Oil&Gas Eurasia - November 2010

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

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

Getting Yamal OnstreamForeign Сash, Technology, Sought to Boost Gas Output

p. / стр. 8

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

www.oilandgaseurasia.com

Tech Trends / Новые технологии

Вызов Ямала

Иностранные инвестиции и

технологии как стимул

газодобычи на полуострове

TNK-BP Optimizes HR Policy

ТНК-ВР оптимизирует кадровую политику

p. / стр. 38

p. / стр. 20

I really enjoyed the 2010 SPE

Russian Oil&Gas Exploration

and Production Technical

Conference and Exhibition this

year. And not just because of the

role that Oil&Gas Eurasia played

in helping to make it a success.

The OGE print editorial team

of editors/writers Bojan Soc, Elena

Zhuk and designer/photographer

Pyotr Degtyarev put out a great

Show Daily newspaper three days in a row from our stand.

And our web editor Dave Kondris updated www.oilandgas-

eurasia.com daily while also keeping our Twitter followers

“in the know.”

Oil&Gas Eurasia also published the Official Show

Catalogue. So if you got one, and liked what we did, let us

know. Write me at [email protected] and copy

Anna Bovda at [email protected]. She managed the

project and would love to hear from you too. If she gets

enough letters, I might give her a raise.

But what I think I enjoyed most about the event was

the “breath of fresh air” the SPE style of conference organi-

zation represents on the Russian event landscape.

At SPE Events You Really Can Learn Something

I don’t think my foreign readers really understand. If

you’re accustomed to attending SPE events in other parts

of the world, you expect to hear presentations of papers

that represent real, honest, peer-to-peer exchanges of

professionally useful information. Per SPE rules, sponsors

can’t use money to influence things. While at most Russian

conferences, he who pays does the talking.

And those of us who do the listening are often out the

door after lunch. I can’t tell you the number of “sales pre-

sentations” masked as “technology papers” I’ve sat through

(or rather ran out on) at many Russian conferences. Some

of these “sales pitches” I almost know by heart and when I

see the presenter’s name on a conference agenda, I know to

avoid that session.

Я получила истинное наслаждение от Российской тех-

нической нефтегазовой конференции и выставки

SPE по разведке и добыче-2010. И не только пото-

му, что в этот успех свою «лепту» внесло и наше издание

«Нефть и газ Евразия».

Три дня подряд сотрудники НГЕ в лице редакторов/

журналистов Бояна Шоча, Елены Жук и дизайнера/фото-

корреспондента Петра Дегтярева, освещали это событие

ежедневно, выпуская газету форума. В это же время наш

веб-редактор Дэйв Кондрис каждый день обновлял сайт

www.oilandgaseurasia.com и постоянно держал в курсе

событий подписчиков новостной ленты НГЕ на Twitter.

Журнал «Нефть и газ Евразия» также опубликовал

официальный каталог выставки. Если вы держали его

в руках, и вам понравился результат нашей работы,

дайте нам знать. Жду ваших сообщений на почтовый

ящик [email protected] с копией Анне Бовда

– [email protected]. Она занималась организацией

проекта и будет рада получить ваши отклики. Если в ее

адрес придет много писем, Аня может рассчитывать на

прибавку к зарплате.

Однако важнее всего, по-моему, здесь был «глоток све-

жего воздуха» – именно так можно охарактеризовать стиль

организации конференции SPE, выделяющий ее среди дру-

гих российских мероприятий.

На конференциях SPE можно действительно узнать что-то новое

Сомневаюсь, что зарубежные читатели НГЕ до конца

понимают, о чем идет речь. Частые посетители конференций

SPE в других странах мира совершенно справедливо ожидают,

что доклады будут представлять собой актуальный, открытый,

равноправный обмен информацией, полезной для профес-

сионалов. Согласно правилам SPE, спонсорам не разрешается

использовать свое положение для того, чтобы влиять на орга-

низаторов и участников. На российских же конференциях,

зачастую, право выступить получают только те, кто платит.

В этом случае те, кто пришел послушать, как прави-

ло, покидают мероприятие после обеда. Не могу назвать

точного числа рекламных «презентаций», замаскирован-

ных под «представление технологий», на которых мне

1Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Record Numbers Attend SPE Russian Oil&Gas to Learn the Latest in TechnologiesНовейшие технологии привлекли рекордное количество участников на выставку SPE

Пэт Дэвис ШимчакPat Davis Szymczak

2

#11 November 2010EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Oil&GasEURASIA

SPE events through are a totally different experience.

And that’s why they are so successful. Each paper presented

must survive a series of reviews by committees composed of

fellow petroleum engineers. And the papers with the most

useful information for petroleum engineers are chosen

– regardless of which company pays money to have their

logo alongside the program.

And that is why this, the third biennial SPE Russian

Oil&Gas Technical Conference and Exhibition saw yet

another record turnout – all three days! Delegates signed-

up because they knew they would learn something and

that they would be able to exchange experience and

opinions with their petroleum science and engineering

colleagues.

Shale and Tight Gas and Oil Projects Make Sense! For Ukraine?

