКЕЛМАНСА журналу ROGTEC

Harry Brekelmans CEO of SPD,

talks exclusively with ROGTEC

+ Новости ТНК-БиПи, НК «Роснефть», ОАО «Стройтрансгаз» и многое другое

+ TNK-BP, Rosneft, Stroytransgaz + more

ROGTEC www.rogtecmagazine.com

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ - EDITORIAL

+34 952 880 952 [email protected]

Шеф-редактор Ник Лукан Editorial Director Nick [email protected]

Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырина Editorial Advisory Board Vyacheslav [email protected]

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ - SALES


Директор по продажам Даг Робсон Sales Director Doug [email protected]

ВЕРСТКА И ДИЗАЙН - PRODUCTION / DESIGN


Креативный дизайн Саул Хаслам Creative Design Saul [email protected]

УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ:

ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие

активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса,

как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и

транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и

в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан,

Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в

Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах

мира - €100.

Изменение адреса подписки:

Просим своевременно присылать письменные уведомления об

изменении адреса подписки на

[email protected].

Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из

журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения

от Mobius Group.

ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan. Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year.

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

Tel: +34 �52 880 �52 Fax: +34 �52 �04 230Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar

4

Низкотемпературные смазки и герметики марки Jet-Lube обеспечивают защиту

оборудования при температурах до -59°C.

Под маркой Jet-Lube также выпускается более десяти разновидностей компаундов для бурового

оборудования и герметиков для резьбовых соединений, рассчитанных на температуры до -55°C. Компаунды и герметики обладают преимуществами стандартных

материалов марки Jet-Lube и содержат добавки, обеспечивающие бесперебойную работу оборудования

в самых суровых климатических условиях.

+44 (0) 1628 631913

WWW.JETLUBE.COM

[email protected]Тел.: +7 (812) 448 0036Факс: +7 (812) 448 0034

КРАЙНЕ ЭФФЕКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯД Л Я КРАЙНЕ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

Низкотемпературные смазки и герметики марки Jet-Lube обеспечивают защиту

оборудования при температурах до -59°C.

+44 (0) 1628 631913

WWW.JETLUBE.COM

[email protected]Тел.: +7 (812) 448 0036Факс: +7 (812) 448 0034

КРАЙНЕ ЭФФЕКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯД Л Я КРАЙНЕ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР

Оптимизация Эксплуатации

Международная компания по оказанию инженерно-технических консультационных услуг

За дополнительной информацией обращаться по адресу:

Advantica LtdHolywell Park, Ashby Road, LoughboroughLeicestershire, LE11 3GR, UK

www.advanticagroup.comПовышение показателей безопасности и производительности

Тел.: +44 (0)1509 282525Факс: +44 (0)1509 283131Адрес электронной почты: [email protected]

Компания Advantica, входящая в группу GL, оказывает комплексные инженерно-технические консультационные услуги, выполняет проектно-конструкторские работы и предоставляет программные продукты, предназначенные для повышения эксплуатационной надежности и производственных показателей важнейших объектов, относящихся к основным фондам предприятий нефтегазовой отрасли. В течение более чем 30 лет компания Advantica сотрудничала с предприятиями в сфере безопасного сокращения затрат, оптимизации производственных показателей и продления срока службы основных фондов.

Недавнее слияние компании Advantica с подразделением компании Germanischer Lloyd, занимающимся обслуживанием производственных предприятий, привело к созданию компании международного масштаба, имеющей более 205 отделений в 75 странах мира и обладающей опытом и возможностями предоставления услуг, которые охватывают весь срок эксплуатации основных фондов. Независимый статус компании позволяет ей предоставлять заказчикам объективные рекомендации и содействие.

Планирование и техническая проработка проектов • Обеспечение эксплуатационной надежности основных фондов • Повышение производственных показателей • Технический контроль

Программный пакет OptagonTM компании Advantica позволяет добиться максимальной отдачи при эксплуатации сложных технологических комплексов в нефтегазовой промышленности.

Возможности программного пакета Optagon компании Advantica:• Оптимизация эксплуатации• Анализ технического риска• Количественная оценка коммерческого риска• Выявление оптимальных технико-экономических решений• Варианты решений для сложных технологических систем• Ранжирование инвестиционных приоритетов

www.rogtecmagazine.com6

Содержание ContentsВыпуск 16 Issue 16

56

ROGTEC

08 Инновационная геофизическая технология Innovative Geophysical Technology

16Уватская нефть: реальность и перспективы UVAT Oil: Reality & Prospects

24 Эксклюзивное интервью Гарри Брекелманса журналу ROGTECHarry Brekelmans talks exclusively to ROGTEC

38Технологии сварочно-монтажных работ на трубопроводахPipeline Welding and Tool Technology

50Проектирование трубопроводов. Часть 2Pipeline Planning: Part 2

56ROGTEC помогает детям нефтяниковROGTEC supports The Children of Oilmen

50НовостиNews

24


5624

Уважаемые читатели,Вы держите в руках первый выпуск журнала ROGTEC за 2009 год. Я надеюсь, что вы все успешно начали этот трудный год, и с надеждой и уверенностью смотрите в будущее.

Некоторое время назад я беседовал с руководителем эксплуатационных работ одной из компаний, осуществляющих разработку месторождений в Западной Сибири, и вот что он сказал относительно сегодняшней экономической ситуации: «Ник, дружище, не беспокойся, пойми две вещи. Во-первых, мы работаем в России, а во-вторых, наша отрасль застрахована от ограничений кредитования!» Иногда я спрашиваю себя, а не жалеет ли он о сказанном? В действительности отрасль находится в затруднительном положении, в некоторых областях бюджеты и проекты урезаны. Правда также и то, что в связи с неопределенностью, связанной со стоимостью нефти, никто не может предсказать, по крайней мере, с достаточной степенью уверенности, что ожидает нас в будущем. Большинство же сходится на том, что прекращение или сокращение инвестиций в нефтяную промышленность приведет к нехватке запасов нефти в ближайшем будущем. За этим последует резкое изменение цен на нефть и еще большая неопределенность. Так что будем надеяться, что инвестиции в течение ближайших нескольких кварталов вырастут, и ситуация, хотя бы внешне, нормализуется.

Что же касается журнала ROGTEC, то мы включили в первый в этом году выпуск эксклюзивное интервью с Гарри Брекелмансом, генеральным директором компании «Салым Петролеум Девелопмент». Помимо яркого изложения своего видения будущего, он также поделился соображениями относительно внедрения новых технологий для производства бурильных работ и рассказал о том, как гармонично западные технологии сочетаются с российскими «ноу-хау».

Мы также рады анонсировать новый совместный проект с компанией «Роснефть», в рамках которого в нашем журнале будут публиковаться серьезные технические материалы. В этом выпуске рассказывается об инновационных технологиях в области геофизических исследований. Компания ТНК-БиПи предполагает начать разработку Уватских месторождений с применением современных технологий и рассчитывает на успех там, где другим не удалось его добиться. Совместно с ОАО «Стройтрансгаз», занимающимся разработкой технологий сварочных работ на трубопроводах, мы представляем еще один проект, в рамках которого будут публиковаться материалы о региональных достижениях в области передовых технологий в нефтяной и газовой промышленности.

Ник ЛуканШеф-редактор издания

[email protected]

Dear Readers,Welcome to the first issue of ROGTEC in 2009; I hope all of our readers have had a good start to this challenging year, and are looking forward to the calmer waters that lie ahead.

I spoke a little while ago with an operations manager in Western Siberia, and on the subject of the current economic climate he said “Nick, don’t worry my friend, 2 things you have to consider; one we are in Russia, and two we are in a credit crunch proof industry!” I do sometimes wonder if he regrets these words. In reality, the industry has been suffering, indeed budgets and projects have been cut in some areas. It is also true that with the uncertainty surrounding the price of the barrel no one can actually predict, at least with any confidence, what will happen next. But what most people do agree on is that without continued and further investment in the oil field today we will suffer the consequences of supply shortages in the years to come. This will result in a spike in price and more uncertainty: let us hope investment increases during the coming quarters and we get back to some semblance of normality.

Back to this issue ROGTEC Magazine, we kick off the first issue of the year with an exclusive interview with Harry Brekelmans, CEO of Salym Petroleum Development; along with giving a great insight into their bright outlook for the future, he discusses technology implementation for their drilling activity and how western technology and Russian know how is working in perfect harmony.

We are also pleased to announce a new relationship with Rosneft which will see quality technology articles being published in our magazine; in this issue they look at their innovative geophysical technology. TNK-BP are looking at the development of the Uvat fields, using the latest technologies to succeed where others have previous failed. With Stroytransgaz also focusing on their pipeline welding technology, we have another great issue of the regions leading oil and gas technology publication.

Nick LucanEditorial [email protected]

КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРА EDITORS NOTE

Ждем Вас на выставке OTC. Наш стенд № 5031

7ROGTECROGTEC

8

ne of the most promising methods for solving the problem of predicting geologic section types and

reservoir permeability and porosity in crosshole space is spectral-time analysis (STAN). An innovative technology for complex spectral-velocity estimation (CSVE) in two- and three-dimensional crosshole space has been developed based on STAN and pseudo-acoustic transformations of seismic log data (Ye. A. Kopilevich, I. A. Mushin, Ye. A. Davydova and M. L. Afanasyev, 2000-2008); the technology makes it possible to determine geologic section types and reservoir permeability and porosity in crosshole space by a set of geophysical methods with mean accuracy of ~17% (including permeability) based on subsequent drilling data. The procedure and technology for determining reservoir permeability and porosity and predicted oil productivity in two- and three-dimensional crosshole space are based on the use of certified seismic spectral-time attributes (STA) and seismic volume spectral attributes (SVSA), pseudo-acoustic velocities (impedances), and their integrated interpretation using modern mathematical tools: artificial neural networks (multilayer seismic perceptron) and statistical spectral correlation algorithms.

Integrated analysis of certified STA, SVSA and pseudo-acoustic velocities (impedances) using statistical spectral correlation algorithms consists of selecting statistical, correlation and gradient curves of certified SVSA and VPAC, screening types and classification methods. Integrated analysis of attributes is performed on this basis, culminating in constructing data cubes and charting geologic section types (clusters) of productive oil deposits. The basis for selection of the mathematical algorithm for artificial neural networks (ANN) for

дним из наиболее перспективных методов для решения проблемы прогнозирования

типов геологического разреза и ФЕС коллекторов в межскважинном пространстве является спектрально-временной анализ (СВАН). На основе СВАН и псевдоакустических преобразований сейсмической записи разработана инновационная технология комплексного спектрально-скоростного прогноза (КССП) в двух- и трехмерном межскважинном пространстве (Копилевич Е.А., Мушин И.А., Давыдова Е.А., Афанасьев М.Л., 2000-2008 гг.), которая позволяет определять типы геологического разреза и ФЕС коллекторов в межскважинном пространстве по комплексу геофизических методов со средней точностью по данным последующего бурения ~17% (включая проницаемость). Методика и технология определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и их прогнозной нефтепродуктивности в двух- и трехмерном межскважинном пространстве базируется на использовании сертифицированных сейсмических спектрально-временных атрибутов (СВА) и объемных сейсмических спектральных атрибутов (ОССА), псевдоакустических скоростей (импедансов) и их комплексной интерпретации с помощью современных математических средств —исскуственных нейронных сетей (многослойный сейсмический персептрон, и статистических спектрально-корреляционных алгоритмов.

Комплексный анализ сертифицированных СВА, ОССА и псевдоакустических скоростей (импедансов) с использованием статистических

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Инновационная геофизическая технология определения типов геологического разреза и ФЕС коллекторов в трехмерном межскважинном пространствеInnovative Geophysical Technology for Determining Geologic Section Types, Reservoir Permeability and Porosity in Three-Dimensional Crosshole Space

Копилевич Е.А., Левин Д.Н.ОАО «НК «Роснефть»

Ye. A. Kopilevich and D. N. LevinRosneft Oil Company OJSC

O O

�ROGTEC

спектрально-корреляционных алгоритмов состоит в выборе статистических, корреляционных, градиентных характеристик сертифицированных ОССА и VПАК, видов их фильтрации и методов классификации. На этой основе проводится комплексный анализ атрибутов, завершающийся построением куба и карты типов геологического разреза (кластеров) нефтепродуктивных отложений. Выбор математического алгоритма искусственных нейронных сетей (ИНС) для комплексной интерпретации в принципиальном плане обусловлен тем, что искусственные нейронные сети, настроенные достаточно сложными алгоритмами, всегда дают результат лучше, чем оценки разделимости классов простыми вычислительными процедурами.

На рис.1 представлены спектрально-временные образы (СВО) для различных типов геологического разреза рифейских карбонатов на Куюмбинской площади в сопоставлении с соответствующими литологическими колонками и фотографиями шлифов. Очевидно синхронное изменение СВО типов разреза и их геологического облика. Благоприятными являются разрезы с максимальным развитием макротрещиноватости, так как они сохраняют основную продуктивность даже при заведомо неоптимальной технологии вскрытия и испытаний. К этой группе относятся 1-ый и 2-ой типы разреза. К группе средних относится 3-й тип разреза. Для данного типа характерно переслаивание доломитов, глинистых доломитов, песчаников и аргиллитов. Неблагоприятными считались коллекторы с ограниченным развитием макротрещиноватости – 4-й тип. Это обусловило не только ограниченность притоков пластовых флюидов, но и потенциальную возможность их снижения при неоптимальности методик вскрытия и испытания. 5-ый, глинистый тип разреза представлен аргиллитами в различной степени доломитистыми. 6-ой тип представлен доломитами. Это карбонатные грубообломочные отложения вдоль бортов грабена. Характерно наличие трещиноватости; трещины практически полностью залечены глинистым материалом, что отчетливо видно на фотографии шлифа.

integrated interpretation is the fact that artificial neural networks controlled by sufficiently complex algorithms always produce a better result than evaluations of the discriminability of classes by simple computation procedures.

Figure 1 shows spectral-time patterns (STP) for various geologic section types of reef carbonates at the Kuyumba site compared to the corresponding lithologic columns and cross-section photographs. The parallel changes in the STP of the section types and their geologic appearance is clear. Sections with maximum

ROGTEC

EXPLORATION


type 1 section

type 2 section

type 3 section

type 4 section

type 5 section

type 6 section

hole K-2porosity 1.38%

shale volume 0.041flow rate 177 m3/day

hole Yur-102porosity 2.25%

shale volume 0.116flow rate 40-97 m3/day


shale volume 0.066flow rate <2.7 m3/day


shale volume 0.185dry

hole K-15porosity 6.8%

shale volume 0.5-0.75dry

hole Mdr -156porosity 1.21%

shale volume 0.041dry

Рис. 1: Спектрально-временные образы, литологические колонки, кривые ГК и фотографии шлифов шести типов разреза карбонатных рифейских отложенийFigure 1: Spectral-time patterns, lithologic columns, gamma-ray logging curves and cross-section photographs of six section types of carbonate reef deposits.

первый тип разреза

второй тип разреза

третий тип разреза

четвертый тип разреза

пятый тип разреза

шестой тип разреза

скв. K-2пористость 1.38%глинистость 0.041

дебит 177 куб.м/сут

скв. Юр-102пористость 2.25%глинистость 0.116

дебит 40-97 куб.м/сут


дебит <2.7 куб.м/сут


сухо

скв. K-15пористость 6.8%

глинистость 0.5-0.75сухо

скв. Мдр -156пористость 1.21%глинистость 0.041

сухо

Все изложенное выше свидетельствует о том, что характер распределения сейсмической энергии в координатах частота-время на СВАН-колонках и их энергетических спектрах весьма специфический для разных типов рифейских отложений (рис.1). Это обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что каждый тип разреза имеет свой индивидуальный спектрально-временной образ, что соответствует различной литогенетической характеристике типов разреза, промышленной продуктивности, емкости, проницаемости и др. Отличие СВО позволяет картировать зоны развития выделенных 6-ти типов разреза по площади с построением соответствующей карты. Эта карта была подтверждена последующим бурением с фактической доверительной вероятностью больше 0.7, что является результатом высокого качества для столь сложных геологических условий.

Второй пример успешного внедрения инновационной технологии КССП в условиях карбонатного разреза представлен на рис. 2, где на Приразломной площади на шельфе Печорского моря построены кубы и карты ФЕС и типов геологического разреза высокоперспективных отложений нижнепермского возраста.

На карте типов геологического разреза (рис. 2А) наиболее крупная перспективная зона, расположенная между скважинами 1 и 3, совпадает в плане с контурами рифовой сейсмофации. Более мелкие подобные зоны, совпадающие с контурами рифовой сейсмофации, расположены к северу от скважины 3. На остальной территории картируются малоперспективные и неперспективные типы разреза.

Распределение значений гидропроводности горизонта I(Р1) (рис. 2В) в трехмерном пространстве свидетельствует о значительной вертикальной неоднородности, за исключением рифовых тел. Отметим, что ранее (до КССП) гидропроводность по данным сейсморазведки не изучалась. Таким образом, новая геологическая информация, полученная в результате применения технологии КССП, однозначно позволяет выделить области благоприятных типов геологического разреза и повышенных значений ФЕС — рифовые сейсмофации – в двух- и трехмерном пространстве.

Инновационная технология КССП оказалась весьма эффективной для изучения трещинных глинистых коллекторов баженовской свиты. Как известно, изучение этих отложений, а тем более прогнозирование их свойств по данным сейсморазведки, не всегда осуществимо и получаемые результаты неоднозначны, поскольку зачастую отсутствует устойчивая связь между

development of macrofracturing are advantageous, since they preserve their basic productivity even when the procedures for opening up and testing are patently non-optimal. This group includes section types 1 and 2. The average group includes section type 3. Interlayering of dolomite, shaly dolomite, sandstone and mudstone is characteristic of this type. Reservoirs with limited development of macrofracturing – type 4 – were considered unfavorable. This type features both limited inflow of formation fluids and the potential for reducing the inflow in the presence of non-optimal procedures for opening up and testing. Shaly section type 5 includes mudstone which is dolomitic to various degrees. Type 6 is made up of dolomites. These are coarse carbonate deposits along sunken block edges. The presence of fracturing is typical; fissures are almost completely filled with clay materials, as is clearly visible in the cross-section photograph.

All the information presented above indicates that the nature of the distribution of seismic energy in frequency-time coordinates in STAN columns and their energy spectra is extremely specific for the different types of reef deposits (Fig. 1). This circumstance makes it possible to conclude that each section type has its own individual spectral-time pattern, which is consistent with the different lithogenetic characteristics of the section types, commercial productivity, capacity, permeability, etc. The diversity of STP makes it possible to map the development zones of the 6 distinct section types according to area and plot a corresponding chart. The chart was confirmed by subsequent drilling with an actual confidence level of more than 0.7, which is a high-quality result for such complex geological conditions.

A second example of the successful implementation of the innovative CSVE technology in a carbonate section is shown in Fig. 2, where data cubes have been constructed and charts of permeability and porosity and geologic section types have been plotted for highly prospective Lower Permian deposits in the fault-line area on the continental shelf of the Pechora Sea.

On the chart of geologic section types (Fig. 2A), the largest prospective zone, located between holes 1 and 3, matches the contours of reef seismic facies in plan. The smallest such zones which match the contours of reef seismic facies are located north of hole 3. Low-prospective and non-prospective section types are mapped in the rest of the area.

The flow capacity distribution of horizon I(Р1) (Fig. 2В) in three-dimensional space indicates significant vertical inhomogeneity, with the exception of reef bodies. It is worth mentioning that flow capacity has not been studied previously (before CSVE) based on seismic exploration data.

10 ROGTEC

РАЗВЕДКА


11ROGTEC

акустическими и жесткостными параметрами и продуктивностью. В качестве примера успешного применения КССП на рис. 3 представлена карта прогнозной нефтепродуктивности баженовских отложений на Сахалинской площади (Западная Сибирь), выделяются три крупных зоны

Hence the new geologic information obtained with the use of CSVE technology makes it possible to distinguish clearly the areas of favorable geologic section types and elevated values of reservoir properties – reef seismic facies – in two- and three-dimensional space.

ROGTEC

EXPLORATION


T, mD

A B

ЮВ SE

ОГ1RH1 ОГ1

RH1ЮЗ SW

СЗ NW

Рис. 2. A: – карта типов геологического разреза нижнепермских карбонатных отложений, В – куб гидропроводности нижнепермского резервуараFigure 2. A: – chart of geologic section types of Lower Permian carbonate deposits; B – data cube of Lower Permian reservoir flow capacity.