One session I particularly enjoyed was a presentation

over lunch (a format SPE calls a “Topical Lunch”) by Tatyana

Kryuchkova, deputy general director and chief geologist at

Moscow-based NRK-Technology. She spoke about NRK’s

success in drilling and completing a tight-oil well at the

Palnikovskoye field in West Siberia, and a tight-gas well at

the Dnepro-Donskoye field in Ukraine. With mostly petro-

пришлось присутствовать (а точнее, с которых пришлось

уйти). Многие «рекламные слоганы» я почти выучила

наизусть, поэтому, увидев фамилию докладчика в повестке

дня конференции, знаю заранее, что это заседание надо

пропустить.

Мероприятия же SPE проводятся по совершенно

иному принципу, и в этом – причина их успеха. Каждый

представляемый доклад должен пройти ряд обсуждений

внутри комиссий, составленных из инженеров-нефтяни-

ков. Выбираются только доклады, представляющие самую

полезную информацию для специалистов отрасли, незави-

симо от количества денег, уплаченных компанией за право

разместить свой логотип на афишу мероприятия.

Именно поэтому третья Российская техническая

нефтегазовая выставка и конференция Общества инже-

неров-нефтяников собирала рекордное количество учас-

тников в течение всех трех дней. Они регистрировались,

потому что были уверены в том, что узнают нечто новое и

смогут обменяться опытом и мнениями со своими коллега-

ми-нефтяниками, учеными и инженерами.

Возможно, Украине стоит обратить внимание на проекты по добыче сланцев, а также газа и нефти в плотных породах?

Мне особенно понравилось одно заседание в виде

презентации за обеденным столом (формат «темати-

ческого обеда» по терминологии SPE), проведенной

Татьяной Крючковой, заместителем генерального

директора и главным геологом московской компании

«НРК-Технология». Она рассказала об успехах компа-

нии в области бурения и заканчивания нефтяных сква-

жин в твердых породах на

Пальниковском месторожении

в Западной Сибири и газовых

скважин в твердых породах на

Днепродонском месторожде-

нии в Украине. В числе при-

сутствующих были, в основ-

ном, инженеры-нефтяники,

вниманию которых докладчи-

ца представила процесс гори-

зонтального бурения скважин,

разрыв пластов и их резуль-

таты.

Впервые в этой части света

в проектах была использова-

на технология заканчивания и

интенсификации продуктив-

ности скважины TDelta Stim™

компании Halliburton. Итогом

стало пятикратное увеличение

продуктивности по сравнению с

продуктивностью разведочной

скважины, пробуренной в том

же кусте с вертикальным раз-

рывом пластов. В заключение

Татьяна Крючкова отметила,

что данная технология демонс-

трирует «экономическую жиз-

неспособность» добычи угле-

водородов из плотных пород в

Украине и России. (Подробная

информация представ-

The OGE editorial team getting the news out daily during SPE’s premier technology conference in Russia.

Сотрудники редакции НГЕ ежедневно готовили выпуски новостей, освещая передовую технологическую конференцию SPE в России.

●

●

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК

3

№11 Ноябрь 2010EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

лена в документе № 117097 на веб-сайте SPE:

www.spe.org. Если вы не являетесь членом SPE, скорее всего,

вам придется вступить в общество, но дело того стоит.)

И хотя доклад Крючковой был посвящен нефтяным

инженерным решениям, она также высказала личное мне-

ние о том, что освоение нетрадиционных запасов, осо-

бенно на Украине, не только возможно, но и является

потенциальным фактором изменения геополитической

обстановки.

«В России может быть некоторый коммерческий инте-

рес (к сланцевому газу, нефти и газу в плотных породах),

– сказала Крючкова. – Но Украина владеет такими обшир-

ными запасами (нетрадиционных ресурсов, включая слан-

цы), что их серьезное освоение может полностью поменять

текущие представления».

Другими словами, в будущем Украина может стать

серьезным производителем энергии, учитывая ее запасы

угольного метана, газа и нефти из плотных пород, а также

сланцев. До тех пор, пока в Советском Союзе не откры-

ли запасы газа в Восточной Сибири в середине XX века,

Украина была фактически основным источником природ-

ного газа в СССР. Как известно, сейчас Украина является

лишь государством, осуществляющим транзит российско-

го газа в Европу, и потребителем этого газа.

Конечно, скептиков в отношении славянских слан-

цев больше, чем сторонников. Будучи геологом и инже-

нером-нефтяником, Татьяна Крючкова рассказала о

потенциальных технических возможностях, но для реа-

лизации подобных возможностей, зачастую, необходи-

ма еще и политическая воля людей, весьма далеких от

науки.

После написания заметки для сайта www.oilandgas-

eurasia.com на основе презентации Крючковой я реши-

ла потренироваться в работе с социальными сетями и

опубликовала статью в нескольких тематических груп-

пах LinkedIn. Результатом одной из таких публикаций

стал плодотворный обмен мнениями между двумя дру-

гими участниками (помимо меня).

Один из респондентов, американский геолог и кон-

сультант по петрофизике, живущий в Москве, ответил,

что он уже шесть месяцев пытается продвигать сланцевое

месторождение возле Надыма и так и не нашел заинте-

ресованную компанию. Другой консультант из Женевы

(Швейцария) присоединился к дискуссии, отметив, что в

Западной Сибири, вероятно, все еще слишком много лег-

кодобываемого газа, чтобы компании заинтересовались

нетрадиционными запасами.

Что касается Украины, вы помните Дэйва Кондриса?

Отважного веб-редактора журнала «Нефть и газ Евразия»,

освещавшего через Twitter российскую конференцию SPE

по нефти и газу?

На следующей неделе он появился в Киеве на круп-

нейшей нефтегазовой выставке Украины. «Наш человек

в Киеве» побеседовал с аналитиком проектов компании

Halliburton Еленой Стасюк, по словам которой наблюда-

ется растущий интерес к европейским сланцам, и Украина

в будущем могла бы играть более значительную роль в

европейской газовой политике при реализации подобных

проектов.

Понимаете, что я имею в виду в отношении конферен-

ции SPE? Одна небольшая презентация за обеденным сто-

лом – и уже достаточно пищи для размышлений и обшир-

ного резонанса. Интересно, каков был бы результат, если

бы мы там остались на торжественном ужине?

leum engineers in attendance, she described how the wells

were drilled horizontally, fracked and the results.

The projects represented the first use in this part of

the world of Halliburton’s TDelta Stim™ completion and

stimulation technology. And the result was a five-fold

increase in production when compared with production

from a vertically factured exploration well drilled from the

same pad. Kryuchkova concluded that this demonstrated

that it is “economically viable” to produce hydrocarbons

from tight reservoirs in Russia and in Ukraine.

(If you’re interest in the details, look up SPE Paper

#117097 on the SPE website, www.spe.org. If you’re not an

SPE member, you may have to join, but it is worth it. )

While Kryuchkova’s presentation stuck to petroleum

engineering, she also offered her personal opinion as

to how the development of unconventional reserves in

Ukraine especially is not only possible, but is a potential

game changer geopolitically.

“In Russia there can be some commercial interest in

(shale and tight gas and oil),” she said. “But Ukraine has

such huge reserves (of unconventional resources including

shale, serious development of these resources) could com-

pletely change current thinking, ” she said.

In other words, Ukraine could well in the future be a

serious energy producer, considering its reserves of coal

bed methane, tight-gas and tight-oil and shale. Before the

Soviet Union struck gas in West Siberia in the mid-20th

century, Ukraine in fact was the U.S.S.R.’s primary source

of natural gas. Today, as we well know, Ukraine is a mere

transit state for Russian gas to Europe, and a consumer of

Russian gas.

Of course there are more naysayers than proponents

of Slavic shale. After all, as a geologist and petroleum engi-

neer Kryuchkova was talking about what is technically

possible. And unfortunately, what is technically possible all

too often requires the political will of non-scientists to be

realized.

After I wrote a brief story for www.oilandgaseurasia.

com based on Kryuchkova’s presentation, I decided to work

on my social media skills by posting the article on several

LinkedIn groups in which I participate. One of those post-

ings resulted in an insightful exchange between two other

participants (besides myself.)

One responder, an American geologist and petro-

physics consultant living in Moscow, replied that he had

been trying to market a shale play near Nadym for six

months and could not find a company that would take

an interest. Another consultant chimed in from Geneva,

Switzerland, that there is probably too much easy gas

still left in West Siberia to interest companies in uncon-

ventional plays.

As for Ukraine. Remember Dave Kondris? Oil&Gas

Eurasia’s intrepid web editor who “tweeted” his way

through SPE Russian Oil&Gas?

Well, the following week he surfaced in Kiev at

Ukraine’s biggest oil and gas exhibition. OGE’s “Man in

Kiev” talked to Halliburton project analyst Elena Stassiuk

who said interest is growing in European shale and Ukraine

could play a greater role in the future in European gas

policy if these projects were realized.

See what I mean about that SPE Show? One little lun-

cheon presentation and there’s enough food for thought to

get a real buzz going. I wonder what would have happened

if we’d hung around for dinner and drinks?

4 Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Record Numbers Attend SPE Russian Oil&Gas to Learn the Latest in Technologies

Новейшие технологии привлекли рекордное количество участников на выставку SPE

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

INDUSTRY UPDATE | СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

1

ENERGY | ЭНЕРГИЯ

Minsk Sets Course for Energy Independence from Russia

Минск берет курс на энергетическую независимость от России

OFS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС

Different Paces of After-crisis Oilfield Services Market

Рынок нефтегазового сервиса выходит из кризиса в разрозненном состоянии

MUD CUTTINGS | НЕФТЕШЛАМ

ROSING Assists Oil Companies in Cuttings Disposal

РОСИНГ помогает нефтяным компаниям с утилизацией нефтешламов

HR | КАДРЫ

TNK-BP Optimizes HR Policy

ТНК-ВР оптимизирует кадровую политику

SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ

Double Acting Tanker Set for Pechora Sea DebutThe first of two new Arctic double acting shuttle tankers for the Prirazlomnoye project has entered service