СВ NE

T, mDT, мД

Условные обозначения - Legendэталонные скважины (номер скважины/значение прогнозной продуктивности) reference holes (hole number/predicted productivity)

скважина последующего бурения - subsequently drilled hole

изолинии прогнозной продуктивности - predicted productivity isolines

Рис. 3: Карта прогнозной нефтепродуктивности баженовской свиты на Сахалинской площади

Figure 3: Chart of predicted oil productivity of Bazhenov formations in the Sakhalin area.

Масштаб - Scale

изометричной формы, которые расположены в западной, северо-восточной и юго-восточной частях площади. Остальная часть территории характеризуется низкой перспективностью. Выполненный прогноз подтвержден последующим бурением с доверительной вероятностью больше 0,7, что является результатом высокого качества для такой нестандартной задачи.

На Ванкорском месторождении (терригенные отложения) показана эффективность прогнозирования ФЕС нижнемеловых коллекторов как по данным сейсморазведки, так и по комплексу сейсморазведка – гравиразведка. Построены карты и кубы коэффициента пористости, эффективных толщин и удельной емкости (по данным сейсморазведки и по комплексу сейсморазведка-гравиразведка) (рис. 4) нижнемеловых отложений (пласты ЯК III-VII и НХ III-IV), а также карта гидропроводности (по данным сейсморазведки) отложений НХ III-IV. Выявлена корреляционная связь сейсмических спектрально-временных атрибутов (СВА) с коэффициентом проницаемости и построен куб проницаемости коллекторов НХ III-IV (рис. 5), что ранее не удавалось сделать. Основная закономерность распределения ФЕС заключается в том, что зоны с повышенными значениями располагаются на крыльях структуры.

The innovative CSVE technology has proven extremely effective for studying fractured Bazhenov shaly reservoirs. As we know, the study of deposits, much less prediction of their properties, based on seismic exploration data is not always feasible, and the results can be ambiguous, since there is often no persistent connection between acoustic and impedance parameters and productivity. As an example of the successful use of CSVE, Fig. 3 shows a chart of predicted oil productivity of Bazhenov deposits in the Salym area (Western Siberia); three major zones of isometric form can be distinguished, located in the western, northeastern and southeastern parts of the area. The rest of the area is characterized by low prospectivity. The prediction was confirmed by subsequent drilling, with a confidence level of more than 0.7, which is a high-quality result for such an unconventional problem.

Predicting the permeability and porosity of Lower Cretaceous reservoirs based on seismic exploration data and based on a combination of seismic exploration and gravity exploration was proven effective at the Vankor field (terrigenous deposits). Charts and data cubes of the porosity factor, effective thicknesses and specific volume (based on seismic exploration data and a combination of seismic exploration and gravity exploration) (Fig. 4) of Lower Cretaceous deposits (zones YaK III-VII and NKh III-IV) and a flow capacity chart (based on

Рис. 4. A: – куб проницаемости пласта НХ III-IV, B – горизонтальное сечение куба проницаемости

Figure 4. A: – NKh III-IV reservoir permeability cube; B – horizontal section of permeability cube.

A B

Кпрон, мД Kperm, mD

С N

В EЮ S

З W

12 ROGTEC

РАЗВЕДКА


13ROGTEC

В пределах Славянско-Темрюкской зоны (терригенные отложения) сейсмические СВА в комплексе с атрибутом ВП-ИП (по данным электроразведки) использовались для прогнозирования ФЕС коллекторов отложений Чокрак III1. Построены карты ФЕС по данным сейсморазведки, а также карта коэффициента пористости по комплексу сейсморазведка–электроразведка (рис. 6). Полученные результаты позволили выявить новые закономерности в распространении зон с повышенными ФЕС.

Приведенные результаты свидетельствуют о высокой эффективности применения инновационной технологии КССП как по сейсмическим данным, так и по комплексу геофизических методов в самых различных сейсмогеологических условиях. Технология КССП является новой и малоизвестной, в связи с этим отметим, что ее применение рекомендуется «Методическими рекомендациями по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа», утвержденными МПР РФ и согласованными с ГКЗ в 2006 г.

seismic exploration data) of NKh III-IV deposits were plotted and constructed. A correlation was identified between seismic spectral-time attributes (STA) and the permeability factor, and a data cube of the permeability of NKh III-IV reservoirs was constructed (Fig. 5); this had not been done successfully before. The basic pattern of the distribution of reservoir properties is that zones with elevated values are located on the flanks of the structure.

Within the Slavyansko-Temryuk petroleum zone (terrigenous deposits), seismic STA were used in combination with the VP-IP attribute (based on resistivity exploration data) to predict the reservoir permeability and porosity of Chokrak III1 deposits. Charts of the reservoir properties were plotted based on seismic exploration data, and a chart of the porosity factor was plotted based on a combination of seismic and resistivity exploration (Fig. 6). The data yielded new patterns in the distribution of zones with high permeability and porosity.

These results indicated that the innovative CSVE technology based on both seismic data and a combination of geophysical methods is highly effective for an extremely wide range of seismic geologic

ROGTEC

EXPLORATION


Рис. 5: Карты коэффициента пористости пласта НХ III-IV (А – по данным сейсморазведки, В – по комплексу сейсморазведка-гравиразведка)

Figure 5: harts of NKh III-IV reservoir porosity factor (А – based on seismic exploration data; В – based on a combination of seismic exploration and gravity exploration).

A B

Карта коэффициента пористости отложений Чокрак III1 по данным сейсморазведки

ИНС-МСП 1 слой 19 нейронов 500 итераций

Атрибуты: СВА-1 (DF=30, level = 0.1) СВА-2 (DF=80, level = 0.1) СВА-6 (DF=50, level = 0.3)

ИНС-МСП : 2 слоя 10+9 нейронов 2000 итераций

Атрибуты: СВА-1(DF=30, level = 0.1) СВА-2(DF=80, level = 0.1) СВА-6(DF=50, level = 0.3) Атрибут ВП-ИП

Кпор Кпор

Карта коэффициента пористости отложений Чокрак III1 по комплексу сейсморазведка – электроразведка

Кпор

CКарта коэффициента проницаемости отложений

Чокрак III1 по данным сейсморазведки

A B

ИНС-МСП : 1 слой 7 нейронов 1000 итераций

Атрибуты: СВА-1 (DF=60, level = 0.2) СВА-3 (DF=50, level = 0.3) СВА-6 (DF=30, level = 0.1)

зоны современных и палеоподнятий и осложнений

месторождения

Условные обозначения

14 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Chart of the porosity factor of Chokrak III1 deposits based on seismic data

ANN-MLP [artificial neural network – multilayer perceptron] 1 layer 19 neurons 500 iterations

Attributes: STA-1 (DF=30, level = 0.1) STA-2 (DF=80, level = 0.1) STA-6 (DF=50, level = 0.3)

ANN-MLP : 2 layers 10+9 neurons 2000 iterations

Attributes: STA-1(DF=30, level = 0.1) STA-2(DF=80, level = 0.1) STA-6(DF=50, level = 0.3) VP-IP attribute

Kpor Kpor

Chart of the porosity factor of Chokrak III1 deposits based on a combination of seismic and resistivityexploration

Kpor

CChart of the permeability factor of Chokrak III1 deposits

based on seismic data

A B

ANN-MLP : 1 layer 7 neurons 1000 iterations

Attributes: STA-1 (DF=60, level = 0.2) STA-3 (DF=50, level = 0.3) STA-6 (DF=30, level = 0.1)

zones of recent and paleo-elevations and problems

fields

Legend

Рис. 6. A: – карта коэффициента пористости отложений Чокрак III1 по данным сейсморазведки, В – карта коэффициента пористости отложений Чокрак III1 по комплексу сейсморазведка – электроразведка, С – карта коэффициента проницаемости отложений Чокрак III1 по данным сейсморазведки

Figure 6. A: – chart of the porosity factor of Chokrak III1 deposits based on seismic data; В – chart of the porosity factor of Chokrak III1 deposits based on a combination of seismic and resistivity exploration; С – chart of the permeability factor of Chokrak III1 deposits based on seismic data.

conditions. The CSVE technology is a new and little-known technology; accordingly, it is worth noting that its use is recommended in the “Recommended Practices for the Use of Seismic Exploration (2D and 3D) Data for Estimating Oil and Gas Reserves” approved by the Russian Federation Ministry of Natural Resources and endorsed by the State Reserves Committee in 2006.

15ROGTECROGTEC

EXPLORATION


he Uvat project includes seven license areas (eight fields and 29 exploration targets) with more than

200 mln t of recoverable reserves (Fig. 1). Within the project framework it is planned to construct over 500 km of roads and 200 km of power lines.

The project also provides for construction of a strategic regional pipeline infrastructure over 300 km long that runs through an area of proven oil and gas presence that covers 30,000 sq. km in the southern part of West Siberia.

At the same time, developing the Uvat group of fields and constructing necessary infrastructure involves certain difficulties, the first issue being the logistics. The matter is that ground communication with the drilling pads is confined to only three months per year when winter roads are in place. The rest of the time it is possible to reach the fields only by helicopter or via the Demyanka River; however the navigation season is also short, lasting just one or two months when the river is up. That is why the major part of preparatory work, including delivery of drilling materials, must be completed during the short period when the winter roads are functioning.

ватский проект включает семь лицензионных участков (8 месторождений, 29 перспективных

структур) с извлекаемыми запасами более 200 млн т (Pис. 1). В рамках реализации проекта планируется построить более 500 км дорог и 200 км линий электропередач, а также стратегическую региональную трубопроводную инфраструктуру протяженностью более 300 км, пролегающую в районе доказанной нефтегазоносности, простирающейся на 30,000 км2 в южной части Западной Сибири.

Вместе с тем разработка месторождений Уватской группы и строительство необходимой инфраструктурысвязаны с определенными трудностями, прежде всего, в области логистики. Дело в том, что время сухопутного сообщения с кустами бурения скважин ограничено: зимники функционируют только три месяца в году. В остальное время добраться до месторождений можно по воздуху на вертолете либо по реке Демьянка, однако период навигации здесь также непродолжителен и длится один-два месяца – и то при наличии высокого уровня воды в реке. Именно

УВАТСКАЯ НЕФТЬ: реальность и перспективыUVAT OIL: Reality and Prospects

Сергей Самышкин([email protected]),директор по эффективности буренияи техническим лимитам, БЕ «Тюмень»

Sergey Samyshkin([email protected]),Drilling Efficiency and Technical Limits Director, Tyumen BU

Борис Залогин ([email protected]),директор по технологиям бурения, БЕ «Тюмень»

Boris Zalogin ([email protected]),Drilling Technology Director, Tyumen BU

16 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Спустя 50 лет после закладки первой опорной скважины Уватская нефть по-прежнему является предметом постоянных дискуссий. В 1970-е годы все внимание нефтяников было направлено на открытие крупных месторождений в Ханты-Мансийском регионе, а перспективные месторождения юга Западной Сибири оставались в тени. Лишь с появлением 10 лет назад на территории Тюменской области самостоятельных недропользователей Уватский проект вновь обрел актуальность. В ближайшей перспективе именно он из всех крупных проектов Компании может первым дать существенный прирост добычи.

Fifty years after the first key well was drilled, Uvat oil remains the object of constant discussion. In the 1970s the industry’s focus was on discovering major fields in the Khanty-Mansiysk region, while the promising fields of southern West Siberia were abandoned. It was only 10 years ago that independent subsoil users appeared in Tyumen Region and Uvat was revived. Among the Company’s major projects, this is the one that may achieve a substantial production increment in the near future.

У T

поэтому основные подготовительные работы, включая завоз материалов для производства буровых работ, необходимо успеть выполнить в течение короткого срока действия зимников.

Современное решение: 48 скважин с одного кустаПо итогам активной поисково-разведочной деятельности в 2004-2007 годах оценка ресурсного потенциала Уватской группы месторождений превысила 200 млн т (1 400 млн барр.) извлекаемых запасов нефти.

Сегодня для Увата наступает принципиально новый этап: к работе привлечены лучшие специалисты Компании, найден оптимальный вариант разработки, ведутся активные геологоразведочные работы, начато разбуривание Урненского, Усть-Тегусского и Тямкинского месторождений.

Интересна технологическая сторона процесса: применение новых технологий строительства скважин и современного оборудования позволяет буритьдо 48 скважин с одной кустовой площадки, при этом для Уватского проекта бурение скважин с отходом от вертикали до 3 000 м не является техническим пределом. Лимит количества скважин обусловлен ограничением суммарного дебита добычи нефти – не более 4 000 т в сутки на одном объекте. Однако

Advanced Solution: 48 Wells from a Single Well PadFollowing vigorous exploration and appraisal (E&A) activity in 2004-2007, the Uvat resource potential was estimated as exceeding 200 mln t (1.4 bln bbl) of recoverable reserves. Uvat is now entering a fundamentally new stage: the Company’s best talents have been assigned to the

17ROGTECROGTEC

DRILLING


По данным на 1 октября 2008 года на Усть-Тегусском месторождении уже пробурено 25 эксплуатационных скважин.

As of October 1, 2008, 25 development wells have already been drilled at Ust-Tegusskoye field.

Рис. 1: География Уватского проекта Fig. 1: Uvat Geography

18

project; an optimal development plan has been designed; E&A activity is underway; Urnenskoye, Ust-Tegusskoye, and Tyamkinskoye fields are being drilled out.

The engineering aspect here is rather interesting: applying new well construction technology and state-of-the-art equipment makes it possible to drill up to 48 wells from a single well pad. Drilling extended reach wells that reach out to 3,000 m is not a technical limit for Uvat. The number of wells is determined by total oil flow rate restriction of no more than 4,000 tpd per site.

Технологии Baker Hughes для проведениягеофизических исследований коллектора позволяютмаксимально точно оценить фильтрационно-емкостныесвойства призабойной зоны пласта. Baker Hughes logging technologies make it possibleto accurately determine the reservoir propertiesof the bottomhole formation zone.

However such super well pads make it possible to simplify construction of utility networks for oil production and transfer to the processing facilities and reduce related expenses by 20 percent and more.

The number of wells drilled from a single well pad is also restricted by the technical capability of the drilling rig including hook load capacity and nominal drilling depth, the drilling tool (drill pipes) specifications, application

строительство таких супер-кустов скважин позволяет упростить процесс обустройства инженерных сетей для добычи и транспортировки нефти до узла сбора и сократить соответствующие затраты на 20% и более.

Бурение большого количества скважин с одной площадки ограничено также техническими возможностями бурового станка: его грузоподъемностью и условной глубиной бурения, характеристиками используемого бурового инструмента (бурильных труб), наличием дополнительного оборудования, например, верхнего привода бурильной колонны, а также особенностями геологического строения месторождения и возмож-ными осложнениями ствола скважин.

В рамках Уватского проекта бурение ведется с помощью пяти буровых установок зарубежногопроизводства. К работе привлечены специалисты российской буровой компании, а также группа по техническому обслуживанию бурового оборудования международной сервисной компании, члены которой круглосуточно работают в составе буровой бригады, обучают российских коллег и контролируют ход выполнения операций. В течение первых шести месяцев работы для предотвращения возможных инцидентов буровое оборудование станков ограничивало скорость движения талевой системы. Но с появлением у буровых бригад соответствующих навыков скорость выполнения спуско-подъемных операций постепенно увеличивалась.

ROGTEC

БУРЕНИЕ


Рис. 2 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин Урненского и Усть-Тегусского месторождений Fig. 2 Net Oil Map for Urnenskoye and Ust-Tegusskoye Fields

1�ROGTECROGTEC

DRILLING


20 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Моделирование на службе буренияСогласно ресурсной оценке месторождений Уватской группы, около 95 млн т извлекаемых запасов сосредоточено в рамках Восточного центра освоения (ЦО). При подтверждении существующего представления о геологическом строении этих залежей план их разработки будет включать бурение семи кустов на Урненском месторождении и 10 кустов на Усть-Тегусском месторождении. По данным на 1 октября 2008 года на Урненском месторождении уже пробурено 35 эксплуатационных скважин и еще 25 скважин – на Усть-Тегусском месторождении. Дебит по нефти составляет 50-200 т/сутки в режиме фонтанирования. Бурение началось и на Тямкинском месторождении Центрального ЦО, где скважина №300 также дает фонтанирующий приток безводной нефти в объеме 50 т/сутки.

В процессе разбуривания месторождений Восточного ЦО активно применяются геологические модели залежей нефти, созданные специалистами Тюменского нефтяного научного центра (ТННЦ) (Рис. 2). Использование моделирования для поддержки эксплуатационного бурения позволяет минимизировать риски невскрытия продуктивных отложений и уточнять прогноз распространения нефтенасыщенного коллектора.

of additional equipment such as a top drive for the drilling string, as well as the geological structure of the field and possible hole problems.

In Uvat drilling is performed using five imported drilling rigs. The process involves a Russian drilling company and a drilling equipment maintenance team from an international service company. The team members work 24/7 as part of the drill crew, train their Russian colleagues, and monitor all operations. In order to prevent accidents, the drilling equipment restricted the tackle system speed during the first six months of work. But since drill crews have developed the right skills, tripping speed increased gradually.

Modeling for the Drilling PurposesAccording to the resource estimate of the Uvat group of fields, the recoverable reserves of the Eastern Hub amount to approximately 95 mln t. If the current understanding of the reservoir geological structure is confirmed, the development plan will provide for drilling seven well pads at Urnenskoye field and 10 well pads at Ust-Tegusskoye field.

As of October 1, 2008, 35 development wells at Urnenskoye field and 25 wells at Ust-Tegusskoye field have already been drilled. The wells flow naturally at rates of 50 tpd to 200 tpd. Drilling has begun at Tyamkinskoye field in the Central Hub as well, where well #300 is also flowing naturally producing 50 tpd of dry crude oil.

Reservoir geological models developed by Tyumen Petroleum Research Center (TNNC) are actively applied while drilling out the Eastern Hub fields (Fig. 2). Using models for the development drilling purposes helpsminimize the risk of failing to penetrate the reservoir, as well as updating the pay distribution prediction.

Reservoir simulation models were developed based on the depositional environment analysis and 3D seismic and log interpretation; petrophysical functions were determined using core analysis. The structure and petrophysics of the models are constantly updated based on new geological and hydrodynamic reservoir data obtained during drilling and well testing.

Open-hole logging of new development wells is performed by specialists from Baker Hughes. They apply their own unique technologies including nuclear magnetic logging that make it possible to determine the reservoir properties of the bottomhole formation zone.

The innovations are applied in development wells completion as well: the use of deeply penetrating perforation systems for underbalanced reservoir penetration makes it possible to minimize wellbore damage and complete a well with perfect penetration.

В рамках реализации Уватского проекта бурение ведется с помощью пяти буровых установок зарубежного производства, к работе привлечены как российские, так и зарубежные специалисты. In Uvat drilling is performed using five imported drilling rigs and involves both Russian and international specialists.

21ROGTECROGTEC

DRILLING


Теперь существует более эффективный метод для обнаружения газа и измерения

газонасыщенности в обсаженных скважинах. «Бейкер Атлас» представляет GasView -

технологию записи с высоким разрешением, и последующей обработки данных, которая

позволяет точно определять местонахождение и насыщение газа.

Технология GasView, основанная на системе импульсного-нейтронного каротажа RPM

компании «Бейкер Атлас», может быть использована для измерения объёма газа

практически в любой скважине. Спектр применения технологии охватывает множество

ситуаций, начиная от поиска пропущенных газовых пластов в списываемых скважинах,

и заканчивая измерениями в открытом стволе в бурящихся скважинах для замены

стандартного каротажа.

Чтобы узнать, как с помощью технологии GasView можно добывать газ еще эффективнее,

свяжитесь с представителем компании «Бейкер Атлас» сегодня.

T h e B E S T C h o i c e

Ищете газ?F

or m

ore

info

rmat

ion,

vis

it ou

r w

ebsi

te w

ww

.bak

erhu

ghes

.com

© 2

009

Bak

er H

ughe

s In

corp

orat

ed.