Танкер двойного действия для дебюта в Печорском мореПервый из двух новых челночных танкеров в арктическом исполнении для Приразломного месторождения введен в эксплуатацию

14

25

38

42

8

20

34

Тhe Yamal ChallengeЯмальский вызов

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

Yamal is a new and virtually unexplored oil and gas province. The peninsula has about 22 trillion cubic meters of gas resources, and the gas reserves in explored fields amount to 16 trillion cubic meters (35 percent of all of Russia’s proven reserves); condensate reserves make up 230 million tons and oil reserves amount to 292 million tons. Eleven gas and 15 gas condensate fields have been discovered directly on Yamal peninsula.

Ямал – это новая, практически неосвоенная нефтегазовая провинция. Ресурсы газа на полуострове достигают около 22 трлн м , а запасы уже открытых месторожде-ний – 16 трлн м газа (35% всех доказанных запасов российского газа), конденсата – 230 млн т, нефти – 292 млн т. Непосредственно на полуострове Ямал и прилегающем шельфе открыто 11 газовых и 15 газоконденсатных месторождений.

30

6

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

Oil&GasEURASIA

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

MOSCOW ADDRESS 67/1 Koptevskaya Ul., Suite 101, Moscow, 125009, Russia. Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836. Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).ISSN 1812-2086Press Run: 12,000 © 2010, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 101.Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36.Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министер-ством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств мас-совых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Жур-нал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к ка та ло гу «Га зе ты. Жур на лы» «Рос пе ча ти» (№ 45834), ка та лог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати»(№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790).Ти раж: 12 000 экз. От пе ча та но ОАО «Полиграфический комплекс “Пушкинская площадь» ISSN 1812-2086 © 2010, «Ев ра зия Пресс, Инк.» (США) Все права за щи ще ны.

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover

INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

«ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

EADS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31, 33

«Подольск-цемент» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

#11 November 2010

6

MANAGEMENT | МЕНЕДЖМЕНТ

Insides of Management SystemsWhy Some Management Systems Work and Others Don´t?

Взгляд изнутри на системы менеджментаПочему одни системы менеджмента работают, а другие – нет?

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

POWER DISTRIBUTION | ЭЛЕКТРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ

Technology for forming and construction of a modular structure used in cells (cabinets) of a typical standard product line of standard switchgear assemblies

Технология формирования и построения модульной структуры ячеек стандартного типоряда типовых электрораспределительных устройств

FIRE-EXTINGUISHING SYSTEMS | СИСТЕМЫ ПОЖАРОТУШЕНИЯ

Efficient and Safe Fire Protection for Oil and Gas Facilities

Эффективная и безопасная защита нефтегазовых объектов от пожара

50

55

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEFPat Davis Szymczak [email protected]

MANAGING EDITORBojan Šoć [email protected]

CHIEF DESIGNER& PRODUCTION MANAGERPyotr Degtyarev [email protected]

TECHNOLOGY EDITORElena [email protected]

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGERDave [email protected]

SENIOR EDITOROlga Hilal

COVER ILLUSTRATIONPhoto RIA NOVOSTI Collage Pyotr Degtyarev

TRANSLATIONAPRIORI Translation AgencyElena Kamenyarzh, Sergei Naraevsky

CIRCULATION ANDSUBSCRIPTIONSElena [email protected]

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

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

ШЕФ-РЕДАКТОРБоян Шоч [email protected]

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУПетр Дегтярев[email protected]

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА/ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук[email protected]

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВДэйв Кондрис[email protected]

СТАРШИЙ РЕДАКТОРOльга Хилал

ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕФото РИА НОВОСТИ Коллаж Петр Дегтярев

ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори»Елена Каменярж, Сергей Нараевский

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКАЕлена Лунева[email protected]

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

is a Member of:

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

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

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

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

46

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Dassault Systèmes and Techprom Solutions Reduce the Design Time

Dassault Systèmes (DS), leader in 3D and PLM (project

lifecycle management) solutions, and its partner Techprom

have announced the launch of a new CATIA CAD file cata-

logue and a unified design documentation system devel-

oped in co-operation. The new solutions will become avail-

able for all DS partners in Russia and the CIS.

Since 2008,

Techprom has devel-

oped a catalogue of

standard products

as per 293 state stan-

dards, which includes

such directories as fas-

teners, pipeline fittings,

seals, keys, bearings.

Each item has been

presented in three

designs with regard to

the material for a more

accurate calculation of

the item’s weight. All

the items have a published geometry for quick and correct

replacement of the catalogue item with a same-type one. The

catalogues and parts can be entered into a PDM module inte-

grated with the CATIA CAD system.

Due to the project implementaiton, the duration of

engineering and design stages has been reduced. Moreover,

these solutions are used for designing heavy and general

machine-building products at the plant of the Tyazhmash

Group of Companies.