10050.gasview.205x275:Layout 1 2/20/2009 1:38 PM Page 1

Для создания математических моделей залежей использовались результаты анализа условий осадконакопления, интерпретации данных трехмернойсейсмики, каротажных диаграмм; петрофизические зависимости были выделены на основе анализа керна. Теперь же структурный каркас и петрофизическая составляющая моделей постоянно корректируются с учетом новых геологических и гидродинамических данных о коллекторе, полученных в ходе разбуривания месторождений и испытания скважин.

Геофизические исследования в открытом стволе вновь пробуренных эксплуатационных скважин осуществляются специалистами компании Baker Hughes. Использование уникальных технологий, таких как, например, запись ядерно-магнитного каротажа, позволяет максимально точно оценить фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта. Инновации находят применение и при освоении эксплуатационных скважин – вскрытие коллектора системами глубокопроникающей перфорации на депрессии позволяет минимизировать загрязнение призабойной зоны пласта и получить совершенную по степени вскрытия скважину.

Позитивные прогнозыОжидается, что годовой объем добычи нефти в рамках Уватского проекта составит около 2 млн т. При этом в 2016 году планируется выйти на максимальный уровень добычи – 10,8 млн т (Рис. 3).

В настоящее время ведется обустройство Урненского, Усть-Тегусского, Тямкинского месторождений, строительство объектов инфраструктуры и их подготовка к запуску, который запланирован на второй квартал 2009 года. В ближайшей перспективе основной акцент здесь будет сделан на бурении эксплуатационных скважин. Параллельно будет вестись подготовка к промышленной разработке других месторождений Уватского проекта, где необходимо провести геологоразведочные работы (ГРР), подготовить проектную и разрешительную документацию, а также выполнить множество других мероприятий.

ТНК-БиПи выступает инвестором Уватского проекта, а администрация Тюменской области помогает в финансировании первого этапа его реализации. По прогнозам аналитиков, эти затраты окупятся как в денежном выражении, так и в виде ряда позитивных социальных проектов: обустройство месторождений кардинально изменит инфраструктуру региона, что повлечет за собой развитие других производств и создаст более 8 000 новых рабочих мест. Таким образом, реализация Уватского проекта позволит внести существенный вклад в развитие промышленности юга Тюменской области.

Positive OutlookThe annual oil production in Uvat is expected to be approximately 2 mln t. It is planned to reach peak production of 10.8 mln t in 2016 (Fig. 3). At present infrastructure is being constructed at Urnenskoye, Ust-Tegusskoye, and Tyamkinskoye fields and facilities are being prepared for commissioning planned for the second quarter of 2009. In the near future the focus here will be on development drilling. At the same time, other Uvat fields will be prepared for commercial development. This includes E&A, design and permit documentation development, etc.TNK-BP is the investor for the Uvat project with the Tyumen Region administration contributing to the financing of its first stage. Analysts forecast that these expenses will be paid off both in monetary terms and through a number of social benefits: Uvat development will fundamentally change the region’s infrastructure, which will drive diverse industry growth and create over 8,000 new jobs. Thus, the Uvat project will largely contribute to the development of industry in the south of Tyumen Region.

Одной из основных сложностей реалиации Уватского проекта является удаленность месторождений. One of the Uvat challenges is the remoteness of the fields.

Рис. 3 Уватский проект: профиль добычи нефти Fig. 3 Uvat Oil Production Profile

22 ROGTEC

БУРЕНИЕ


НАША СПРАВКА / CLIP & SAVE:Около половины извлекаемых запасов Уватского проекта (95 млн т / 300 млн барр.) сосредоточено в пределах Восточного центра освоения (ЦО). Он включает два крупных месторождения: Урненское (открыто в 1970-х годах) и Усть-Тегусское (открыто в 1990-х годах). Кроме того, в 2006 году восточнее Усть-Тегусского месторождения бурением поисковой скважины №5 открыто месторождение им. Малыка с извлекаемыми запасами около 3 млн т. Результатом реализации программы ГРР в 2008 году явилось открытие Западно-Эпасского место-рождения с извлекаемыми запасами около 2,5 млн т.

Центральный ЦО также включает два крупных месторождения: Тямкинское (открыто в 2004 году) и Тамаргинское (открыто в 2006 году). Итоги поисково-разведочных работ в 2006-2007 годах подтвердили, что данная площадь обладает значительным ресурсным потенциалом – более 100 млн т (750 млн барр.). По данным на конец 2007 года объем доказанных и вероятных запасов составил 25 млн т (187 млн барр.).

Продолжения Центрального ЦО включают небольшие месторождения Северного ЦО и еще неизученную территорию Южного ЦО, где ведется поисковое бурение и сейсмические двух- и трехмерные исследования для уточнения

DRILLING

ресурсного потенциала – ожидается, что он составит 60 млн т (450 млн барр.).

About half of Uvat’s recoverable resources (95 mln t / 300 mln bbl) belong to the Eastern Hub. It includes two major fields: Urnenskoye (discovered in the 1970s) and Ust-Tegusskoye (discovered in the 1990s). Malyk field with approximately 3 mln t of recoverable reserves was discovered in 2006 to the east of Ust-Tegusskoye field by exploration well #5. In 2008 the E&A program resulted in discovery of Zapadno-Epasskoye field with approximately 2.5 mln t of recoverable reserves.

The Central Hub also includes two major fields: Tyamkinskoye (discovered in 2004) and Tamarginskoye (discovered in 2006). The E&A activity performed in 2006 and 2007 confirmed that this area has significant resource potential exceeding 100 mln t (750 mln bbl). As of the end of 2007 the proven and probable reserves amounted to 25 mln t (187 mln bbl).

The Central Hub extensions include smaller fields in the Northern Hub as well as the Southern Hub that has yet to be explored. Here E&A drilling and 2D and 3D seismic surveys are being performed in order to confirm the area’s resource potential, which is expected to amount to 60 mln t (450 mln bbl).

24

Describe how the last 12 months have been for SPD and what your forecast is for the next 12 months?

he last 12 months were very successful for SPD. Most importantly, we delivered a very strong

performance in the area of ‘Health, Safety, Security and Environment’ (HSSE). We had no significant injuries or environmental damage. We significantly increased our efforts in the areas of Road Safety and Contractor HSSE Management. Examples in these areas are the progress we are making with Defensive driving training, In-Vehicle-Monitoring-Systems (IVMS) installation, and the development of Advanced HSSE competences of our key staff.

Furthermore, we continued to increase our oil production. In 2007 we produced 4.26 mln tonnes (more than doubling production compared with 2006) and were recognized as the most dynamically developing company with annual oil production up to 5 mln tonnes. In 2008 we further increased, to an annual production of 6.3 mln tonnes.

In 2008, we also continued successful performance in our drilling operations. In September SPD set a new drilling record of 5.6 days. It’s a success for SPD and the Russian oil and gas industry on the whole, as we believe that the average drilling time for similar wells under similar geotechnical conditions today in Western Siberia is 18 to 20 days.

In November we signed a new 5 year social contract with the government of Khanty-Mansi Autonomous Okrug, covering the period 2009-2013. This social partnership agreement between SPD and Khanty-Mansi Autonomous Okrug covers a total investment of $15 mln and provides the framework for SPD’s contribution to sustainable development of the Okrug, Nefteyugansk

Расскажите, какими были для СПД минувшие 12 месяцев и каков ваш прогноз на следующие 12 месяцев?

оследние 12 месяцев были очень успешными для СПД. Самое важное, что мы добились

очень хороших показателей в сфере охраны труда и промышленной безопасности. У нас не было серьезных ЧП, связанных с травмами и ущербом окружающей природной среде. Мы значительно активизировали работу по обеспечению дорожной безопасности и управлению подрядными организациями в области охраны труда и промышленной безопасности. В качестве примера можно привести успехи в организации обучения водителей навыкам защитного вождения, оборудование транспортных средств устройствами по мониторингу действий водителя, а также повышение уровня компетенции наших ключевых сотрудников в сфере охраны труда и промышленной безопасности.

Мы продолжали наращивать добычу нефти. В 2007 году мы добыли 4,26 млн тонн – это более чем в два раза превышает показатель 2006 года – и были отмечены как самая динамично развивающаяся компания с объемом добычи нефти до 5 млн тонн. В 2008 году объем нашей добычи также увеличился и составил 6,3 млн тонн.

В 2008 году мы добились отличных результатов в проведении буровых работ. В сентябре СПД установила новый рекорд скорости проходки скважины – за 5,6 суток. Это успех СПД и российской нефтегазовой отрасли в целом, учитывая, что, как мы полагаем, средний срок бурения аналогичных скважин в аналогичных геотехнических условиях составляет сейчас в Западной Сибири от 18-20 суток.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Эксклюзивное интервью генерального директора «Салым Петролеум Девелопмент»

ГАРРИ БРЕКЕЛМАНСА для журнала «ROGTEC»

ROGTEC talks exclusively to:

HARRY BREKELMANSCEO of Salym Petroleum Development

TП

25ROGTEC

В ноябре мы подписали новое 5-летнее соглашение о сотрудничестве с правительством Ханты-Мансийского автономного округа на период 2009-2013 гг. Это соглашение предусматривает социальные инвестиции СПД в объеме 15 млн долл. США на уровне округа, Нефтеюганского района и поселка Салым. Основу наших будущих проектов составляют те сферы, в которых мы уже успешно сотрудничаем, к ним добавятся новые проекты: в основном в сфере образования, здравоохранения и безопасности, экономического развития региона, биоразнообразия и сохранения культурного наследия.

Все это мы считаем большими достижениями нашей компании, свидетельствующими об успешном продвижении к нашей цели – стать лучшей нефтедобывающей компанией в Сибири.

В ближайшие 12 месяцев СПД планирует дальнейшее увеличение добычи, сохраняя при этом акцент на обеспечении безопасности и охраны окружающей природной среды. Мы работаем над новыми проектами, призванными увеличить нефтедобычу на наших лицензионных участках. В настоящее время СПД изучает применение методов увеличения нефтеотдачи, в частности, использование химического заводнения, которое может обеспечить

District and Salym village. The agreement specifies the budget limits and specific areas of social investments that address license requirements and include SPD gratuitous contributions to the region. Our future programmes are expected to build on existing successful areas of cooperation, in addition to selected new ones, and concentrate on education, health and safety, economic development of the region, bio-diversity and cultural heritage.

All these I believe are great achievements for our company, showing good progress towards our goal of becoming the Best Operator in Siberia.

Over the next 12 months SPD plans to further increase its production and to continue our focus on safety and environmental performance. We are developing new projects to further increase oil recovery from our existing licenses. SPD is currently studying the application of ‘enhanced oil recovery’ techniques, and specifically the use of chemical flooding, to increase reserves from Salym oil fields. In 2009, we will be conducting a field pilot to test how much extra oil recovery we can realise through the use of chemical flooding, an exciting technology not yet applied in Russia on a significant scale. We have also started a “Well Reservoir Management” project to further improve our reservoir management and operating performance, using

ROGTEC

INTERVIEW


Эксклюзивное интервью генерального директора «Салым Петролеум Девелопмент»

ГАРРИ БРЕКЕЛМАНСА для журнала «ROGTEC»

ROGTEC talks exclusively to:

HARRY BREKELMANSCEO of Salym Petroleum Development

26 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


дополнительные объемы нефтедобычи. В 2009 году мы планируем реализовать пробный проект на месторождении, чтобы посмотреть, сколько нефти мы можем получить дополнительно за счет химического заводнения. Это перспективная технология, которая в России еще не применялась.

В одном из предыдущих номеров нашего издания Вы отмечали, что в основе производственной деятельности СПД лежит сочетание западных и российских технологий. Как это работает на практике?

Действительно, сочетание западных и российских технологий является для СПД ключевым вопросом. Я бы сказал даже шире – не только сочетание технологий, но также западного и российского опыта и культуры. По сути, наши успехи основываются на нескольких ключевых моментах. Прежде всего, мы исходили из того, что за более чем 40-летний период нефтедобычи в Западной Сибири здесь накоплены огромный опыт и освоены эффективные методы работы, и нам оставалось только использовать их с учетом наших конкретных условий. Затем мы определили те области, где применение технологий и методик мировой нефтедобывающей индустрии, в частности, используемых в концерне «Шелл», может дать значительный эффект. В-третьих, мы создали в компании такую атмосферу, которая способствует творческим инициативам, инновациям и учебе. И, наконец, мы сформировали такую производственную культуру, в которой нормой является постоянное стремление к улучшению и совершенствованию совместной работы с нашими подрядными организациями. Этот подход принес весомые дивиденды, и я могу привести несколько конкретных примеров.

Возьмем такую область, как строительство скважин. В настоящее время у нас работают 4 буровых станка – все российского производства. До начала буровых работ мы модернизировали их, в частности, оснастили «верхним силовым приводом» западного производства, который безопаснее, более эффективен и расширяет функциональность всего комплекса бурового оборудования. В результате достигнуто значительное увеличение темпов бурения и снижение, а на некоторых этапах и исключение рисков возникновения аварийных ситуаций и осложнений в процессе бурения. Это также дало возможность бурить скважины с большими отходами (со смещением забоя) от вертикали, достигающими 2500 метров. При этом буровые установки эксплуатируют российская компания ССК («Сибирская сервисная компания») и западная компания KCA Deutag. Считаю это примером очень хорошей и успешной интеграции и возможности для обмена опытом. С нашей точки зрения, здоровая конкуренция между подрядными организациями только помогает делу.

advanced technologies, which will enable us to monitor and operate our wells and facilities continuously and remotely, but also using a work approach called LEAN, which originated in the automotive industry and amongst others is aimed at taking unnecessary waste out of our activities. All these projects are looking very promising for SPD.

You mentioned in a previous issue of ROGTEC that integration between Western and Russian technologies is a key policy at SPD – how is this working out?

The integration between Western and Russian technologies is really a key issue for SPD. And I’d also speak not only about a combination of technologies but Western and Russian experience and culture as well. In essence, our success is based on a few key elements. First of all, we assumed that with more than 40 years of experience of oil and gas field operations in the West-Siberian basin, there were many best practices available already and we had to readily and quickly adopt these. We then identified the specific areas where the addition of selected international technologies and techniques – offered by companies such as Shell - would significantly improve performance. Thirdly, we created an environment where creativity, innovation and learning would flourish. And finally, we surrounded this with a culture where continuous joint improvement, between ourselves and our contractors, was the norm. This approach has really paid dividends, and I can give some specific examples.

Let’s take well construction; we currently have 4 rigs active, and all of them were built by a Russian company. Before starting the drilling operations we modified these rigs to our needs, amongst others by installing a Western ‘top drive’, which is safer, more efficient, and expands the rig’s functionality. It resulted in a significant increase of drilling rate and mitigation of risks of well problems and complications (even exclusion on some stages). We also got a chance to drill extended reach drilling wells with step-out up to 2,500 m. Moreover, these rigs are operated by the Russian Siberian Service Company

27ROGTECROGTEC

INTERVIEW


Мы также успешно сочетаем западные и российские технологии и опыт при отборе керна. Когда мы начинали операции по отбору керна 4 года назад, из продуктивного пласта мощностью около 70 м мы поднимали на поверхность за один рейс керн длиной 6-12 метров. В ходе работ вместе с нашим подрядчиком компанией «СибБурМаш» мы увеличили длину керна до 18-27, а затем до 36 метров. За счет этого мы сократили время операции с 5-6 суток до 2.

Еще один пример интеграции западных и российских технологий в СПД – забойное оборудование. Мы ведем освоение скважин, используя ЭЦН российского производства и Y-образную компоновку труб для спуска в скважину каротажных приборов. Преимущество этой технологии в том, что она позволяет вести регистрацию дебита в любой момент добычи без подъема компоновки с помощью каротажного прибора, установленного под работающим ЭЦН. Получаемые таким образом данные о дебитах различных зон перфорации и другая ценная геофизическая информация используются при составлении планов оптимизации добычи и повышения эффективности разработки пласта.

Охрана окружающей среды – предмет особой заботы компаний, работающих в нефтегазовом секторе региона. За счет чего СПД обеспечивает соблюдение требований природоохранного законодательства?

Конечно, охрана окружающей среды – один из основополагающих принципов СПД. Поэтому с самого начала своей деятельности мы ориентируемся на очень высокие стандарты в этой

(SSK) and the western company KCA Deutag. In my opinion it’s a very good and successful integration and a ground for sharing experience. In our view healthy competition between the contractors is for the benefit of the business.

We also successfully combine Western and Russian technologies and experience in coring operations. When we started coring 4 years ago SPD cut the reservoir section of some 70 meters, and cut it per 6 meter or 12 meter sections at a time. We brought a bit of our own experience together with the contractor, Siburmash, and then SPD was able to progress the 6 to 12 meter to 18 – 27 meter and now routinely to 36 meter. We have brought the time down to 50 % so what before was taking us 5-6 days is taking us now only some 2 days.

SPD used integration between Western and Russian technologies in downhole production equipment. We run well completions with Russian-manufactured ESP and ‘Y’-tools. The advantage of this technology is the ability to run production-logging tools below a working ESP at any point in time during production without pulling the completion string. Flow rates in different perforation intervals and other valuable information will now be collected for production optimization and enhanced recovery plans.

The environment is a concern for all companies in the regions O&G sector. How is SPD ensuring environmental compliance?

Undoubtedly, environmental protection is one of our key areas. That’s why at the very beginning we set very high performance standards. One of the SPD goals is to work with no harm to people and environment. Our company has developed an HSSE system that includes the use of advanced technologies that have proven their worth in the area of environmental safety. All SPD environmental programmes and projects are based on the requirements of the Russian law and environmental standards of Shell, as one of SPD’s shareholders.

We pay much attention to the associated gas utilisation issue. SPD has built and is operating a RUR 1.2 billion 45 MW gas turbine power plant at West Salym. It’s our major environmental project, as the power plant addresses the issue of flared associated gas that is now used to generate electricity. The power plant allows the company to reduce reliance on our electricity supplier, improve the energy efficiency of our operations and reduce emissions of carbon dioxide into the atmosphere. When in operation, the power plant has so far allowed to achieve associated gas utilization at Salym fields up to 38%. To achieve an associated gas utilization factor of 95% by end of 2010, SPD has jointly with RussNeft and Monolith companies started implementing a project to build a gas processing plant at West Salym.

сфере. Одна из главных целей СПД – работать, не причиняя вреда людям и окружающей природной среде. В нашей компании разработана система охраны труда и промышленной безопасности, которая предусматривает применение передовых технологий, зарекомендовавших себя с самой лучшей стороны в области охраны окружающей среды. Все экологические программы и проекты СПД формируются на основании требований российского природоохранного законодательства и экологических стандартов концерна «Шелл», одного из акционеров СПД.

Мы уделяем большое внимание вопросу утилизации попутного нефтяного газа. На Западно-Салымском месторождении построена и введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция мощностью 45 мегаватт. Это наш крупнейший природоохранный проект, поскольку ГТЭС позволяет утилизировать попутный нефтяной газ, ранее сжигавшийся на факеле, используя его как топливо для выработки электроэнергии. ГТЭС дает возможность уменьшить нашу зависимость от поставщика электроэнергии, увеличить энергоэффективность производства и сократить выбросы углекислого газа в атмосферу. Уровень утилизации попутного нефтяного газа на Салымских месторождениях сейчас составляет 38%. Чтобы обеспечить к концу 2010 года 95% утилизации, СПД совместно с компаниями «РуссНефть» и «Монолит» приступила к реализации проекта строительства на Западно-Салымском месторождении газоперерабатывающего завода.

Еще один крупный природоохранный объект СПД – строительство второй очереди полигона по утилизации отходов. В августе 2008 года начались работы по монтажу установки термической утилизации нефтяных отходов «Турмалин», которая будет введена в эксплуатацию в середине 2009 года. Установка рассчитана на утилизацию более 12 тысяч тонн нефтесодержащих и бытовых отходов в год.

Важным компонентом природоохранных мероприятий СПД является предотвращение и ликвидация разливов нефти. В СПД сформирована и

Another large environment project in SPD is the second phase of the polygon development. The construction of a unit for thermal utilization of oil waste called Tourmaline started in August 2008. The unit will become operational in the middle of 2009. It will process more than 12 thousand tons of oil and household waste per year.