Besides, the developers got the task to make it pos-

sible to prepare drawings within the CATIA CAD system in

keeping with the Unified System of Design Documentation

(USDD), add the missing functionality and facilitate the

designer’s work. As a result, a macro group has been intro-

duced into the project, which enables additional features

for working with the drawing module – main title block

in the drawing, welding designation, accommodation of

smaller-format drawings on a large-format sheet. The

xml-file of settings has been included here as per GOST

(national standard). This project facilitates the preparation

of drawings within CATIA as per USDD: acquisition of the

item’s data, entry of metadata into the drawing, editing of

output data via the user-friendly interface.

Emerson Launches Roxar RMS 2010.1 Reservoir Modeling Solution

Emerson Process Management has released Roxar RMS

2010.1, adding powerful seismic visualization for improved

decision-making and quality control within Emerson’s res-

ervoir modeling solution. According to the company, users

will now be able to fully leverage their seismic data through

Решения Dassault Systèmes и «Техпром» сокращают время проектирования

Компания Dassault Systèmes (DS), лидер в области 3D

и PLM (управление жизненным циклом изделия) решений

и партнер DS ЗАО «Техпром» объявили о выпуске нового

файл-каталога САПР CATIA и единой системы конструк-

торской документации (ЕСКД), разработанных совместно.

Новые программные решения станут доступны для всех

партнеров DS в России и странах СНГ.

Начиная с 2008 года ЗАО «Техпром» разрабо-

тало каталог стандартных изделий по 293 госу-

дарственным стандартам, в которые вошли такие

разделы, как крепежные изделия, трубопровод-

ная арматура, уплотнения, шпонки, подшипники.

Каждая модель выполнена в трех исполнениях

с учетом материала для более точного подсчета

массы изделия. Все модели снабжены опублико-

ванной геометрией для быстрой и корректной

замены модели детали из каталога на однотип-

ную. Каталоги и детали могут быть занесены в

PDM-систему, интегрированную с САПР CATIA.

В результате проекта были сокращена про-

должительность этапов конструкторской подго-

товки и проектирования. При этом данные разработки

используются для проектирования изделий тяжелого и

общего машиностроения на заводе ГК «ТЯЖМАШ»

Кроме того, разработчикам была поставлена задача

реализовать возможность оформления чертежей в САПР

CATIA в соответствии с ЕСКД, добавить отсутствующий фун-

кционал и сделать работу конструктора более комфортной.

В результате в проект была включена группа макросов,

реализующих дополнительные возможности для работы в

чертежном модуле – основная надпись чертежа, сварочное

обозначение, компоновка чертежей меньшего формата на

лист большего формата, в соответствии с ГОСТом приведен

xml файл настроек. Данный проект позволяет реализовать

в CATIA возможность создания чертежей в соответствии с

ЕСКД: получение данных с модели, запись метаданных в

чертеж, редактирование выводимых данных через удоб-

ный интерфейс.

Emerson запускает решение Roxar RMS 2010.1 для моделирования пласта-коллектора

Компания Emerson Process Management объявила о

выпуске продукта Roxar RMS 2010.1, в котором добавила к

базовому решению компании Emerson для моделирования

пласта-коллектора мощную визуализацию для совершенс-

твования процесса принятия решений и улучшения кон-

троля качества. Как отмечают в компании, пользователи

получат возможность максимально использовать данные

сейсморазведки на каждом этапе – от сейсморазведки до

моделирования. Степень риска при использовании крити-

ческих решений сведена к минимуму.

New solution reduces the duration of engineering and design stages.

Новое решение сокращает продолжительность конструкторской разработки и проектирования.

●

●

9

№11 Ноябрь 2010TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

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

every step of the seismic

to simulation workflow,

enabling critical deci-

sions with less risk.

Roxar RMS 2010.1

adds advanced seismic

volume visualization

tools to the workflow.

These tools facilitate

thorough quality con-

trol of interpretations,

structural and prop-

erty models, simulation

models, and well plans.

RMS 2010.1 also features

improved quality control (QC) tools, offering an efficient

and easy way to QC property models. With just a few button

clicks, RMS 2010.1 will produce all the necessary charts and

maps to check consistency between the property models

and the input data, with the maps and charts intuitively

organised in a separate data tree that provides easy access

for both new and experienced RMS users.

Emerson’s reservoir modeling solution, Roxar RMS

comprises 13 fully integrated software modules, includ-

ing mapping, reservoir modeling, well planning, reservoir

simulation and uncertainty modeling tools.

RMS 2010.1 operates on Linux 64-bit, Windows XP

and the Vista 32 and 64-bit platforms, as well as Windows

7 64-bit.

Honeywell Introduces Scalable Remote Terminal Unit to Give Plants Tighter Control of Remote Operations

Honeywell introduced the RC500 Remote Terminal

Unit (RTU), a modular and scalable controller that easily

integrates with SCADA technology to give industrial manu-

facturers tighter control of remote operations. The RC500

is designed to withstand harsh environments and is ideal

for remote automation needs such as those found in oil and

gas applications. It also can operate using minimal electric-

ity, making it suitable to run on solar power and for provid-

ing continuous monitoring of remote, fixed assets.

RC500’s open communication platform integrates

seamlessly with Honeywell’s Experion® Process Knowledge

System (PKS), one of the process industries’ most widely

used platforms for control system automation. When com-

bined with Experion’s SCADA products, the RC500 helps

facilities more-effectively manage complex remote auto-

Roxar RMS

2010.1 добавляет в

рабочий процесс

новые инструмен-

ты объемной визуа-

лизации сейсмораз-

ведочных данных,

которые помога-

ют в обеспечении

контроля качества

и н т е р п р е т а ц и й ,

моделей структуры

и свойств, гидроди-

намических моде-

лей и конструкции

скважин.

RMS 2010.1

также имеет усо-

вершенствованный

инструментарий для контроля качества, позволяющий

эффективно моделировать свойства, при этом контроли-

руя качество. Нескольких нажатий кнопок достаточно,

чтобы RMS 2010.1 обеспечил все необходимые графики и

карты для проверки согласованности моделей свойств с

входными данными.Карты и графики изначально сгруп-

пированы в отдельное «древо данных», обеспечивающее

легкий доступ как для новичков, так и для опытных поль-

зователей.

Решение компании Emerson Roxar RMS для моде-

лирования пласта-коллектора состоит из 13 полностью

интегрированных модулей ПО, включающих картирова-

ние, пластовое моделирование, планирование скважины,

моделирование пласта-коллектора и инструменты модели-

рования с учетом фактора неопределенности.

RMS 2010.1 работает на 64-битной платформе Linux,

32-х и 64-хбитных платформах Windows XP и Vista, а также

64-хбитной платформе Windows 7.

Терминал дистанционного управления от компании Honewell обеспечит более полный контроль удаленных объектов

Корпорация Honeywell представила терминал дистан-

ционного управления RC500 RTU – модульный расширя-

емый контроллер, легко интегрируемый с технологиями

SCADA и предназначенный для предоставления произ-

водственным предприятиям возможностей более полного

контроля над выполнением операций на уда-

ленных объектах. Терминал RC500 рассчитан

на работу в тяжелых условиях и идеально

подходит для решения задач дистанционной

автоматизации в таких отраслях, как добыча

и переработка нефти и газа. Энергопитание

контроллера минимально, поэтому он может

работать от локальных источников питания,

в том числе на солнечной энергии, и исполь-

зоваться для непрерывного текущего контро-

ля стационарных удаленных объектов.

Открытая коммуникационная архитекту-

ра RC500 обеспечивает полную интеграцию с

автоматизированной системой управления

RC500 RTU features easy integration with SCADA products to solve complex automation challenges in oil and gas industry.

Терминал RC500 RTU легко интегрируется с продуктами SCADA, позволяя решать задачи комплексного автоматизированного управления в нефтегазовой отрасли.

●

●

Roxar RMS 2010.1 adds advanced volume visualization tools.

Roxar RMS 2010.1 добавляет новые инструменты объемной визуализации данных.

●

●

#11 November 2010TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ


mation and control applications such as gas flow metering,

data concentrator and communications integration, well-

head control, pump and compressor control, block-valve

automation and gas stations.

With its embedded Linux platform, the RC500 RTU

line features models with flexible communication ports

and protocol options enabling facilities to easily and cost-

effectively expand the system It also supports industry

standard protocols Modbus and DNP3. Additionally, RC500

is capable of peer-to-peer I/O transfers, making it ideal for

transferring and sharing information between devices in a

large network.

Other key features include data-logging capabilities

with the option to record I/O values and log them into data

files. This means critical data from the field is not missed

and is available for analysis. Facilities can easily retrieve the

data files and then display them using many applications

making the process simple and cost-effective.

The RC500 also features self-resetting fuses, an inde-

pendent watchdog function for health monitoring and an

Ethernet I/O-2 module .

ONS Innovation Award 2010 Nominees: PetroCeram®

The new PetroCeram® Screen, co-developed by

Maersk Oil and ESK, offers a breakthrough in sand control

especially under demanding conditions where abrasion is

a major challenge.

State-of-the-

art sand screen

systems generally

consist of metals

and are not abra-

sion resistant,

which is the main

reason for cost

intensive work-

overs and deferred

production. The

degree of abra-

sion is governed

by material prop-

erties, first of all

the material hard-

ness. That’s why

the PetroCeram®

technology uses

ceramic materi-

als, which are one

order of magnitude harder than metallic materials and

show no indications of abrasion under reservoir condi-

tions. Ceramic systems also provide twice the stiffness

compared to metal solutions and therefore ensure a higher

collapse resistance under increased overburden pressures

(Young´s modulus of ceramics twice that of steel).

PetroCeram® Sand Screens can be provided as a self-

supporting system or with an internal perforated tube.