Preventing and eliminating oil spills is another important component of SPD environmental efforts. SPD maintains its own emergency response team that has all technical resources required to perform its mission. There are regular drills to achieve smooth cooperation of all teams concerned in the event of an oil spill. We implemented an Integrated Safety System for the SPD’s 90-km long export pipeline. To protect the pipeline’s most vulnerable areas, there is a system of fences and video surveillance, some valves are put inside enclosures with access control systems. All incoming information goes into the monitors of the central security control room 24 hours a day and allows for quick response if there is a risk of damaging the environment or other emergencies.

SPD extensively uses corrosion inhibitors to protect the integrity and seal of tanks, separators, oil gathering lines from well pads, infield pipelines and the export pipeline. To achieve the best results, we put inhibitors into the system as soon as a well becomes operational. Cathodic protection control stations have also been installed to provide additional protection for oil pipelines. Air, soil, surface water and sediments are monitored on a regular basis on the territory of the Salym fields and along the export pipeline’s right-of-way. The readings are compared against the natural background levels. The main purpose of this activity is to make sure production operations do not impair the condition of the environment.

28 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Оптимизация Эксплуатации

Международная компания по оказанию инженерно-технических консультационных услуг

За дополнительной информацией обращаться по адресу:

Advantica LtdHolywell Park, Ashby Road, LoughboroughLeicestershire, LE11 3GR, UK

www.advanticagroup.comПовышение показателей безопасности и производительности

Тел.: +44 (0)1509 282525Факс: +44 (0)1509 283131Адрес электронной почты: [email protected]

Компания Advantica, входящая в группу GL, оказывает комплексные инженерно-технические консультационные услуги, выполняет проектно-конструкторские работы и предоставляет программные продукты, предназначенные для повышения эксплуатационной надежности и производственных показателей важнейших объектов, относящихся к основным фондам предприятий нефтегазовой отрасли. В течение более чем 30 лет компания Advantica сотрудничала с предприятиями в сфере безопасного сокращения затрат, оптимизации производственных показателей и продления срока службы основных фондов.

Недавнее слияние компании Advantica с подразделением компании Germanischer Lloyd, занимающимся обслуживанием производственных предприятий, привело к созданию компании международного масштаба, имеющей более 205 отделений в 75 странах мира и обладающей опытом и возможностями предоставления услуг, которые охватывают весь срок эксплуатации основных фондов. Независимый статус компании позволяет ей предоставлять заказчикам объективные рекомендации и содействие.

Планирование и техническая проработка проектов • Обеспечение эксплуатационной надежности основных фондов • Повышение производственных показателей • Технический контроль

Программный пакет OptagonTM компании Advantica позволяет добиться максимальной отдачи при эксплуатации сложных технологических комплексов в нефтегазовой промышленности.

Возможности программного пакета Optagon компании Advantica:• Оптимизация эксплуатации• Анализ технического риска• Количественная оценка коммерческого риска• Выявление оптимальных технико-экономических решений• Варианты решений для сложных технологических систем• Ранжирование инвестиционных приоритетов

30 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


оснащена необходимыми техническими средствами собственная бригада аварийного реагирования. Регулярно проводятся учения для отработки действий всех служб в аварийных ситуациях. На технологических объектах трубопровода внешнего транспорта нефти, который протянулся почти на 90 км, развернута Интегрированная Система Безопасности. Для защиты трубопровода его наиболее уязвимые с точки зрения безопасности участки оборудованы системами периметровой охраны и видео наблюдения, а часть помещений узлов задвижек – Системой Контроля Управлением Доступа. Вся информация в круглосуточном режиме поступает на мониторы центрального пункта управления службы безопасности, что позволяет оперативно реагировать в случае возникновения чрезвычайных ситуаций.

Для обеспечения целостности и герметичности резервуаров, сепараторов, нефтесборных сетей кустовых площадок, внутрипромысловых трубопроводов и трубопровода внешнего транспорта нефти СПД широко применяет ингибиторы коррозии. Для достижения максимального эффекта установки по подаче ингибиторов коррозии запускаются в работу одновременно с вводом скважин в эксплуатацию. Наряду с этим построены станции управления катодной защитой нефтепромысловых

What advantages are you seeing from the implementation of Smart Wells in the Salym fields?

As you know, SPD operates reservoirs where the oil is trapped in different, non-connected layers. In order to have good reservoir management and quantify the oil production from each layer we employ Smart Wells technology. In SPD the way we use this is that we have two reservoirs, both perforated and between these reservoirs is a packer, and we use a flow meter and pressure and temperature gauges to allocate flow and calculate water cut from the different reservoirs. Data is gathered on a continuous basis and at the same time the well is produced at its optimum without the need to shut down for measurements. The smart wells create considerable cost efficiencies and reduce environmental impacts, with fewer well pads and field facilities.

Moreover, SPD introduces novel ways of working that will allow monitoring and managing production and injection volumes in a more efficient and effective way. This project is called Well Reservoir Management, and it’s fundamentally about how best we can manage our reservoirs, to increase production, increase ultimate recovery, and contain OPEX costs. It includes the implementation of Shell Smart Field technology, which will enable us to transmit information from the well site to the control room in real time.

31ROGTECROGTEC

INTERVIEW


www.caspianoilgas.co.uk

трубопроводов. На территории Салымской группы месторождений и трассы трубопровода внешнего транспорта нефти проводится регулярный мониторинг воздушной и почвенной среды, поверхностных вод и донных отложений. Данные наблюдений сравниваются с фоновыми значениями природных показателей. Главная цель такого экологического мониторинга – не допустить, чтобы производственная деятельность ухудшала состояние окружающей природной среды.

В чем Вы видите преимущества применения на Салымских месторождениях технологии «умных скважин»?

СПД ведет эксплуатацию месторождений, в которых нефть залегает в различных, не сообщающихся между собой горизонтах. Для эффективного управления разработкой месторождения и учета нефти необходимо измерять и определять количество нефти, добываемой из различных горизонтов. Для решения этой задачи мы используем технологию «умных скважин». В СПД эта технология выглядит следующим образом. В скважине между двумя перфорированными продуктивными горизонтами устанавливается пакер. Для замера притока флюидов из этих горизонтов, обводненности используются расходомер, датчики давления и

By including features such as automatic measurement of fluid levels in the well the operators makes fewer trips to the well pad, conduct fewer repetitive tasks, improve HSSE performance and make more time for themselves to carry out higher value work. Another significant benefit from the implementation of the Smart Field technology is the creation of the so-called ‘Collaborative Working Environment’. This means that office staff in the head office and field staff have access to the same real time information. This improves our teamwork and our capability for problem solving and optimization efforts.

What are your plans in terms of new exploration projects?

We are continuing to explore the Salym oil fields as part of our plans and exploration commitments. We have already discovered seven oil accumulations, including four in 2008 only. But there is still much work to be done and further exploration wells will be realized over the coming years.

What I also want to highlight is that we use different opportunities to acquire detailed information about our reservoirs. In 2007, following the successful drilling campaign of the previous three years, SPD embarked on a major exercise of optimising the development planning by utilising the vast amount of newly collected

32 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


33ROGTECROGTEC

INTERVIEW


34 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


температуры. Сбор данных происходит непрерывно, при этом скважина продолжает эксплуатироваться в оптимальном режиме без необходимости остановки для замеров. Технология «умных скважин» сокращает количество кустовых площадок и объемы строительства внутрипромысловой инфраструктуры, снижая тем самым капитальные затраты и нагрузку на окружающую среду.

Кроме этого, СПД внедряет новые подходы, которые позволяют вести мониторинг процессов добычи и закачки жидкости в пласт и управлять ими более рационально и эффективно. На это направлен проект «Контроль состояния разработки месторождений». Его цель – увеличение объемов добычи нефти и сокращение эксплуатационных затрат. Проект предусматривает применение разработанной в концерне «Шелл» технологии «умных месторождений», которая дает возможность передавать информацию с кустовой площадки на пункт управления в режиме реального времени.

Благодаря автоматическому замеру скважинных параметров дежурным операторам не требуется часто ходить на кустовую площадку для выполнения рутинных операций, они меньше подвергаются риску и имеют больше времени для качественного выполнения других важных производственных задач. Еще одно важное достоинство этой технологии – она создает атмосферу совместной работы, поскольку и сотрудники главного офиса компании и персонал на месторождении имеют доступ к одной и той же информации в реальном времени. Это улучшает работу всей команды и расширяет наши возможности в решении производственных вопросов и оптимизации работы.

Каковы Ваши планы по геологоразведке?

Мы продолжаем геологоразведочные работы на Салымских месторождениях в рамках наших планов и обязательств. Мы уже открыли семь залежей нефти, из них четыре в 2008 году. Но нам предстоит еще многое сделать, и в ближайшие годы мы планируем бурение новых разведочных скважин.

Я хотел бы также отметить, что мы используем различные возможности для получения детальной информации о нефтеносных пластах на наших месторождениях. В 2007 году, после успешного трехлетнего периода буровых работ, СПД приступила к оптимизации планов разработки месторождений на основе новых данных о строении недр. В рамках этой программы разработаны высокоточные трехмерные секторные модели Западно-Салымского месторождения. Трехмерная визуализация помогает инженерам-разработчикам оптимизировать план разработки

subsurface data. As part of this exercise, SPD developed high-resolution 3D sector models of the West Salym field. 3D visualisation of the dynamic fluid flow helps reservoir engineers to improve and optimise the subsurface development plan in view of numerous subsurface uncertainties in order to achieve higher oil recovery. Currently, SPD is expanding the modelling effort to develop a full field integrated static-dynamic model for the West Salym field.

What effect, if any, has the oil price had on new technology investment at SPD?

The world financial situation with oil prices dropping fast inevitably influences Russia and its oil and gas industry. It has an impact on the companies, their suppliers and their customers. In SPD in particular, we are committed to maintaining our activity levels as well as the projects with the implementation of new technologies. Nowadays SPD is actively implementing a work approach called ‘LEAN’. It is aimed at taking unnecessary waste out of the Company’s activities. SPD has already trained many of it’s staff, and conducted a number of pilot projects, which highlighted many opportunities in areas such as ESP management, well testing, water sampling, etc. This programme has the potential to fundamentally impact the way SPD does its work, across all areas of our business, and thereby improve safety, increase production, reduce cost and increase profitability.

“Peak Oil” seems to be a hot topic with many differing opinions. What is your view on this?

Although it is difficult to predict the exact rate of growth, it is evident that the global demand for energy will continue to increase and that at the same time we are running out of “easy” oil. Furthermore, as a result of the cost and practical limitations of renewable and nuclear energy, fossil energy sources will remain an important part of the energy mix. Finally, the concerns over the consequences of climate change will no doubt further increase in the coming years. Putting all this together makes me think that it will take all the combined resources and ingenuity of our industry and it’s regulators to be able to meet society’s future demands and expectations. In terms of hydrocarbons, there are still many opportunities; for example, Russia has vast unexplored territories in the Artic and in East Siberia. They require large investments and implementation of complex technologies. That is the area where I believe joint efforts between Russian and international operators can be of great value and I personally hope the Salym project is a good example of how such ventures can benefit all stakeholders involved.

INTERVIEW

With unrivalled upstream technical articles, executive interviews and the latest case studies, feedback from the market is clear...

ROGTEC is the Engineers’ Choice!


Problems with downtime?

36 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


для повышения нефтеотдачи с учетом геологических неопределенностей. Сейчас СПД приступила к созданию полномасштабной интегрированной статико-динамической модели Западно-Салымского месторождения.

Какое влияние оказывают цены на нефть на инвестиции СПД в новые технологии?

Финансовая ситуация в мире и стремительное падение цен на нефть неизбежно затрагивают российский нефтегазовый сектор. Это оказывает влияние на компании, их поставщиков и клиентов. Что касается СПД, то мы намерены поддерживать уровень нашей деятельности, в том числе и проекты по внедрению новых технологий. Сейчас в СПД активно внедряется новый подход к работе под названием LEAN, цель которого - устранение лишних звеньев и процессов в деятельности компании. Соответствующую подготовку и обучение уже прошли многие сотрудники СПД, осуществлен ряд пробных проектов, которые выявили наличие неиспользуемых резервов в таких областях, как эксплуатация ЭЦН, испытания скважин, отбор проб воды и т. д. Потенциально реализация этой программы может положительно повлиять на все сферы деятельности СПД и тем самым поднять уровень безопасности, увеличить объемы добычи, сократить затраты и повысить экономическую эффективность.

В последнее время предметом оживленных дискуссий и споров стал вопрос т.н. «пиковой добычи нефти». Каково Ваше мнение на этот счет?

Конечно, трудно прогнозировать точные темпы роста, тем не менее очевидно, что глобальный спрос на энергию будет продолжать расти и что время «легкой» нефти заканчивается. Более того, в связи с затратами и практическими ограничениями в развитии возобновляемых источников энергии, а также ядерной энергетики ископаемые источники энергии будут и впредь занимать важное место в энергетическом балансе. И последнее: обеспокоенность по поводу последствий изменений климата, несомненно, будет и далее расти. Все эти факторы приводят меня к мысли о том, что наша отрасль и соответствующие государственные органы должны будут совместно приложить все усилия, проявить всю изобретательность, чтобы удовлетворить будущий спрос и ожидания общества. Что касается углеводородов, то здесь еще много возможностей. Например, в России существуют обширные неразведанные районы в Арктике и Восточной Сибири. Они потребуют крупных инвестиций и применения сложных технологических решений. Этот как раз та сфера, в которой большую

роль могут сыграть совместные усилия России и международных нефтяных компаний. Я лично считаю, что Салымский проект являет собой хороший пример того, как подобные проекты могут принести пользу всем заинтересованным сторонам.

37ROGTECROGTEC

INTERVIEW


Р.В. Лугуманов, В.П. Яценко СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ НА ПРОЕКТЕ SHВAB-1 R.V. Lugumanov, V.P. Yatsenko WELDING AND ASSEMBLY WORK ON THE SHBAB-1 PROJECT

38

he welding of pipelines, like all other kinds of metal structures, is a fundamental, key process that

determines the warranty strength, bearing capacity, and operating reliability of the facilities being built. This is why welding operations in the construction of pipelines and related facilities are governed by special international and national standards and codes. Welding engineering specialists, semi-automatic and manual arc welders, and welding machine operators have to be certified by national welding associations or committees. For each specific project, the contractor’s certified welding experts will draw up the welding procedures (preliminary welding procedure specifications pWPS) that are prescribed by the technical design specifications. Once these procedures have been approved by the client’s welding specialists and/or independent experts, the contractor may begin to have them certified. This involves making qualification weld joints on pipes or metal structures at an assembly site on the actual pipeline route or in near as possible conditions using the welding and assembly equipment that the contractor plans to use on the project in the presence of the client’s engineers and independent experts brought in by the client. The welding results are drawn up in a report. After positive results have been obtained from nondestructive testing in accordance with the design technical specification, coupon samples are cut out of the qualification welds for mechanical testing attended by the client’s engineers at an independent laboratory recommended or approved by the client. If the test results are positive, appropriate reports are drawn up and the client issues written permission for the certified welding procedure to be used.

варка трубопроводов, как и любых других металлоконструкций, — это главный,

«ключевой» технологический процесс, который определяет гарантированную прочность, несущую способность и эксплуатационную надежность строящихся объектов. Поэтому выполнение сварочных работ при строительстве трубопроводов и связанных с ними сооружений регламентировано специальными международными и национальными стандартами и нормами. Инженерно-технические работники — специалисты по сварке, сварщики полуавтоматической и ручной дуговой сварки, а также операторы сварочных машин — должны быть аттестованы национальными сварочными обществами или комитетами.

Для каждого конкретного проекта аттестованными по сварке специалистами подрядчика разрабатываются технологии сварки (предварительные сварочные процедуры pWPS), регламентированные проектными техническими спецификациями. После одобрения этих процедур специалистами по сварке заказчика и/или независимыми экспертами подрядчику разрешается начать их аттестацию. Для этого на монтажной площадке в условиях трассы или максимально приближенных к таковым свариваются допускные стыки труб или металлоконструкций с использованием сварочного и монтажного оборудования, планируемого подрядчиком к применению на проекте, в присутствии представителей заказчика и независимых экспертов по сварке, привлекаемых заказчиком. Результаты сварки оформляются протоколом. После получения положительных результатов неразрушающего контроля из

ROGTEC

ТРУБОПРОВОД


С T

3�ROGTEC

допускных стыков в соответствии с требованиями проектных технических спецификаций вырезаются образцы для механических испытаний, выполняемых в независимой лаборатории, рекомендованной или согласованной с заказчиком, в присутствии его представителей. По положительным результатам испытаний оформляются соответствующие протоколы и выдается письменное разрешение заказчика на использование аттестованной технологии сварки.

Проект SHВAB-1 в Королевстве Саудовская Аравия по увеличению пропускной способности нефтепровода Шейба – Абкейк включает строительство нефтепровода SHВAB-2 протяженностью 217 км из труб класса прочности Х65, диаметром 30” с камерами приема и запуска очистных устройств и пятью узлами линейных задвижек, а также монтаж 21 узла гашения колебания давления и двух узлов впрыскивания реагентов на действующем нефтепроводе SHВAB-1 диаметром 42”. Контракт реализуется на условиях ЕРС.

Перед началом международных торгов по проекту SHBAB-1 всем претендентам на строительство данного объекта для подготовки технико-коммерческих предложений были переданы тендерные материалы, в состав которых входили предварительные технические требования

The SHBAB-1 project in the Kingdom of Saudi Arabia to increase the capacity of the Sheiba-Abqaiq pipeline includes construction of the 217-kilometer SHBAB-2 oil pipeline made of 30” X65 pipe, pig receivers and launchers, and five line valve assemblies, as well as the installation of 21 pressure surge relief stations and 2 chemical injection units on the existing 42” SHBAB-1 oil pipeline. It is an EPC contract.

Before international bidding on the SHBAB-1 project was opened, all applicants to build the facility were sent tender documents for them to prepare their technical and commercial bids. These documents included preliminary specifications for the performance of all types of work (Saudi Aramco document 2616 ENG 03/99). The performance and inspection of welding and assembly work were additionally governed by the standards of the client itself — the Saudi Arabian oil company Saudi Aramco:

SAES-W-011. Process pipeline welding requirements;

SAES-W-012. Pipeline welding requirements;

SAEP-352. Review and approval of welding procedures.

In addition, there were international standards - for welding pipelines and related facilities (API-1104); pipeline transportation systems for liquids -

ROGTEC

PIPELINING


Сварочная колонна CRC AW

CRC AW welding line

40

hydrocarbons, liquefied petroleum gas, anhydrous ammonia, and alcohol (ASME B31.4); and a standard for welder and welding procedure certification (ASME Section IX).

During preparation of the technical and commercial bid on the SHBAB-2 pipeline, experts in the construction technologies department of Stroytransgas carefully analyzed and studied all the construction requirements and then prepared the materials for the bid to be put together.

When the contract was awarded to Stroytransgaz, company specialists selected the welding techniques and developed preliminary welding procedure specifications (pWPS) that would meet the procedures and requirements of the client’s SAES-W-011 and SAES-W-012 Standards.

Here, special attention was given to the client’s procedures and restrictions regarding the use of welding methods and welding materials that are non-typical for pipeline construction. For example, the client’s specifications require pipes less than 1” in diameter and the root layer of joints in pipes less than 2” in diameter to be welded only by gas tungsten arc welding (GTAW) with a filler. Gas-shielded arc welding and powder wire welding cannot be used for the root layer in pipe joints and corner joints, and filler metal containing 0.5% molybdenum may not be used in the metal deposit.

The use of cellulosic electrodes is allowed only for welding the root layer of pipe joints.

Any deviations from these procedures and restrictions, particularly the use of automatic gas metal arc welding (GMAW) followed by mandatory weld quality testing with automatic ultrasound equipment, or the use of powder wire welding, required the client’s special permission.

The welding procedures and their certification reports were to be completed on a form recommended by the client. Weld joints for steel pipes of strength class X70 and above for operation in sulfur environments were to be tested for stress corrosion cracking. During assembly and overhead welding of the pipeline, until completion of the hot pass weld, the pipe had to be held by the pipelayer boom, which was not allowed to be manipulated. This restriction considerably slowed the pace of the overhead welding. However, it was permitted to do a second defect repair of the welded joints. It was also permissible to reduce the volume of radiographic testing to 10% provided the defect level was low, which was calculated using a special formula in the SAES-W-012 Standard.