Retrofitting with the system is possible in almost any pre-

vailing wellbore condition, for instance during workover

operations it can be mounted on existing commercial

технологическими процессами Honeywell Experion® PKS,

одной из наиболее широко используемых платформ про-

мышленной автоматизации. При использовании совмест-

но с продуктами Experion SCADA терминал RC500 позволяет

более рационально решать сложные задачи автоматизации

и дистанционного управления, такие как измерение расхо-

да газа, сбор данных и интеграция телекоммуникационных

функций, управление устьевым оборудованием скважины,

управление насосами и компрессорами, автоматизация

запорных клапанов и газовых станций.

За счет встроенной Linux-платформы серия контрол-

леров RC500 RTU поддерживает широкий спектр комму-

никационных портов и протоколов, что позволяет гибко

и экономично расширять систему управления. Также пре-

дусмотрена поддержка стандартных промышленных про-

токолов Modbus и DNP3. Кроме того, RC500 поддерживает

равноранговую передачу сигналов с входов/выходов, что

делает его идеальным решением для передачи данных

и обмена информацией между устройствами в крупных

сетях.

Среди других особенностей контроллера – возмож-

ность регистрации данных с записью значений входов/

выходов в файлы данных. Это означает, что данные, полу-

ченные от оборудования, не пропадают и могут быть про-

анализированы впоследствии, даже если связь с вышестоя-

щей системой была потеряна. Информационные системы

предприятия могут извлекать сохраненные файлы данных

и отображать содержащуюся в них информацию в различ-

ных приложениях, что делает процесс анализа простым и

экономичным.

RC500 также оснащен предохранителями с функцией

самовозврата, независимой схемой самоконтроля и моду-

лем Ethernet I/O-2.

Номинанты премии за инновационные достижения 2010 года на выставке ONS: PetroCeram®

Новый фильтр PetroCeram® – совместная разработка

компаний Maersk Oil и ESK – это революционный шаг в

противодействии поступлению песка в скважину, особен-

но в сложных условиях, когда абразивное изнашивание

является серьезной проблемой.

Ультрасовременные системы фильтров, защищающие

от пескопроявления, в основном имеют металлическую

конструкцию и не обладают стойкостью к истиранию,

что является главной причиной дорогостоящего ремонта

и замедленной добычи. Степень истирания определяется

свойствами материалов, главным образом их твердостью.

Именно поэтому в технологии PetroCeram® используют-

ся керамические материалы, которые на порядок тверже

металлов и не имеют признаков истирания в пластовых

условиях. Кроме того, керамические системы имеют жес-

ткость, вдвое превышающую показатели металлических

изделий, обеспечивая тем самым большую прочность на

смятие в условиях повышенного пластового давления

(модуль продольной упругости керамики в два раза больше

стали).

Песочные фильтры PetroCeram® могут поставляться

в виде самонесущей конструкции или в комплекте с внут-

ренней перфорированной трубой. Переоснащение с помо-

The new PetroCeram® Sand Screen in a self-supporting design. The outer part of the system is surrounded by a metallic shroud to protect it from being damaged during installation.

Вид нового фильтра PetroCeram®. Наружная часть системы окружена металлическим кожухом, предохраняющим ее от повреждения во время установки.

●

●

11

№11 Ноябрь 2010TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

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

щью данной системы возможно в любых преобладающих

скважинных условиях – например, в ходе капитального

ремонта ее можно установить на имеющиеся товарные

посадочные ниппели. Песочные фильтры PetroCeram®

рассчитаны на любые особенности скважин, такие как

интенсивность естественного искривления, горизонталь-

ность, наклонность и вертикальность скважин, а также весь

гранулометрический состав.

Изделие имеет длительный срок службы, снижает

необходимость в капитальном ремонте, способствует сни-

жению потери давления и повышению эксплуатацион-

ной готовности нефтегазопромысловых систем. Фильтр

PetroCeram® рассчитан на применение в ходе всех работ

по заканчиванию скважин и демонстрирует эксплуатаци-

онные характеристики, превышающие предельные пока-

затели ультрасовременных песочных фильтров из металла

и гравийных набивок.

Schlumberger применяет колтюбинг для проведения исследований в эксплуатационных скважинах

Компания Schlumberger на ежегодной

Технологической конференции и выставке SPE 2010 объ-

явила о выходе новой комплексной колтюбинговой сис-

темы ACTive PS для проведения геофизических исследова-

ний в эксплуатационных скважинах.

Эта система объединяет в себе технологию оптоволо-

конной телеметрии в реальном времени и новые приборы

для каротажа в эксплуатационных скважинах. Система

ACTive PS повышает эффективность добычи на ранних

стадиях эксплуатации, а также минимизирует влияние

на окружающую среду оборудования, расположенного на

площадке у скважины.

Система ACTive PS была успешно применена в Мексике,

США и Саудовской Аравии. На месторождении сланце-

вого газа Barnett компания ConocoPhillips использовала

ACTive PS для того, чтобы понять, насколько эффективна

ее программа по проведению ГРП/заканчиванию, кото-

рую специалисты компании осуществляли на скважинах,

где ведется добыча сухого газа при помощи комбини-

рованного использования технологий по распределен-

ному каротажу температур и каротажу в эксплуатацион-

ных скважинах. Система ACTive PS позволила компании

ConocoPhilips исключить проведение дополнительной

спускоподъемной операции на каждой из скважин, что в

результате привело к уменьшению рисков, временных и

материальных затрат.