на выполнение всех видов работ (документ Saudi Aramco 2616 ENG 03/99). Дополнительно выполнение и контроль сварочно-монтажных работ регламентировались стандартами заказчика – нефтяной компании Саудовской Аравии «Saudi Aramco»:

SAES-W-011. Требования к сварке технологических трубопроводов;

SAES-W-012.Требования к сварке трубопроводов;

SAEP-352. Рассмотрение и одобрениесварочных процедур.

Кроме того, перечисленные стандарты дополнялись требованиями международных нормативных документов по сварке трубопроводов и связанных с ними сооружений (API-1104), системе транспортирования жидкостей – для углеводородов, жидкого нефтяного газа, безводного аммиака и алкоголя (ASME B31.4) и стандарта для аттестации сварщиков и сварочных процедур (ASME IX).

В процессе подготовки технико-коммерческого предложения по нефтепроводу SHВAB-2 специалистами Управления строительных технологий Стройтрансгаза были внимательно проанализированы и изучены все технические требования на строительство и подготовлены материалы для формирования этого предложения.

После присуждения контракта Стройтрансгазу специалистами компании были выбраны технологии сварки и разработаны предварительные сварочные процедуры pWPS с учетом регламентов и требований стандартов заказчика SAES-W-011 и SAES-W-012.

Особое внимание при этом уделялось нетипичным для трубопроводного строительства регламентам и ограничениям заказчика по использованию методов сварки и сварочных материалов. Так, по регламентам заказчика сварку труб диаметром менее 1” и сварку корневого слоя шва труб диаметром менее 2” необходимо выполнять только аргонно-дуговой сваркой неплавящимся электродом (GTAW) с присадкой. Не допускается использование дуговой сварки в защитных газах и сварки порошковой проволокой для выполнения корневого слоя шва стыков труб и угловых соединений, а также использование присадочных материалов с содержанием 0,5% молибдена в наплавленном металле.

Применение электродов с целлюлозным покрытием разрешено только для сварки корневого слоя шва стыков труб.

ROGTEC



Отступление от этих регламентов и ограничений, в частности применение автоматической дуговой сварки в защитных газах (GMAW) с обязательным последующим контролем качества сварных швов компьютезированной автоматической ультразвуковой установкой и сварки порошковой проволокой, требовало специального разрешения заказчика.

Оформление сварочных процедур и протоколов их аттестации должно выполняться по форме, рекомендованной заказчиком. Сварные стыки труб из стали класса прочности Х70 и выше, планируемые к эксплуатации в сернистых средах, подлежали испытанию на коррозионное растрескивание под напряжением. В процессе монтажа и потолочной сварки трубопровода, до окончания сварки «горячего прохода», труба должна была поддерживаться стрелой трубоукладчика, и запрещалось выполнять с ней любые манипуляции. Указанное ограничение резко снижало темп потолочной сварки. Тем не менее разрешался второй ремонт дефектов в сварных стыках. Допускалось и снижение объема радиографического контроля до 10% при условии низкого уровня дефектности, который рассчитывался по специальной формуле, представленной в стандарте SAES-W-012.

Одновременно с разработкой процедур сварки подрядчик должен по форме, рекомендованной заказчиком, составить сводную таблицу сварных соединений, где были бы перечислены и сгруппированы по диаметрам и толщинам стенок все трубопроводы, входящие в состав проекта. Для каждой группы необходимо указывать способ, вид сварки и сварочные материалы, планируемые к применению, определять в соответствии с стандартом ASME IX группу материалов и указывать

While drawing up welding procedures, the contractor was required to use the client’s recommended form to compile a summary table of weld joints, listing and grouping by diameter and wall thickness all the pipelines included in the project. This had to show for each group the method and type of welding and the welding materials planned to be used, it had to define the group of materials according to ASME Section IX, and indicate the hardness tests, impact strength tests, and any required post weld heat treatment of the seams that were specified in SAES-W-012.

For all welding operations on the project, 14 preliminary welding procedures were developed and submitted to the client.

For seam overhead welding of pipes into strings on the pipeline route, two techniques were used:

» automatic welding using a CRC AW equipment system (welding with solid section wire in a gas shield

PIPELINING

Сварка наружных слоев шва комплексом CRC AW

Welding the outer layers on a CRC AW welder

Лаборатория калибровки расходомеровВыпускаемая компанией SPSE система калибровки расходомеров предназначена для калибровки любых типов расходомеров на основе измерения расхода жидких углеводородов в диапазоне от 150 до 4000 м¾. Для этого компания SPSE использует различные виды жидких углеводородов с вязкостью от 0,5 до 130 мм2/с в стандартном варианте. Могут рассматриваться и другие возможности (повышение вязкости до 500 мм2/с по согласованию).

Стандартные диаметры от 6 до 24 дюймов

(номинальные диаметры в метрических единицах от DN 150 до DN 600).

Пруверный контур объемом 15 м3 используется для калибровки при расходе до 3000 м¾. Контрольные расходомеры применяются для калибровки при расходе до 4000 м¾.

Аккредитация Комитетом Франции по вопросам аккредитации (COFRAC) гарантирует соответствие результатов государственным стандартам и учет факторов неопределенности лабораторных измерений. Комитет Франции по вопросам аккредитации заключил многосторонние соглашения с метрологическими ведомствами разных стран мира.

Мартин МатьеТел.: 33-(0)442 477 875Факс: 33-(0)442 050 775Эл. почта: [email protected]

Мишель ФьеТел.: 33-(0)442 477 829Факс: 33-(0)442 050 775Эл. почта: [email protected]

42

of argon+carbon dioxide and carbon dioxide), AWS classification – GMAW (gas metal arc welding);

» high-speed manual arc welding (the root layer and hot pass were deposited with cellulosic electrodes, as specified in SAES-W-012, while the fill and face layers were welded downhill using basic-coating electrodes, AWS classification – SMAW (shielded metal arc welding). This technique resulted in 10-20% greater productivity

регламентированные технической спецификацией стандарта SAES-W-012 испытания на твердость, ударную вязкость и послесварочную термообработку сварных швов, если она необходима.

Для выполнения всех сварочных работ на проекте были разработаны и представлены заказчику 14 предварительных сварочных процедур (технологий сварки).

ROGTEC



Номерп/п

Код техно-логии

Марка и/или класс прочности

стали

Материал трубы

По стан-дарту

ASME 1Х номер

Толщина стенки

трубы, мм

Диаметр трубы,

дюйм (мм)Краткое описание технологии

P Group

1 WPS-01 Х65 1 2 4,8 – 19,01 >123/4(323,9)Линейная потолочная сварка на внутреннем центраторе,

КСШ-Е7010 Р1, ГП-Е8010 Р1, З+О-Е8018 G , все слои на спуск

2 WPS-02 Х65, A860, А266 CL4, А105N

1 2 4,8 – 19,01 >123/4(323,9)Сварка захлестных, переходных стыков с использованием

наружного центратора, КСШ-Е7010 Р1 на подъем, З+О-Е 8018 G на спуск

3 WPS-03Х65, A860, А266CL4

1 2 4,8 – 19,01 >123/4(323,9)Ремонт недопустимых дефектов стыков по технологии WPS-2,

КСШ-Е7010 Р1 на подъем, З+О - Е 8018 G - 85 на спуск

4 WPS-10Х60, Р355NL,

1(EN10028), А572 1 2 5 - 32 >123/4(323,9)Приваривание якорного фланца к трубе кольцевым угловым

швом, КСШ-Е7016-1, З+О - Е7016-1 на подъем

5 WPS-11Х60, Р355NL, 1(EN10028) 1 1 5 - 32 >123/4(323,9)

Приваривание разрезного тройника к трубе кольцевым угловым швом, КСШ-Е7016-1, З+О - Е7016-1 на подъем

6 WPS-12Р355NL,

1(EN10028) 1 1 5 - 32 -Сварка составных частей разрезного тройника, горизонталь-

ный шов, наружный центратор, КСШ-7016-1, З+О -7016-1

7 WPS-13 Х65 1 2 11,1-12,7 >123/4(323,9)Автоматическая сварка линейных потолочных стыков

с применением комплекса CRC AW

8 WPS-19X52, A106, Gr. B,

P355LN1 1 2 3,0 – 7,8 < 2 1/3 (60,3)Сварка труб, бобышек, неплавящийся электрод в аргоне с присадкой, КСШ+З+О - ER 80S-Ni2

9 WPS-20A36, A572, A516, A53, A106, X60 1 1 15 -

Сварка металлоконструкций, угловые и тавровые соединения, ручная дуговая сварка, электроды Е 7016-1

10 WPS-21 A312, TYPE 304L 1 1 3,0 – 7,8 < 2 1/3 (60,3)Сварка труб, бобышек, неплавящийся электрод

в аргоне с присадкой, КСШ+З+О - ER 316 L

11 WPS-23

X65, X60, A860, WPHY-65,

A266CL4, A350, LF2, A105N, A572,

Gr. 50, A106

1 2 5,0 - 27 <123/4(323,9)Сварка захлестных, переходных стыков

с использованием наружного центратора, КСШ - Е7010 Р1,З+О - Е 8018 G, все слои на подъем

12 WPS-26 А572, Gr. 50 1 1 5,0 - 27 -Сварка составных частей якорного фланца, горизонтальный шов, наружный центратор, КСШ - Е7016-1, З+О - Е7016-1

13 WPS-28

X65, X60, A860, WPHY-65, A266CL4,

A350LF2, A105N, A572, Gr.50, A106,

GR B, A36

1 2 5,0 - 27 <123/4(323,9) Ремонт недопустимых дефектов стыков по технологииWPS-23, КСШ-Е7010 Р1, З+О - Е 8018 G, все слои на подъем

14 WPS-30 I & II по AWSD 1.1 - - до 120 - Сварка деталей якоря, стыковые швы, электроды Е7016-1

Условные сокращения и обозначения: КСШ – корневой слой шва; ГП - «горячий проход»; З+О – заполняющие и облицовочный слои шва; тип/марка электрода: Е7010 Р1 – Фокс Цель-75; Е8010 Р1 - Фокс Цель-85; Е8018 G - Фокс БВД 85; Е7016-1 – Фокс ЕВ Пайп; Е 8018 G – ОК

74.70-ESAB – для сварки на подъем.

Таблица 1:

Сварочные технологии, применяемые на проекте SHBAB-1

На трассе нефтепровода для линейной потолочной

сварки труб в нитку использовались две технологии:

» автоматическая сварка комплексом оборудования CRC AW (сварка проволокой сплошного сечения в среде защитных газов аргон+углекислый газ и углекислый газ) – класификация по AWS – GMAW (Gas Metal Arc Welding);

» скоростная ручная дуговая сварка (корневой слой шва и «горячий проход» выполнялись электродами с целлюлозным покрытием, как регламентировано спецификацией SAES-W-012, а заполняющие и облицовочный слои шва варились электродами с основным покрытием способом «сверху вниз») – классификация по AWS – SMAW (Shielded Metal Arc Welding). Такая технология позволила увеличить производительность на 10 – 20% по сравнению со сваркой всего стыка в целом электродами с целлюлозным покрытием и реализовать преимущества поточно-расчлененного метода организации работ.

Для сварки захлестных и переходных стыков, где применялся наружный центратор, была разработана комбинированная скоростная технология рWPS-2, обеспечивающая при сварке корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием на прямой полярности способом «снизу вверх» гарантированное проплавление и формирование обратного валика. Заполняющие и облицовочный слои шва сваривались электродами с основным покрытием способом «сверху вниз», что позволило увеличить производительность на 50-70% по сравнению со сваркой способом

compared with welding the entire joint using cellulosic electrodes and provided the advantages of the inline-separate method of operation.

For welding lap and taper joints, where an external lineup clamp was used, a combined high-speed procedure pWPS-2 was developed that, in welding the root layer from the bottom up with cellulosic electrodes in straight polarity, assured penetration and formation of a reverse bead. The fill and face layers were welded from the top down using basic-coating electrodes, which was 50-70% more productive than the bottom-up method. The traditional welding technique for these joints, where all layers are welded from the bottom up, was also suggested.

The technique proposed for repairing weld joint defects was the same as that for lap welding. Other procedures were developed for welding the line valve assemblies, pig launchers and receivers, welding on anchor flanges and split tees, and tying in nipples. A list of all the welding procedures used in the project is shown in Table 1.

WELDING PROCEDURE CERTIFICATIONThe pWPS draft procedures were sent to the client for approval. At the same time, Stroytransgaz welding specialists held technical meetings with the client’s weld engineering department to decide the major issues regarding compilation and formalizing of pWPS procedures and the procedure for certifying welding procedures. Their approval meant permission for the certification to go ahead.

The certification process for each procedure involved performing certification weld joints, nondestructive

PIPELINING

43ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

Компания TECPESA - ведущее испанское предприятие, предоставляющее услуги по врезке в работающие нефте- и газопроводы и установке на них заглушек с обводными линиями, которое в 2008 г. стало третьей международной компанией в данной области.

Два основных направления деятельности компании:

Предоставление услуг по врезке в работающие трубопроводы и услуг по установке заглушек с обводными линиями без остановки трубопроводов на транспортных и распределительных газо- и нефтепроводах. Мы используем особые технологии для подсоединения, ремонта или замены трубопроводов без их остановки.

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

Агрегаты для врезки и установки заглушек с обводными линиями без остановки трубопроводов: оборудование для различных типоразмеров - от 2 до 48 дюймов, классы 150 - 600. Вся продукция и оборудование, предлагаемые нашей компанией, полностью совместимы с изделиями компаний TD Williamson и IPSCO.

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

44

testing of the welds and, if the results were positive, mechanical tests on coupon samples taken from the joints. The qualification joints were assembled and welded on segments of piping supplied for the pipeline construction using the equipment, rigging, and tools that Stroytransgaz planned to use on the project. Welding was performed by the contractor’s welders in the presence of the client’s inspectors.

During the welding process, the following were

«снизу вверх». Кроме того, была предложена традиционная технология сварки таких стыков, когда все слои шва сваривались способом «снизу вверх».

Для ремонта дефектов сварных стыков была предложена технология аналогичная технологии сварки захлестов. Остальные технологии разработаны для сварки узлов линейных задвижек, камер приема и запуска очистных устройств,

ROGTEC



No. Procedure code

Steel grade and/or strength class

Pipe material

Number in ASME IХ Standard

Pipe wall thickness,

mm

Pipe diameter, inches (mm) Brief description of procedure

P Group

1 WPS-01 Х65 1 2 4,8 – 19,01 >123/4(323,9)Seam overhead welding on internal lineup clamp,

RL-Е7010 Р1, HP-Е8010 Р1, F+F-Е8018 G , all layers downhill

2 WPS-02 Х65, A860, А266 CL4, А105N

1 2 4,8 – 19,01 >123/4(323,9) Welding lap and taper joints using an external lineup clamp,RL-Е7010 Р1 uphill, F+F-Е 8018 G downhill

3 WPS-03Х65, A860, А266CL4

1 2 4,8 – 19,01 >123/4(323,9)Repairing unacceptable joint defects using WPS-2 procedure,

RL-Е7010 Р1 uphill, F+F - Е 8018 G - 85 downhill

4 WPS-10Х60, Р355NL,

1(EN10028), А572 1 2 5 - 32 >123/4(323,9)Welding anchor flange to pipe with circular fillet weld,

RL-Е7016-1, F+F - Е7016-1 uphill

5 WPS-11Х60, Р355NL, 1(EN10028) 1 1 5 - 32 >123/4(323,9)

Welding split tee to pipe with circular fillet weld,RL-Е7016-1, F+F - Е7016-1 uphill

6 WPS-12Р355NL,

1(EN10028) 1 1 5 - 32 -Welding split tee components, horizontal weld, external lineup

clamp, RL-7016-1, F+F -7016-1

7 WPS-13 Х65 1 2 11,1-12,7 >123/4(323,9)Automatic welding of seam overhead joints using

CRC AW system

8 WPS-19X52, A106, Gr. B,

P355LN1 1 2 3,0 – 7,8 < 2 1/3 (60,3)Welding pipes and nipples, non-consumable electrode in

argon with filler, RL+F+F - ER 80S-Ni2

9 WPS-20A36, A572, A516, A53, A106, X60 1 1 15 -

Welding metal structures, corner and tee joints, manual arc welding

10 WPS-21 A312, TYPE 304L 1 1 3,0 – 7,8 < 2 1/3 (60,3)Welding pipes and nipples, non-consumable electrode in

argon with filler, RL+F+F - ER 316 L

11 WPS-23

X65, X60, A860, WPHY-65,

A266CL4, A350, LF2, A105N, A572,

Gr. 50, A106

1 2 5,0 - 27 <123/4(323,9) Welding lap and taper joints using an external lineup clamp,RL - Е7010 Р1, F+F - Е 8018 G, all layers uphill

12 WPS-26 А572, Gr. 50 1 1 5,0 - 27 -Welding anchor flange components, horizontal seam, external lineup clamp, RL - Е7016-1, F+F - Е7016-1

13 WPS-28

X65, X60, A860, WPHY-65, A266CL4,

A350LF2, A105N, A572, Gr.50, A106,

GR B, A36

1 2 5,0 - 27 <123/4(323,9) Repairing unacceptable joint defects using WPS-23 procedure,RL-Е7010 Р1, F+F - Е 8018 G, all layers uphill

14 WPS-30 I & II по AWSD 1.1 - - до 120 - Welding anchor parts, butt welds, Е7016-1 electrodes

Abbreviations and designations: RL – root layer of seam; HP – hot pass; F+F – fill and face layers of seam; Type/brand of electrode: E7010 P1 – Fox CEL 75; E8010 P1 – Fox CEL 85; E8018 G – Fox BVD 85; E7016-1 – Fox EB Pipe; E8018 G – OK 74.70-ESAB for uphill welding

Table 1:

Welding procedures used in SHBAB-1project

45ROGTEC

приваривания якорных фланцев, разрезных тройников и врезки бобышек. Перечень всех сварочных технологий, которые использовались на проекте, приведен в табл. 1.

АТТЕСТАЦИЯ СВАРОЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙПроекты сварочных процедур рWPS направлялись заказчику на согласование. Одновременно специалисты Стройтрансгаза по сварке проводили технические совещания с представителями инженерной сварочной службы заказчика, на которых решались основные вопросы по составлению, оформлению процедур рWPS и о порядке проведения аттестации сварочных технологий. Согласование являлось разрешением для их аттестации.Процесс аттестации каждой технологии включал сварку допускных стыков, их неразрушающий контроль и, в случае его положительного результата, механические испытания образцов, вырезанных из этих стыков.

Допускные стыки собирались и сваривались из отрезков труб, поставленных для сооружения нефтепровода, с использованием оборудования, оснастки и инструмента, которые ОАО «Стройтрансгаз» планировал использовать на проекте. Сварка выполнялась сварщиками

measured and recorded in the report: the bevel (angle), opening, quality of assembly, preheat and interpass temperatures, travel speed, the time taken for each pass and the interval between passes, welding current, voltage, and the polarity and baking

ROGTEC

PIPELINING


Внутренний центратор комплекса CRC AW, совмещенный со сварочной машиной

Welding the Internal lineup clamp on the CRC AW system, combined with welding machine

46

temperature of the electrodes (only with basic coating). After the welding was done, the geometry of the weld seam was measured and, after its external appearance had been accepted by the client, the weld joint was marked appropriately. After this, the certification joints were examined by radiography and, if the results were positive, templates were cut out (in accordance with the chart in Standard API 1104) for subsequent mechanical tests.

The mechanical tests were performed in a client-approved laboratory. After the tests were complete, a document package was put together including: the qualification welding data records, inspection and test reports, certificates for the welded pipes and welding materials, welder certificates, etc. The final stage of certification was a modification to the WPS (flow charts) in line with the actual qualification welding data and their approval by the client.

An item of practical interest was the procedure for certifying weld defect repair procedures, for which there was no real clarity in the client’s specifications or Standard API 1104. For this type of repair, pipe joints were used that had been welded according to the certified procedures and in which defects in the root, fill, and face layers of the weld were simulated by grinding segments 250-300 mm long to various depths (completely through, to mid-section, and removal of the facing). These segments were then welded by manual arc welding using proposed procedures WPS-03 and -28. The control procedure during the welding process and subsequent operations was the same as for certification of the basic welding techniques (marking, nondestructive testing, removing coupon samples, mechanical testing, and issuing reports).

For automatic welding on the CRC AW equipment, the client required, in addition to certification of the basic welding procedure, that (as an exception) its modification also be certified - the so-called “overnight procedure”. Essentially, this procedure boiled down to the following: qualification pipe joints were welded with a root, hot pass, and two fill passes. After being left for 24 hours, the qualification weld was completed with a fill pass (the third) and face pass. This procedure for CRC AW automatic welding meant that some of the unfinished welds that were missing the final fill and face pass could be left for the next work shift.

WELDER AND WELDING OPERATOR CERTIFICATIONThis certification was carried out in line with the above welding standards but with no mechanical testing of specimens from the qualification welds. To obtain a permit to perform overhead welding of pipes, the welder welded half of a non-rotating joint using the certified procedure. The qualification joint was examined by radiography, and if it passed, the welder would be given

подрядчика в присутствии инспекторов заказчика.

В процессе сварки контролировались и фиксировались в протоколе: разделка кромок (угол), зазор, качество сборки, температура предварительного подогрева и межслойная температура, скорость сварки, время каждого прохода и промежуток времени между проходами, сила сварочного тока, напряжение, полярность и температура прокалки электродов (только с основным покрытием). По завершении сварки контролировались геометрические параметры сварного шва и, после его принятия заказчиком по внешнему виду, производилось соответствующее клеймение сварного соединения. В дальнейшем допускные стыки контролировались радиографическим методом и, при положительном результате, из них вырезались темплеты (в соответствии со схемой, приведенной в стандарте API 1104) для дальнейшего механического испытания.

Механические испытания осуществлялись в согласованной с заказчиком лаборатории. После окончания механических испытаний оформлялся пакет документов, включающий: записи режимов сварки допускных стыков, протоколы их контроля и испытаний, сертификаты на свариваемые трубы и сварочные материалы, сертификаты сварщиков и т.п. Завершающим этапом аттестации была корректировка WPS (технологических карт) в соответствии с фактическими режимами сварки допускных стыков и утверждение их представителем заказчика.

Представляет практический интерес регламент аттестации процедур ремонта дефектов в стыках, по которому нет четкого разъяснения в спецификациях заказчика и стандарте API 1104. Для такого вида ремонта использовались сваренные по аттестованным технологиям стыки труб, на которых имитировались дефекты корневого слоя шва, заполняющих и облицовочного слоев путем вышлифовки участков протяженностью 250-300 мм на различную глубину (насквозь, половина сечения, снятие облицовки). Затем эти участки сваривались ручной дуговой сваркой по предложенным технологиям WPS-03 и -28. Регламент контроля в процессе сварки и последующие действия были такие же, как и при аттестации основных сварочных технологий (клеймение, неразрушающий контроль, вырезка образцов, механические испытания, оформление протоколов).

Для автоматической сварки с использованием оборудования CRC AW заказчик потребовал в дополнение к основной технологии (как исключение) аттестовать ее модификацию — так называемую «ночную процедуру». Суть этой процедуры

ROGTEC



заключалась в следующем: допускные стыки труб сваривались корневым, горячим и двумя заполняющими проходами. После перерыва в 24 часа завершалась сварка допускного стыка заполняющим (третьим) и облицовочным проходами. Такая технология при автоматической сварке оборудованием CRC AW позволяла оставлять часть стыков, недоваренных последним заполняющим и облицовочным слоями, для завершения сварки следующей рабочей сменой.

АТТЕСТАЦИЯ ЭЛЕКТРОСВАРЩИКОВ И ОПЕРАТОРОВЭта аттестация проводилась в соответствии с вышеназванными стандартами на сварку без механических испытаний образцов из допускных стыков. Для допуска на потолочную сварку труб каждый электросварщик сваривал половину неповоротного стыка по аттестованной технологии. Допускной стык контролировался радиографическим методом, и при положительном заключении сварщик получал допуск на сварку с персональной карточкой-бейджиком.

Для выполнения сварочных работ управление строительством на объекте комплектовалось электросварщиками из России, Индии и Филиппин.

Привлечение иностранных электросварщиков связано с квотами Саудовской Аравии на использование иностранной рабочей силы и более низкой стоимости их услуг по сравнению с российскими специалистами.

Для проведения аттестации технологий сварки и электросварщиков на производственной базе управления строительством на объекте Стройтрансгаз развернул аттестационный полигон, состоящий из десяти сварочных кабин и укомплектованный всем необходимым для резки катушек из труб, сборки и сварки стыков. Поскольку на проекте применялись новые скоростные технологии ручной электродуговой сварки (WPS-01, -02, и -03), незнакомые большинству электросварщиков, перед официальной аттестацией проводилась тренировка в течение 5-12 дней. Кроме того, часть российских электросварщиков перед командировкой обучалась еще в Учебном центре ОАО «Южтрубопроводстрой» в течение 5-10 дней. В целом на проекте было подготовлено и аттестовано 39 электросварщиков, в том числе 29 специалистов из России. Аттестация операторов CRC проводилась без предварительной тренировки, поскольку они все имели большой опыт работы. В дальнейшем заказчик разрешил проводить аттестацию операторов даже на товарных стыках.


Планирование с линейной привязкой – идеальное средство для линейных сооружений

Объединение и качественное отображение информации о сроках производства работ и объекте на одном графике повышает качество отчетов и доверие к исполнителю.

Немедленное отображение ограничений и неувязок планирования позволяет избежать дорогостоящих ошибок.

Графический интерфейс облегчает разработку и корректировку календарных графиков, сокращает сроки и стоимость планирования работ.

Линейная привязка позволяет точно учитывать выполненный объем работ и прогнозировать ход и места производства дальнейших работ.

Программный комплекс TILOS успешно прошел испытание в ходе строительства многих трубопроводов и широко используется ведущими компаниями отрасли.

Обмен данными с множеством других программ для управления проектами дает возможность преобразовывать столбчатые диаграммы и сетевые графики в графики, отражающие ход работ с линейной привязкой и указанием сроков.

Мы заинтересованы в расширении сети сбыта за рубежом. Приглашаем заинтересованных лиц посетить наш сайт для ознакомления с условиями участия в партнерской программе распространения программного обеспечения TILOS.

48

a welding permit and personal name tag.

To handle the welding operations, the construction department at the facility brought in welders from Russia, India, and the Philippines.

Foreign welders were brought in because of the Saudi Arabian quotas for foreign labor and because of the lower cost of their services compared to Russian welders.

For certifying the welding procedures and welders, Stroytransgaz set up a certification area in the production center of the facility’s construction department which contained 10 welding booths and was fitted out with everything required to cut spools from the pipe and to assemble and weld the joints. Since the project was to use new high-speed manual arc welding techniques (WPS-01, -02, and -03) that were unfamiliar to most of the welders, a 5-12 day training session was given before the certification tests. In addition, some of the Russian welders had received 5-10 days’ training at the YuzhTrubVodStroy training center just before being sent to this job assignment. Altogether during the project 39 welders were trained and certified, 29 of whom were Russian specialists.

Certification of the CRC operators was carried out without preliminary training because they all had extensive work experience. Later on, the client allowed the operators to be certified on actual fabrication joints.The top-qualified welders who had proved themselves in welding line joints on the trunk oil pipeline were chosen to do the welding of in-service hot taps (welding split tees to an existing oil pipeline). Their certification was carried out on a specially fabricated stand with a device simulating pressurized oil in close to real conditions. Welders who passed this test were given a special certificate.

In addition to primary certification, the test area was also used to train and carry out re-certification testing for welders who had been rejected by the client’s inspectors. The client’s requirements were that welders whose weld joints requiring repair exceeded 5% of the total number done were to be taken off the job and sent for training and re-certification.

Для сварки на «горячих врезках» (приваривание к действующему нефтепроводу разрезных тройников) были отобраны сварщики высокой квалификации, которые хорошо зарекомендовали себя при сварке линейных стыков магистрального нефтепровода. Их аттестация проводилась на специально изготовленном стенде с имитатором наличия нефти под давлением в условиях более приближенных к реальным. По результатам такой аттестации сварщикам выдавалось специальное удостоверение.

Кроме первичной аттестации на полигоне проводились тренировка и повторная аттестация электросварщиков, отстраненных инспекторами заказчика. В соответствии с требованиями заказчика сварщики, у которых число ремонтных стыков превышало 5% от общего числа сваренных стыков, отстранялись от работы и направлялись на тренировку и повторную аттестацию.

ROGTEC



АВТОРЫЛУГУМАНОВ Расиль Варисович, главный сварщик управления строительства проекта в Королевстве Саудовская Аравия

ЯЦЕНКО Владимир Петрович, и.о. заместителя начальника Управления строительных технологий – главный сварщик ОАО «Стройтрансгаз», канд. техн. наук

AUTHORSRasil Varisovich LUGUMANOV, Chief Welding Engineer of the project’s construction department in the Kingdom of Saudi Arabia

Vladimir Petrovich YATSENKO, Acting Deputy Chief of the Construction Technologies Department, chief welding engineer of Stroytransgas, PhD

4�ROGTECROGTEC

PIPELINING


6 � 9 O c t o b e r

Almaty, Kazakhstan

17th KazakhstanInternational

Exhibition and Conference

OIL & GAS

www.kioge.comwww.kioge.kz

Organisers:

ITE (London)Tel.: +44 (0)20 7596 5000; Fax:+ 44 (0)20 7596 5106;

oilgas@ite�exhibitions.com

Iteca (Almaty)Tel.: +7 (727) 258 34 34; Fax: +7 (727) 258 34 44;

oil�[email protected]

ITE LLC (Moscow)Tel.: +7 495 9357350; Fax: +7 495 9357351;

oil�gas@ite�expo.ru

GIMA (Hamburg)Tel.: +49 (0) 40 235 24 201 ; Fax: +49(0) 40 235 24 410;

[email protected]

Official Support:

Ministry of Energyand Mineral Resourcesof the Republic of Kazakhstan

Almaty City Administration

Пол Джукс, доктор философии, серт. инженер, сотрудник Научно-исследовательского и проектного института морских сооружений

Айман Элтахер, доктор философии, проф. инженер

Джеймс Вонг, магистр наук

Билли Дюрон, бакалавр наук

Компания «Джей-Пи Кенни»

Хьюстон, шт. Техас, США

Paul Jukes PhD CEng FIMarEST

Ayman Eltaher PhD PE

James Wang MSc

Billy Duron BSc

J P Kenny, Inc.

Houston, TX USA

Применение усовершенствованных средств анализа методом конечных элементов для расчета и моделирования подводных нефте - и газопроводов и их узлов

The use of Advanced Finite Element Analysis Tools for the Design and Simulation of Subsea Oil and Gas Pipelines and Components PART 2

ЧАСТЬ 2

50

1. Pipeline Analysis for Arctic ApplicationsAnalysis of pipelines in arctic conditions requires specialized considerations that do not apply to non-arctic fields. These considerations include loading conditions such as those associated with strudel scour, permafrost thawing and ice gouging. Analysis of upheaval buckling and free spanning associated with strudel scour is rather similar to that for non-arctic applications; the main difference is, however, in deriving the problem parameters (such as the free span length).

Analysis of the pipeline for settlement due to permafrost thawing involves a coupled or an uncoupled form of the following analyses: conduction and convection of the heat from the pipeline to the soil and permafrost; volume change due to the phase change of the permafrost ice; and soil consolidation and resulting settlement. A wide range of sophistication and degree of coupling of these analyses has been proposed, while development of a standard approach to such analysis is still underway. Finite element is usually used for the thermal analysis, with the volume change and consolidation commonly performed with simplified methods. Finite element, however, has been used to perform all the three types of analysis. Analysis of ice gouging of arctic seabed and resulting sub-gouge soil

1. Расчеты трубопроводов для эксплуатации в арктических условияхПри расчетах трубопроводов, предназначенных для эксплуатации в арктических условиях, требуется учет ряда факторов, не рассматриваемых при проектировании для других регионов. К таким факторам относятся условия нагружения трубопроводов, в том числе в связи с ледовой эрозией дна, таянием многолетней мерзлоты и ледовой экзарации. Сам по себе расчет вертикальных выгибов и прогибов трубопроводов в связи с ледовой эрозией дна схож с аналогичными видами расчетов трубопроводов за пределами арктических регионов. Тем не менее расчеты для арктических условий связаны со значительными сложностями при определении исходных условий, таких как длина пролетов между точками опоры.

Для расчета поведения трубопровода с учетом просадки в результате таяния многолетнемерзлых грунтов требуется проведение раздельных или совместных расчетов следующих факторов: кондуктивная и конвективная теплопередача от трубопровода к грунтам и слою многолетней мерзлоты, изменение объема в связи с таянием льда

ROGTEC



51ROGTEC

в составе многолетнемерзлого грунта и консолидация грунтов, ведущая к просадкам. В настоящее время существует целый ряд методов комплексного расчета упомянутых факторов, но единый подход к решению подобных задач пока не выработан. Обычно для анализа термодинамических процессов применяется метод конечных элементов, в то время как расчеты изменения объема и консолидации обычно выполняются по упрощенным методикам. Тем не менее метод конечных элементов может применяться для всех трех упомянутых видов расчетов.

Расчет ледовой экзарации морского дна в арктических условиях и обусловленной ей деформации нижележащих пород (и проложенных в траншеях трубопроводов) обычно выполняется одним из следующих методов.

Первый метод заключается в моделировании грунтов морского дна как набора нелинейно-упругих элементов, деформирующихся под нагрузкой, создаваемой айсбергом или торосом, и передающих ее на заглубленный трубопровод. Более корректный способ расчета методом конечных элементов связан с моделированием пород морского дна как эйлеровой сетки, а менее деформируемых объектов, таких как трубопроводы, - как лагранжевой сетки. Комбинированная методика с использованием эйлеровых и лагранжевых сеток (CEL) обладает тем преимуществом, что она позволяет моделировать экстремальные условия деформации грунта без ущерба для точности оценки напряжений в трубопроводе. Пример результата расчетов по этой методике приведен на рис. 1 [ 6].

2. Локальный расчет подводных узлов трубопроводной системы методом конечных элементовДля моделирования подводных трубопроводов и их узлов, включая узлы прохода через стенки, фланцы и элементы крепления стояков, также используется программа ABAQUS. На рис. 2 показана типичная модель узла прохода двустенного трубопровода через стенки, созданная в программе ABAQUS CAE.Функциональные возможности программы ABAQUS позволяют выборочно задавать для каждого компонента значения давления и температуры, на основе которых можно оценить поведение конструкции в заданных условиях. Имеющиеся в программе макросы позволяют определять значения напряжений и подразделять их на изгибные, мембранные и мембранно-изгибные. После этого полученные данные оцениваются на предмет соответствия установленным требованиям. Такая методика также может применяться для оценки напряжений в поперечных швах трубопроводов (см. рис. 3).

Метод объемных конечных элементов может также применяться для моделирования узлов

(and buried pipeline) deformation is performed usually using either of two approaches.

The first models the seabed soil as nonlinear springs that deforms under the iceberg/ice ridge pressure and that transfers the load to the buried pipeline. The more sophisticated finite element approach involves modelling the seabed soil with an Eulerian mesh, and the less deformable objects, such as the pipeline, are modelled with a Lagrangian mesh. This “Coupled Eulerian-Lagrangian” (CEL) formulation has the advantage of being able to model the extreme soil deformations involved, while keeping good track of the stresses in the pipeline. An example of such analysis output is shown in Figure 1 [Ref. 6].

2. Local Finite Element Analysis of Subsea Components ABAQUS is also used to model subsea pipelines and components such as Bulkheads, Flanges and Riser clamps. A typical pipe-in-pipe bulkhead is shown in Figure 2 and this is constructed using ABAQUS CAE.Using ABAQUS the component can be loaded with pressure, temperature, and the structural response can be obtained. Macros are used to extract stresses, and to then split them into bending, membrane, and membrane and bending stresses. Appropriate code checks are then undertaken. The analysis can also be used to assess the stress loading in the girth welds as shown in Figure 3. Solid FEA can also be used to design subsea components such as clamp-on buckle arrestors which are proposed to be used for reel lay as shown in Figure 4 [Ref. 7]. FEA allows to study the phenomena of collapsing/propagating of the pipe-in-pipe flowline,

ROGTEC

PIPELINING


Рис. 1. Деформация под зоной ледовой экзарации по данным расчета методом конечных элементов с использованием сочетания эйлеровой и лагранжевой сетокFigure 1: Sub-gouge Deformation derived using Coupled Eulerian-Lagrangian Finite Element Formulation

52

and to investigate the effectiveness of clamp-on buckle arrestor for deep water flowlines. Sensitivities of key design parameters can then be explored with the purpose of guiding detail mechanical design of the clamp-on buckle arrestor.

3. Micro Modelling (Sub-Modelling)The adoption of sub-modelling can be used, to analysis the stress loading in the girth welds as shown in Figure 5 and Figure 6. The effects of radial misalignment, flaw defects, and linking this to Engineering Criticality Assessment (ECA) can also be undertaken. The use of a FEA as a design tool is very powerful, and allows one to address very complex issues at a micro level.

подводных трубопроводов, таких как муфты для защиты от распространения смятия при укладке трубопровода с барабана (см. рис. 4) [7]. Метод конечных элементов позволяет анализировать явления смятия и распространения деформаций в подводных двустенных трубопроводах (типа «труба в трубе»), а также оценивать эффективность применения муфт для защиты от распространения смятия при укладке глубоководных трубопроводов. Такая методика позволяет выполнить оценку влияния основных расчетных характеристик на поведение трубопровода с целью получения исходных данных для рабочего проектирования муфт, препятствующих распространению смятия. 3. Микромоделирование (локальное моделирование)Метод микромоделирования может использоваться для расчета напряжений в кольцевых швах трубопровода (см. рис. 5 и 6). При этом также возможен учет влияния радиальной несоосности труб и дефектов шва в техническом анализе критичности (ECA).

Метод конечных элементов открывает широкие возможности для проектировщиков и позволяет анализировать сложные явления на локальном и микроскопическом уровне.

Комплексный подход к обоснованию трасс трубопроводовВыбор трасс подводных газо- и нефтепроводов связан с рядом особых обстоятельств и сложностей. Для выбора трасс используется комплекс программных средств, в состав которого входят средства сторонних поставщиков и программа анализа напряжений (см. рис. 7).

Получаемые трехмерные модели используются для визуализации существующих и возможных трасс

ROGTEC



Рис. 2: Комплексное объемное моделирование узлов прохода через стенкиFigure 2: Complex Solid Modelling of Pipeline Bulkheads

Верхняя образующая трубы на опоре Pipe to at support

Верх кольцевого шва Girth weld top

Нижняя образующая трубы на опоре Pipe bottom at support

Низ кольцевого шва Girth weld bottom

Рис. 3: Детальное моделирование кольцевых швовFigure 3: Detailed Modelling of Girth Welds

Рис. 4: Муфты для защиты от распространения смятияFigure 4: Clamp-on Buckle Arrestors

трубопроводов. Учет уклонов, высотных отметок и профиля морского дна в ходе прокладки трассы позволяет оптимизировать выбор ее маршрута.Трехмерные координаты точек трассы трубопровода поступают непосредственно из модуля Fledermaus и используются для создания в программе ABAQUS конечноэлементных моделей для подробного расчета участков трубопровода. Данные о координатах также могут использоваться для построения чертежей трассы трубопровода. Типичное изображение профиля

An Integrated Approach to Pipeline Route SelectionThe routing of subsea oil and gas pipelines and flowlines pose particular challenges. Routing is undertaken by integrating third party software with ‘Simulator’ stress analysis tools, as shown in Figure 7. The compiled 3-D model is used to plot existing and possible flowline routes. The seabed slope, elevation, and profile can be analyzed while plotting, leading to route optimization. The flowline route XYZ coordinates are directly extracted from Fledermaus and used to create finite element models

PIPELINING

Рис. 5: Детальная модель сварного шва с радиальной несоосностьюFigure 5: Detailed Modelling of Weld Detail with Radial Misalignment

Специальная арматурная сетка, обеспечивающая долговечность защитных железобетонных покрытий трубопроводов

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

• целостность, однородность и прочность, гарантирующие повышенную устойчивость к ударным нагрузкам; • высокая эластичность, позволяющая свести к минимуму образование трещин при монтаже трубопроводов; • выдержанные однородные значения предела прочности на сжатие; • долговечность защитного покрытия, армированного горячеоцинкованной сеткой.

Возможность поставки изделий серии Armapipe с четырех заводов в разных странах мира позволяет компании Betafence находить гибкие решения для нужд любого проекта.

Тел. +32 (0)56 73 45 30 Факс +32 (0)56 73 45 97 [email protected] www.betafence.com

Betafence NV, Belgium

Рис. 6: Детальная геометрическая модель сварного шва с использованием методики микромоделированияFigure 6: Detailed Weld Geometry using the Sub-Modelling Technique

54

in ABAQUS for detailed span analysis. The coordinates may also be used to create flowline alignment drawings. A typical flowline profile is shown in Figure 8.

Current flowline routes from the Subsea Field Layout Drawing can be plotted in the 3-D model and analyzed, alternate routes can be identified and studied. The model can be complied from two different sets of survey information if required, for example, data sampled at 3-meter and 15-meter intervals. When selecting optimized paths the routes are preferred to stay in the detailed survey data set (3-meter) but other options which fall outside detailed survey data can be used. Figure 9 shows an example of a 3-D model, and indicating initial route slopes. The 3-D model is assembled using the survey data and color maps are applied to visually describe the information. The model can be analyzed using color maps describing elevation and slope. The slope color map gives an enhanced perspective of the seabed floor easily highlighting avoidable and problem areas. The model shaded with elevation is show in Figure 10. The elevation color shades the model based on water depth with the minimum in pink and the maximum in dark purple. This color map can be used to analyze the model and plot the possible alternate routes. The slope legend and example profile are also shown in Figure 10. Slopes are in decimal degrees.The models are viewed with a vertical exaggeration factor of 6 to clearly show avoidable areas, without amplifying the rate of change it would be difficult to pinpoint problem areas. Once the route has been optimized, it is exported

по трассе трубопровода показано на рис. 8.

Программный комплекс позволяет перенести с чертежей в трехмерную модель существующие трассы подводных трубопроводов, проанализировать их характеристики, выработать и оценить альтернативные варианты трасс. Модели могут строиться на основе данных двух разномасштабных съемок (например, по сетке 3 и 15 м). При выборе оптимальной трассы предпочтение отдается привязке к точкам наиболее крупномасштабной сетки (с шагом 3 м), но при необходимости предусмотрена возможность использования вариантов, попадающих на участки, не освещенные детальной съемкой. На рис. 9 показан пример трехмерной модели трубопровода с указанием уклонов по первоначальной трассе. На основе данных съемки формируется трехмерная модель, скомбинированная с цветокодированной картой участка, что позволяет представить все данные визуально. Для упрощения анализа в модель включаются карты с обозначением высотных отметок и уклонов цветовой кодировкой. Отображение уклонов на карте цветом облегчает изучение рельефа морского дна, с выделением участков, наименее благоприятных для прокладки трубопровода. Пример модели с графическими обозначениями высотных отметок и уклонов показан на рис. 10. На модели с указанием высотных отметок отображаются сведения о глубине моря, включая участки с наименьшей (выделено розовым цветом) и наибольшей (выделено темно-фиолетовым цветом) глубиной моря. Карты с цветовой кодировкой данных могут использоваться для анализа существующих и прокладки альтернативных трасс. На рис. 10 также приведена расшифровка обозначений уклонов и образец профиля по трассе трубопровода. Уклоны указываются с точностью до десятых долей градуса.При отображении данных моделирования

ROGTEC



Рис. 7: Выбор трассы трубопровода с помощью программы трехмерного моделированияFigure 7: Flowline Routing using 3-D Software

Рис. 8: Профиль по трассе трубопроводаFigure 8: Route Profile

Рис. 9: Уклоны по первоначальной трассеFigure 9: Initial Route Slopes

Системы гигиенической очистки труб- Решения по извлечению продукции -

Тел.: +44 (0) 115 925 4700Факс: +44 (0) 115 925 4645

Эл. почта: [email protected]Веб-сайт: www.hps-pigging.com

• Долговечная конструкция СОД

• Надежная работа

• Растворы, изготовленные по условиям заказчика

• Эффективное удаление продукта

• Бесконтактное обнаружение СОД

• Системы распределения продукта, приспособленные для очистки СОД

ЭффективностьЭкологичность

НадежностьДолговечность

вертикальный масштаб увеличивается в шесть раз для облегчения распознавания неблагоприятных для прокладки трассы участков, поскольку без непропорционального масштабирования их гораздо сложнее точно выделить на карте.

После прокладки оптимальной трассы ее координаты переносятся в программу ABAQUS для расчета теплового расширения и бокового выпучивания трубопровода с целью обеспечения надежности выбранных проектных решений.

Оптимизация трассы за счет применения программного обеспечения для трехмерного моделирования в сочетании со средствами расчета напряжений позволяет сэкономить значительные средства. Трехмерная визуализация значительно повышает качество учета и анализа рельефа морского дна и является рекомендуемым методом решения инженерных задач. Описанный метод недавно был использован при проектировании трубопровода на территории Индонезии.

ОТ АВТОРОВКомпания J P Kenny благодарит всех, кто предоставил сведения, использованные при подготовке настоящей статьи. Особая благодарность выражается проф. Куке Кукатасану (лондонский офис компании J P Kenny).

into ABAQUS, and pipeline expansion and lateral buckling analysis can be undertaken to ensure a safe and robust design An optimized route using 3-D software, integrated with stress analysis, will allow significant financial savings. 3-D visualization provides significant benefits in understanding the seabed morphology and is the preferred choice for engineering applications. This methodology has been recently adopted on a project in Indonesia.

ACKNOWLEDGEMENTSJ P Kenny would like to thank all who participated in providing information for this paper. A special thank you is given to Dr. Kuka Kukathasan, J P Kenny Ltd (London Office).

PIPELINING

Рис. 10: Модель с цветной картой и указанием уклоновFigure 10: Slope Color Map Model

Системы гигиенической очистки труб- Решения по извлечению продукции -

Тел.: +44 (0) 115 925 4700Факс: +44 (0) 115 925 4645

Эл. почта: [email protected]Веб-сайт: www.hps-pigging.com

• Долговечная конструкция СОД

• Надежная работа

• Растворы, изготовленные по условиям заказчика

• Эффективное удаление продукта

• Бесконтактное обнаружение СОД

• Системы распределения продукта, приспособленные для очистки СОД

ЭффективностьЭкологичность

НадежностьДолговечность

56

Журнал «ROGTEC» проводит конкурс рисунков под девизом «Мы — дети нефтяников» в целях оказания поддержки подрастающему поколению — детям российских нефтяников.

В 2008 г., впервые в истории российской нефтегазовой промышленности, состоялся всероссийский конкурс под девизом «Мы — дети нефтяников». Основная идея конкурса заключалась в том, чтобы предложить детям работников нефтегазовой отрасли изобразить ее в рисунках, что, возможно, укрепит в них желание пойти по стопам своих родителей.

Первая церемония награждения прошла во время работы Российской нефтегазовой выставки SPE 2008 в павильоне 57, где г-н Кристиан Диас, директор журнала «ROGTEC» “Российские нефтегазовые технологии”, торжественно вручил призы всем финалистам.

Награды были любезно предоставлены компанией Swellfix. Особую благодарность устроители конкурса выражают лично г-ну Гаррону Лиcу.

Кристиану Диасу предстояло выбрать победителя, что само по себе оказалось задачей не из легких, учитывая высокое качество представленных работ. После долгих серьезных размышлений победителем в номинации «Моя будущая профессия» была признана Полина Федосеева. Мы сердечно поздравляем Полину от всей редакции журнала!

Хотелось бы также поблагодарить всех участников конкурса за прекрасные рисунки, присланные на выставку. Молодцы!

Одна из главных целей проведения конкурса - привлечь внимание современной молодежи к нефтяной промышленности как к возможной области их будущей профессиональной деятельности. Для этого наряду с некоммерческими организациями в подготовке конкурса и других подобных мероприятий приняло участие и правительство России.Организаторы конкурса убеждены, что это лишь первый шаг на пути решения проблемы недостатка рабочей силы, с которой уже пришлось столкнуться нефтяной промышленности.

Лучшие работы примут участие во всероссийском творческом конкурсе «Образы науки». В течение года они будут выставляться на российских и международных научно-технических форумах как в нашей стране, так и за рубежом.

Для получения дополнительной информации просьба обращаться к организатору конкурса НП «Мир науки» по адресу электронной почты [email protected].

Редакция журнала «ROGTEC» выражает благодарность всем организаторам и участникам конкурса, сделавшим его поистине замечательным событием. Мы гордимся тем, что имели возможность внести свой вклад в этот необычный проект.

ROGTEC www.rogtecmagazine.com

«Мы — дети нефтяников» “We are the Children of Oilmen”«Мы — дети нефтяников» “We are the Children of Oilmen”“We are the Children of Oilmen”

ROGTEC supports the up and coming generation of oil children in Russia through the art contest “We are the Children of Oilmen”

For the first time in the history of the Russian petroleum industry, a national contest named “We are the Children of Oilmen” was organised and introduced in 2008. The idea being that the children whose parents work within the O&G industry could express their view on this sector through art and hopefully encourage them to continue in the great work arena of their parents.

The first award ceremony took place at the SPE 2008 Russian Oil and Gas Exhibition. The awards were handed out on pavilion 57 and Christian Dias, Director of ROGTEC magazine was proud to award gifts to all the children who had made the finals.

The gifts were kindly donated and sponsored by Swellfix, with many thanks going personally to Garron Lees.

Christian Dias was set the task of choosing a winner and because of the high quality of the work submitted, it was a tough task. After much consideration the winner of the category “My Future Profession” was finally declared as Polina Fedoseeva – well-done Polina from all at ROGTEC!

The team at ROGTEC would also like to congratulate all of children who took part in this competition for the excellent paintings that were on display – a great effort by all!

One of the primary goals of the contest is to attract the youth of today to the idea of the petroleum industry as a future job opportunity. To this end, the Russian government in a joint effort with non-profit organizations, created this contest along with other activities. The organisers of this contest believe that these are the first steps towards the resolution of the scarce human resources issue facing the petroleum industry.

The best paintings will also be exhibited in “Images of Science,” an all-Russian creative contest. The works will also be showcased for one year at both Russian and international scientific and technical forums in the country and abroad.

For more information, contact the contest organiser “Mir Nauki” at [email protected]

ROGTEC would like to thank the organisers and all the children who participated for making this contest a truly special event and all the team at ROGTEC are proud to have been invited to be a part of this great initiative.

57ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

«Я горжусь своей семьей» Игорь Устинов (11 лет)

I am Proud of my Family

Igor Ustinov (11 years)

«Образ нефтяника»Татьяна Степанова (8 лет)

The Image of the OilmanTatiana Stepanova (8 years)

«Россия – это сила»Анастасия Белозерова (15 лет)

Russia is the PowerAnastasia Beloserova (15 years)

«Нефтяная символика»Антон Балтахнец (10 лет)

The Oil SymbolsAnton Baltachec (10 years)

«Моя будущая профессия»Полина Федосеева (10 лет)

My Future ProfessionPolina Fedoseeva (10 years)

«Династия профессионалов» Андрей Прокофьев (5 лет)

The Dynasty of Professionals

Andrey Prokofiev (5 years)

«Мы — дети нефтяников» “We are the Children of Oilmen”


Shell discusses further cooperation with GazpromSupermajor Shell will discuss further cooperation with Russian state-run Gazprom on energy projects in Russia’s Far East, its was announced recently, reflecting industry hopes that lower oil prices will prompt countries with resources to offer better deals.

Anglo-Dutch Shell boss Jeroen van der Veer told Reuters in an interview the company would discuss more projects with the Russian gas giant after launching the $22 billion Sakhalin-2 liquefied natural gas project.

Van der Veer said the Russian Far East was within Shell and Gazprom’s “area of mutual interests (AMI)”. “Based on the success (of Sakhalin-2), the partners will discuss with each other how we can cooperate on this AMI

Siirtec Nigi awarded gas treatment plant for NordstreamSiirtec Nigi S.p.A. has announced that it has been awarded a contract by OAO Gazprom to implement the biggest silica gel plant in the world to be located at the Portovaya Compression Station near the Russian town of Vyborg. Contract value is in the region of 400 million Euros. The contract is part of the ambitious Nord Stream Project which includes the 1,220 km gas pipeline that will carry natural gas from Russia to the European Union via the Baltic Sea. The award follows highly competitive international tender over several months.

The plant will dehydrate and control the hydrocarbon dew point of 170 million cubic meter per day (6 billion cubic feet per day) of natural gas to reach the stringent specifications required by the submarine pipeline. The plant, operating at 75 bar (1088 psi), will use high performance e silica gel manufactured by BASF.Siirtec Nigi’s scope of work includes the supply

Компания «Шелл» обсуждает возможности дальнейшего сотрудничества с ОАО «Газпром»Как было объявлено недавно, нефтяной гигант «Шелл» продолжит переговоры с российской государственной компанией «Газпром» о возможностях дальнейшего сотрудничества в осуществлении энергетических проектов на Дальнем Востоке Российской Федерации. Промышленники выразили надежду, что снижение цен на нефть побудит страны, богатые этим природным ресурсом, предложить покупателям более выгодные для них сделки.

Глава англо-голландской компании «Шелл» Йерун ван дер Веер в интервью агентству «Рейтер» сообщил о намерении своей компании обсудить с российским газовым гигантом дальнейшие возможности осуществления совместных проектов после ввода в эксплуатацию завода по производству сжиженного природного газа в рамках проекта «Сахалин-2» стоимостью 22 млн долларов США.

Ван дер Веер отметил, что российский дальневосточный регион является «областью взаимных интересов» компании «Шелл» и ОАО «Газпром».

«Опираясь на успех проекта “Сахалин-2”, партнеры намерены обсудить возможности дальнейшего освоения и развития региона», – сказал исполнительный директор «Шелл».

Компания Siirtec Nigi объявила о заключении договора о строительстве установки подготовки газаКомпания Siirtec Nigi S.p.A. объявила о заключении нового договора с ОАО «Газпром». Речь идет о строительстве и вводе в эксплуатацию крупнейшей в мире установки осушки газа силикагелем. Предприятие будет расположено на компрессорной

58 ROGTEC

НОВОСТИ


of technology, engineering and procurement of equipment and materials to be delivered in two phases (October 2010 and October 2011). In addition, the company will be responsible for erection supervision and start-up activities.

Kremlin unveils 126m barrel oil stash planRussia is working toward creating an oil and products reserve and could stockpile up to 16 million tonnes (126.4 million barrels) to take advantage of low oil prices, Deputy Prime Minister Igor Sechin recently told reporters today.

“We are getting ready for an Opec session, which will take place in March, and we are studying reserve options,” Reuters quoted Sechin as saying. He added low oil prices were prompting producers to think about reducing output. “Such a reduction could reach up to 16 million tonnes, depending on market conditions. It is possible to study the possibility of buying this crude from the market,” he said. “You will agree that, at such prices, it is wise to talk about stockpiling options.”

Slavneft ties up $100m loanRussian gas giant Gazprom’s banking arm Gazprombank has handed oil producer Slavneft a two-and-a-half-year $100 million loan to help it fund ongoing activities. Slavneft is a joint venture between Gazprom Neft, Gazprom’s oil arm, and TNK-BP, half-owned by UK supermajor BP.

Russia in Bolivia pipe talksRussian gas giant Gazprom is in talks to build a system of pipelines in Bolivia, President Dmitry Medvedev said as the Kremlin launches a new push to boost its influence in South America.

Medvedev announced the plan after talks in the Kremlin with Bolivian President Evo Morales, whose visit to Moscow comes soon after similar trips by fellow leftist leaders Raul Castro of Cuba and Hugo Chavez of Venezuela.

“We spoke about Russia helping our friends in Bolivia with hydrocarbons and the construction of a gas transport system,” Medvedev told Reuters after the meeting. “A memorandum was signed with Gazprom, whose co-operation is moving into the practical sphere,” he said, adding that work on the “strategic project” would run to 2030.

Medvedev said Russian efforts to boost ties with South America were not aimed at countering the US, traditionally the dominant power in the region.

Russia seals $25bn China cash for oil dealChina has agreed to lend Russian oil companies $25 billion in return for supplies from huge new East Siberian

станции «Портовая» вблизи российского города Выборга. Стоимость контракта составляет примерно 400 млн евро. Подписанный договор является частью масштабного проекта «Северный поток», который включает в себя строительство газопровода протяженностью 1220 км для отправки российского природного газа в страны Европейского Союза через Балтийское море. Заключению договора предшествовали международные конкурентные торги, проходившие в течение нескольких месяцев.

Установка будет осуществлять дегидратацию газа и контроль точки росы по углеводородам в соответствии со строгими требованиями технических условий, предъявляемыми к подводным трубопроводам. Производительность установки составит 170 млн кубометров (6 млрд кубических футов) природного газа в день. В технологическом оборудовании установки, функционирующем при давлении 75 бар (1088 фунт/кв.дюйм), будет использоваться высокоэффективный силикагель производства компании BASF.

Перечень работ, которые предстоит выполнить компании Siirtec Nigi, включает в себя разработку технологического процесса, проектирование, а также закупку оборудования и материалов. Их поставка будет осуществляться в два этапа (в октябре 2010 и 2011 гг.). Кроме того, компания будет осуществлять авторский надзор за строительством и вводом предприятия в эксплуатацию.

Кремль планирует создать запас нефти в количестве 126 млн баррелей Как сообщил сегодня журналистам вице-премьер правительства Игорь Сечин, Россия готовится создать резерв нефти и нефтепродуктов объемом до 16 млн т (126,4 млн баррелей), пользуясь преимуществом низких цен на нефть.

«Мы готовимся к сессии ОПЕК, которая должна пройти в марте, и изучаем возможности резервирования нефти и нефтепродуктов», – цитирует агентство «Рейтер».

Сечин упомянул также, что снижение цен может заставить производителей задуматься о сокращении объемов добычи.

«Такое снижение в зависимости от состояния рынка может произойти в объеме 16 миллионов тонн. Вполне возможно изучить возможность приобретения этого объема», – добавил Сечин.

«Согласитесь, на такой цене нефти разумно рассуждать о возможностях резервирования».

5�ROGTECROGTEC

NEWS

60 ROGTEC

НОВОСТИ


oilfields that will power its economy for the next two decades, a source close to the talks said today.

Russia’s state oil champion Rosneft and pipeline monopoly Transneft signed a long-delayed deal to borrow the money from China Development Bank during talks in China, the source told Reuters. Rosneft and Transneft declined immediate comment.

Beijing has abundant cash that Moscow needs to access in the credit crunch as its government is running major deficits and some of its companies are finding it difficult to repay loans and borrow project finance on commercial markets.

The agreement, originally planned for the end of 2008, did not come easily and talks stalled in November last year over disagreements about interest rates and state guarantees China sought from the Russian government.

TNK-BP turns on Uvat tapsTNK-BP turned on the taps at the Urna and Ust-Tegus fields, in the Uvat area of West Siberia’s Tyumen oil patch, and pledged to invest $500 million this year to increase output in a region where most other major deposits have been depleted. TNK-BP plans to produce 1.5 million tonnes (11.8 million barrels) of oil from the Urna and Ust-Tegus fields this year. Output will be ramped up to a peak of 9 million tonnes per year (71 million barrels) by 2020, officials said.

TNK-BP holds 15 licences in the region, with the Urna and Ust-Tegus fields lying in the eastern sector of the province. Crude from the two licence areas was fed into the 264-kilometre spur that links up with the national pipeline network run by Transneft .

TNK-BP, has invested $925 million in the project to date, which it completed ahead of the original start-up date of 1 April. The company last year launched another major project, the Verkhnechonskoye field in East Siberia.

EU united on Nord Stream and NabuccoThe European Union (EU) is united on the natural gas pipelines its members aim to build in a bid to diversify block’s supply and import routes, Energy Commissioner Andris Piebalgs recently said. Piebalgs spoke of unity after German Chancellor Angela Merkel asked the 27-member block to support a Nord Stream pipeline, which would bring Russian natural gas under the Baltic Sea directly to Germany. Czech Prime Minister Mirek Topolanek, whose country chairs the EU until June 30, said that Nord Stream, as a pipeline deepening the EU’s reliance on Russian gas, was “a direct threat to the Nabucco project” that would skip Russia as a supplier. Poland and the Baltic states have been the chief opponents

Нефтяная компания «Славнефть» получает кредит на 100 млн долларов США«Газпромбанк», банковское отделение российского газового гиганта «Газпром» предоставил нефтяной компании «Славнефть» ссуду на сумму 100 млн долларов США на срок два с половиной года для поддержки финансирования ее текущей деятельности.

«Славнефть» представляет собой совместное предприятие, учрежденное ОАО «Газпром нефть» (нефтяным отделением «Газпрома») и компанией “ТНК-БиПи”, на 50% принадлежащей британскому нефтяному гиганту BP.

Россия ведет переговоры о строительстве трубопровода в БоливииКак заявил президент Дмитрий Медведев, российский газовый гигант «Газпром» ведет переговоры о строительстве системы трубопроводов в Боливии. Этот шаг станет новым этапом усиления российского влияния в Южной Америке.

О намерении России приступить к осуществлению таких планов Медведев сообщил после переговоров в Кремле с президентом Боливии Эво Моралесом, чей визит в Москву последовал вскоре после такой же поездки соратников по левому лагерю – кубинского лидера Рауля Кастро и президента Венесуэлы Уго Чавеса.

«Мы говорили о том, чтобы российская сторона содействовала нашим друзьям из Боливии в разработке углеводородов и строительстве газотранспортной системы на территории Боливии», – заявил Медведев в интервью агентству «Рейтер» сразу после встречи.

«Подписаны соответствующие меморандумы с «Газпромом», которые, по сути, уже выходят на практические дела», – отметил российский президент, добавив, что этот «стратегический проект» ориентирован на период до 2030 года.

Медведев подчеркнул, что усилия России по укреплению контактов со странами Южной Америки не нацелены на противостояние с США, сохраняющими свое традиционное господство в этом регионе земного шара.

Россия заключает сделку с Китаем о поставках нефти в обмен на кредит в 25 млрд долларовКитай выразил свое согласие предоставить российским нефтяным компаниям кредит размером 25 млрд долларов в обмен на поставки нефти, добываемой на огромных новых восточносибирских

61ROGTECROGTEC

NEWS


of the Nord Stream pipeline, which bypasses them. Piebalgs said that while Poland would prefer other routes Warsaw was “not hostile” to the Russian-German line.

Gazprom plans to raise shelf oil and gas reserves by 2020Russian gas export monopoly Gazprom said its hydrocarbon reserves on Russia’s Arctic Shelf will increase by 5.6 bn tons of fuel equivalent between this year and 2020. Gazprom said Russia currently had around 100 bn tons of fuel equivalent on the enormous shelf, which covers many time zones and is partly frozen. Around 80 % of these are gas.

“In 2005-2008, Gazprom’s reserves on the Russian shelf grew by 1.5 bn tons of fuel equivalent as a result of geological exploration work,” Gazprom said. Last year, total hydrocarbon reserves held by Gazprom, the world’s largest gas producer and supplier of a quarter of Europe’s gas, rose by a record 10 % after the government granted it 10 major gas deposits and its oil reserves were boosted.

Sakhalin 3 Operator Selected After ProspectingThe operator of the Sakhalin-3 project will be determined as soon as geological prospecting is over, Deputy Prime Minister Igor Sechin reported. Asked about the chances of the two major rivals - Gazprom and Rosneft - Sechin noted that the most active bidder would win, adding that if the bulk of the project’s reserve is gas, Gazprom would certainly be more willing than Rosneft. However, it is still too early to draw any conclusions, Sechin observed. He pointed out the difficult economic situation, which discouraged interest in large projects

New Energy Source Comes Onstream at Sakhalin IIPresident Dmitry Medvedev opened Russia’s first liquefied natural gas (LNG) plant built by Sakhalin Energy Investment Company Limited (Sakhalin Energy).

The LNG plant is the heart of the Sakhalin II Project, one of the largest integrated oil and gas projects in the world.The innovative and challenging Sakhalin II construction is near completion, and a new major energy source is now coming onstream. The infrastructure includes three offshore platforms, an onshore processing facility, 300 km of offshore pipelines and 1600 kms of onshore pipelines, an oil export facility and the LNG plant.

Rosneft Reviews 2008 ResultsAccording to the preliminary results, in 2008, Rosneft’s oil and gas condensate production amounted to 110.1 mln tonnes, 9% more compared to the prior year. Organic production growth exceeded 4%, which is the best indicator among the Company’s peers. This growth is primarily explained by further development of Rosneft’s extensive reserve base that was underpinned

месторождениях, которые послужат укреплению экономики страны в течение ближайших двух десятилетий. Об этом нам сообщил источник, близкий к переговорам.

В ходе переговоров в Китае крупнейшая российская государственная нефтяная компания «Роснефть» и монополист в области трубопроводного транспорта «Транснефть» подписали, наконец, соглашение о предоставлении им кредита из средств «Китайского банка развития», – заявил наш источник агентству «Рейтер».

«Роснефть» и «Транснефть» отказались от каких-либо комментариев на эту тему.

Пекин обладает огромными запасами наличных средств, в которых Москва остро нуждается в условиях кредитного кризиса. Правительство России испытывает значительный дефицит средств, а некоторые крупные государственные компании оказываются не в состоянии выплачивать кредиты и обеспечивать финансирование своих проектов за счет средств коммерческих рынков.

Заключение соглашения планировалось еще на конец 2008 г., однако в ноябре прошлого года переговоры зашли в тупик из-за разногласий по вопросу процентных ставок и государственных гарантий, которые Китай требовал от российского правительства.

Компания ТНК-БиПи приступает к работе на Уватских месторожденияхКомпания ТНК-БиПи приступила к работам на Урненском и Усть-Тегусском месторождениях в Уватском районе западносибирского тюменского нефтеносного участка, заявив о своем намерении вложить 500 млн долларов для увеличения объема добычи нефти в регионе, где большинство запасов других крупных месторождений уже истощились.

Компания ТНК-БиПи планирует в текущем году довести объем добычи на Урненском и Усть-Тегусском месторождениях до 1,5 млн тонн нефти (11,8 млн баррелей).

По сообщению официальных лиц, объем нефтедобычи достигнет рекордного показателя 9 млн тонн в год (71 млн баррелей) к 2020 г.

Компания ТНК-БиПи владеет пятнадцатью лицензиями на разработку нефтяных месторождений в данном регионе, в восточной части которого и находятся Урна и Усть-Тегус.

62 ROGTEC

НОВОСТИ


Нефть, добываемая в этих районах, поступает в 264-километровый отрезок трубопровода, связанного с национальной трубопроводной системой, управляемой компанией «Транснефть».

Компания ТНК-БиПи уже вложила в проект 925 млн долларов. Завершение работ по его осуществлению, которое ранее планировалось на 1-ое апреля, произошло с опережением установленного срока.

В прошлом году компания запустила в действие еще один масштабный проект по освоению Верхнечонского месторождения в Восточной Сибири.

ЕС занял единую позицию по вопросу о проектах «Северный поток» и «Набукко»Члены Европейского Союза (ЕС) заняли единую позицию в вопросе о строительстве трубопровода для транспортировки природного газа в качестве усилий, предпринимаемых в попытке диверсифицировать каналы поставки и импорта. Об этом недавно заявил Европейский комиссар по энергетике Андрис Пибальгс.

Высказывание Пибальгса последовало за обращением Канцлера Германии Ангелы Меркель к двадцати семи членам блока с просьбой о поддержке идеи строительства трубопровода «Северный поток», по которому российский природный газ будет поступать по дну Балтийского моря непосредственно в Германию. Мирек Тополанек, премьер-министр Чехии, председательствующей в ЕС до 30-го июня, заявил, что строительство трубопровода «Северный поток» усилит зависимость ЕС от поставок российского газа и «поставит под угрозу осуществление проекта “Набукко”», который позволит отказаться от поставок газа из России.

Польша и страны Балтии ранее считались главными противниками строительства трубопровода «Северный поток», который пройдет в обход их территории. Пибальгс заявил, что, хотя польские власти предпочли бы иные каналы поставки, Варшава «не намерена препятствовать» строительству российско-германского газопровода.

«Газпром» планирует увеличить шельфовые запасы нефти и газа к 2020 г.Представители российского монополиста в области экспорта газа ОАО «Газпром» заявили о намерении компании увеличить свои запасы углеводородов на Российском арктическом шельфе на 5,6 млрд т условного топлива к 2020 г.

По словам представителей «Газпрома», у России уже имеется около 100 млрд т условного топлива

by increased production drilling at the Company’s core upstream enterprises. In 2008, Rosneft drilled 2,547 th. meters of production wells (up 6.3% compared to 2007) and commissioned 658 new wells. Marketable gas output totaled 11.2 bcm, an increase of 1% compared to 2007. Furthermore, Rosneft completed 58.7 th. meters of exploration wells, which enabled the Company to add 141 mln tonnes of oil and 36 bcm of gas of the Russian ABC1 category, thus fully replacing volumes produced in 2008.

Rosneft Approves 2009 Business PlanAt Rosneft’s recent meeting, the Board of Directors also approved Rosneft’s business plan for 2009 that envisages further growth in all operating indicators amid unfavorable macroeconomic environment.

In particular, in 2009, Rosneft plans to increase its oil and gas condensate output by 2% to 112.3 mln tonnes, primarily through accelerated production drilling (704 new wells) and the launch of the Vankor oil and gas field. Commissioning of a booster station at the Priobskoye field is expected to bring marketable gas production to 11.9 bcm, 5.8% more as compared to 2007.

To ensure continued reserve base expansion, in 2009, the amount of exploration work will be maintained at the 2008 level. Rosneft plans to complete 56.3 th. meters of exploration drilling, and to shoot 9.1 th. linear kilometers and 2.4 th. square kilometers of 2D and 3D seismic, respectively.

StatoilHydro Investing in Arctic Russia’s FutureRussian and Norwegian dignitaries, students and journalists turned out last week for education grant awards and cooperation signing ceremonies between StatoilHydro and schools in Murmansk and Arkhangelsk.

“This is a very important occasion for north-west Russia and StatoilHydro. We’re signing agreements to train local students for opportunities in the region’s emerging oil and gas industry,” said signatory Bengt-Lie Hansen, StatoilHydro president Russia.

Mutual benefit: “These programs are not only important for north-west Russia and the schools, but for StatoilHydro’s efforts to be an Arctic champion!” said Mr Lie Hansen.“A cooperation between people means that you believe in an idea. We believe in you and I hope you believe in us. Together, we can make a difference.”

Aladdin Oil & Gas Reports Possible Oil Discovery in OrenburgAladdin Oil & Gas Company ASA has during the drilling of an exploration well (#101) revealed a petroleum

62 ROGTEC

НОВОСТИ


system in a reef structure. A 6m column has been encountered with clear indications of hydrocarbons.

Aladdin Oil & Gas Company ASA acquired 3D seismic on the Bogdanovskaya license early last year, and during the interpretation a possible reef structure was identified. The company decided that it wanted to drill this structure, and a well was spudded on it 24th December 2008. The well is planned to be drilled to 950m, and the top of the reef was expected around 650m depth.

The well will be drilled to the planned TD of 950m, and is currently at 698m depth. The company hopes to find further hydrocarbons as the drilling proceeds. Analysis of the electric logs will decide what intervals can be tested, before any commerciality of the discovery can be considered.

Caledus bucks economic downturn with forecast for major growthCaledus, the Aberdeen headquartered well construction technology oil and gas service sector business, has unveiled plans for significant global expansion with forecasts of 250 employees worldwide and turnover of £50 million by 2012.

A three-year vision, agreed by the company’s senior management team at a meeting in Aberdeen recently, will see Caledus reach its anticipated expansion through organic growth, strategic acquisitions and alliances, incorporating new product lines where appropriate to enhance the business.

This year Caledus predicts revenue will grow from £8million to £14million with an increase in jobs globally from 43 to 65. Staff will increase at the company’s key strategic bases in Aberdeen (6), Perth Australia (3), Dubai (3) and Houston (3) while a new office will be opened in Kuala Lumpur in March and additional staff will be employed in Norway and Angola.

на огромном шельфе, расположенном в нескольких часовых поясах и частично покрытом льдами. Около 80% от общего объема составляют запасы газа. «В 2005-2008 гг. запасы “Газпрома” на российском шельфе выросли за счет геологоразведки на более чем 1,5 млрд т условного топлива», – сообщили представители компании.

В прошлом году запасы, принадлежащие «Газпрому», крупнейшему мировому производителю газа, осуществляющему четверть всех поставок газа в Европу, возросли на рекордные 10%. Это произошло после того, как правительство передало компании десять крупных газовых месторождений с одновременным увеличением ее нефтяных запасов.

Оператора проекта «Сахалин-3» определят после завершения геологоразведочных работВице-премьер Игорь Сечин сообщил, что оператор проекта «Сахалин-3» определится по завершении геологоразведочных работ. На вопрос о шансах на победу двух основных соперников – «Газпрома» и «Роснефти» – Сечин ответил, что победа будет принадлежать более активному претенденту. Он добавил, что, если основной резерв проекта составит газ, предпочтение может быть отдано «Газпрому». Однако, как отметил Сечин, пока рано делать выводы. Он указал на сложную экономическую ситуацию, вызвавшую снижение интереса к крупномасштабным проектам.

В проекте «Сахалин-2» введен в эксплуатацию новый источник энергииПрезидент Дмитрий Медведев присутствовал на открытии первого в России завода по производству сжиженного природного газа, построенного компанией «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани» («Сахалин Энерджи»).

Завод по производству СПГ – основной элемент проекта «Сахалин-2», который является одним из самых крупных комплексных нефтегазовых проектов в мире.

Строительная стадия сложнейшего инновационного проекта завершается, после выхода на режим эксплуатации «Сахалин-2» станет новым крупным источником поставок энергоносителей. Их обеспечит созданная в рамках проекта самая современная инфраструктура, которая включает в себя три морские добывающие платформы, 300 километров морских и 1600 километров наземных трубопроводов, объединенный береговой технологический комплекс, терминал отгрузки нефти и завод по производству СПГ.

63ROGTECROGTEC

NEWS


Нефтяная компания «Роснефть» анализирует итоги 2008 и строит планы на 2009 г.Согласно предварительным данным, в 2008 г. добыча нефти и газового конденсата компанией «Роснефть» выросла на 9% по сравнению с прошлым годом и составила 110,1 млн т. Органический темп роста добычи превысил 4%, что является лидирующим показателем в отрасли среди компаний сопоставимого масштаба. Рост добычи был обеспечен, в основном, дальнейшим вовлечением в разработку уникальной ресурсной базы компании за счет расширения программы эксплуатационного бурения в ведущих предприятиях нефтедобычи. Так, объем проходки был увеличен на 6,3% – до 2 547 тыс м, пробурено

64 ROGTEC

НОВОСТИ

www.rogtecmagazine.com64

658 новых скважин. Производство товарного газа возросло на 1% по сравнению с 2007 г. – до 11,2 млрд куб. м. Объем проходки в поисковом и разведочном бурении в 2008 г. составил 58,7 тыс метров, что обеспечило прирост запасов категории АВС1 на 141 млн т нефти, а также 36 млрд куб. м газа, и позволило полностью возместить добытые запасы.

Нефтяная Компания «Роснефть» принимает бизнес-план на 2009 г.На своем недавнем заседании совет директоров «Роснефти» утвердил бизнес-план компании на 2009 г., в котором предусматривается дальнейший рост всех показателей деятельности в условиях неблагоприятной макроэкономической ситуации.

В частности, в 2009 г. «Роснефть» планирует увеличить объем производства нефтяного и газового конденсата на 2% и довести его до 112,3 млн т, прежде всего, за счет наращивания бурения новых скважин (704 единицы) и ввода в действие Ванкорского нефтегазового месторождения. Ожидается, что завершение пусконаладочных работ на газокомпрессорной станции на Приобском месторождении позволит увеличить объем производства товарного газа до 11,9 млрд кубометров, что на 5,8% больше, чем в 2007 г.

Чтобы гарантировать непрерывное увеличение резервных запасов, в 2009 г. объем геологоразведочных работ будет поддерживаться на уровне 2008 г. Планируемый объем разведочного бурения составляет 56,3 тыс м, предусматривается выполнение 9,1 тыс погонных километров двухмерной сейсморазведки и 2,4 тыс квадратных километров трехмерной сейсмики.

Компания StatoilHydro вкладывает средства в будущее российского арктического регионаВысокопоставленные лица России и Норвегии, студенты и журналисты собрались на прошлой неделе для вручения образовательных грантов и проведения церемонии подписания договора о сотрудничестве между компанией StatoilHydro и школами Мурманска и Архангельска.

«Это очень важное событие как для северо-западного региона Росси, так и для компании StatoilHydro. Мы намерены дать студентам возможность плодотворной работы в зарождающейся нефтегазовой индустрии региона», – заявил один из подписавших соглашение, Бенгт Ли Хансен, президент российского отделения компании StatoilHydro.

Взаимная выгода: «Эти программы имеют огромное значение не только для школ северо-восточного региона России, но и для компании StatoilHydro, стремящейся занять лидирующие позиции в области освоения Арктики!» – сказал г-н Ли Хансен.

ROGTEC

НОВОСТИ

www.rogtecmagazine.com64 ROGTEC

НОВОСТИ


«Сотрудничество всегда означает приверженность общей идее. Мы верим в вас, а вы, надеюсь, верите в нас. Вместе мы можем изменить мир к лучшему».

Компания Aladdin Oil & Gas сообщает о возможных запасах нефти в ОренбургеВ процессе бурения разведочной скважины (№101) компания Aladdin Oil & Gas Company обнаружила в рифовой структуре нефтеносную систему. В ходе работ была обнаружена шестиметровая система с явными признаками наличия углеводородов.

Компания Aladdin Oil & Gas Company получила результаты трехмерной сейсморазведки на Богдановском лицензионном участке в начале прошлого года. В ходе анализа полученных данных была обнаружена рифовая структура. Компания решила приступить к ее бурению. Первая скважина была пробурена 24 декабря 2008 г. Ее глубину планируется довести до 950 м, причем кровля рифа должна быть обнаружена на глубине 650 м.

В настоящий момент глубина скважины составляет 698 м, но в ближайшее время бурение планируется продолжить до проектной глубины 950 м. В ходе бурения руководство компании рассчитывает обнаружить дополнительные доказательства наличия углеводородов. Анализ данных электрического каротажа позволит определить, на каких интервалах следует проводить исследования, прежде чем можно будет вести речь о коммерческой стороне этого открытия.

В противовес спаду экономической активности компания Caledus строит планы дальнейшего развитияКомпания Caledus, разработчик технологий строительства нефтяных и газовых скважин, головной офис которой расположен в Абердине, объявила о своих планах глобального расширения. Компания намерена к 2012 г. довести число своих сотрудников по всему миру до 250 человек, а оборот до 50 млн фунтов стерлингов.

План на ближайшие три года, одобренный руководством компании на недавней встрече в Абердине, позволит ей провести расширение за счет органического роста, стратегических слияний и приобретений, внедрения новой продукции в целях совершенствования деятельности компании.

Компания Caledus ожидает, что в этом году объем прибылей возрастет с 8 до 14 млн фунтов стерлингов, а количество рабочих мест в разных странах мира увеличится с 43 до 65. Будет увеличен штат основных отделений компании в Абердине (6), Перте (Австралия) (3), Дубае (3) и Хьюстоне (3). Новый офис откроется в марте в Куала-Лумпуре. Дополнительные сотрудники появятся также в Норвегии и Анголе.

Are you receiving your FREE copy?

Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +34 952 904 230

Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +34 952 904 230

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

Already receiving your copy? Pass this onto a colleague so they can receive their free subscription!

Уже получаете бесплатные номера ROGTEC?Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал. ROGTEC16ROGTEC16


advanticagroup.com

apl.no

bakerhughes.com

bor-it.com

rao-offshore.ru

p.05 & p.29

p.07

obc & p.21

p.45

larrylee.com

hps-pigging.com

jetlube.com

spse.fr

tecpesa.com

tilos.org

66 ROGTEC

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

p.15 p.19

p.55

p.04

p.43

p.47

ite-exhibitions.com

ibc, 31, 37 & 49

rogtecmagazine.com

betafence.com

p.53

eage.ru

p.33

p.41

ifc & p.23

Date post:	08-Mar-2016
Category:	Documents
Upload:	rogtec-magazine
View:	229 times
Download:	2 times

ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

Documents