ACTive PS использует колонну гибких труб, внутри

которой находится оптоволоконный кабель для прове-

дения телеметрии, а также КНБК диаметром 42,86 мм,

которая снабжает энергией традиционные приборы

для каротажа в эксплуатационных скважинах и сооб-

щается ними. По беспроводному каналу связи данные

посылаются на компьютерную систему получения и

расшифровки данных, расположенную на поверхности,

исключая необходимость в наземной каротажной стан-

ции. Технология полностью автономна и на площадке

с колтюбинговой установкой нужен лишь инженер-спе-

циалист по каротажу в эксплуатационных скважинах и

КНБК ACTive PS.

landing nipples. PetroCeram® Sand Screens cover all well

specific features such as dogleg severity, horizontal, slanted

and vertical wells with all prevailing grain size distribu-

tions.

It offers low pressure losses, increased lifetime, fewer

workovers and promotes increased availability of oil

and gas production systems. The PetroCeram® Screen is

designed for application in all well completions and exhib-

its an operational performance that exceeds the limits of

state-of-the-art metallic sand screens and gravel packs.

Schlumberger Integrates Coiled Tubing with Production Services

Schlumberger announced at the 2010 SPE Annual

Technology Conference and Exhibition the release of

ACTive PS* integrated coiled tubing (CT) production ser-

vice.

This new service couples real-time fiber-optic telem-

etry with existing, advanced wireline production logging

tools. ACTive PS optimizes work efficiency, early produc-

tion and minimizes environmental impact of equipment

foot print at the well site.

ACTive PS has been successfully deployed in Mexico,

the United States and Saudi Arabia. In the Barnett shale,

ConocoPhillips employed ACTive PS to understand the

fracture/completion program effectiveness on their dry

gas wells using combined distributed temperature survey

(DTS) and production logging technologies. ACTive PS

allowed ConocoPhilips to eliminate one downhole trip

per well, resulting in reduced risk, cost and non-productive

time.

The ACTive PS service uses a CT string incorporat-

ing fiber-optic for telemetry and a 111⁄16-in. bottom hole

assembly (BHA), which powers and communicates with

the conventional production logging. Data is sent wire-

lessly from the working reel to the acquisition and inter-

pretation computer on surface, eliminating the need for

an on-location surface logging unit. Because the technol-

ogy is totally self-contained, only the ACTive PS BHA and a

production logging engineer are required on location with

the CT unit.

*Mark of Schlumberger

ACTive PS service uses a CT string .

ACTive PS использует колонну гибких труб.

●

●

#11 November 2010TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ


Wood Group Launches Thermal Moderator Tool to Melt Hydrates

Wood Group, the international energy services com-

pany, has launched a new hydrate liquefying tool to melt

ice and paraffin blockages that occur in the production

pipes of oil and gas wells.

The Thermal Moderator Tool (TMT), developed by

Wood Group Logging Services, can be used in pipes with

inside diameters as small as one inch. The tool, which is

rated to 15,000 PSI of pressure, can be dispatched anywhere

in the world and was recently

dispatched to offshore West

Africa where it was used to

clear a blocked well.

The new tool is portable

and can be run in coiled tub-

ing, flow lines and other small-

channel transfer systems.

Wood Group выпускает средство термического регулирования (ТМТ) для расплавления гидратов

Международная сервисная компания Wood Group

выпустила новый продукт по разжижению гидратов для

того, чтобы растапливать ледовые и парафиновые пробки,

образующиеся в скважинах, добывающих нефть и газ.

Средство термического регулирования (TMT), разра-

ботанное сервисным каротажным подразделением Wood

Group, может использоваться в трубах, наружный диаметр

которых не превышает одного дюйма. Средство, которое

применяется в условиях давления до 15 тыс. фунтов на кв.

дюйм может быть доставлено в любую точку мира. недавно

его отправили в Западную Африку, где продукт использо-

вался для очистки забитой скважины.

Продукт портативен, может спускаться на колтюбин-

ге, выкидной линии и других системах передачи с малым

каналом.

RUSNANO will foster increasing ESP output

RUSNANO has launched a new investment project to upgrade and increase the output of Electrical Submersible Pumping Units (ESP) for the oil industry. The investment amounts to $4 billion. ESP parts and joints to have nanopatterned coating.

The plan is to manufacture facilities for pumping reservoir liquids from oil wells. The project technological innovation is the use of general purpose and specialized nanopatterned protective coatings. The innovative coatings were developed by the Perm-based Novomet and its partners on the basis of tungsten carbide, titanium oxide, aluminium oxide, chrome and molybdenum.

The gas-plasma spray technology is used for coating connec-tions exposed to high stresses. This coating procedure is a con-trolled process, the structure grain size is in the range of 5 to 100 nm. The use of nanotechnology in this project will lower friction factor in radial bearings from 1.4 to 1.7 times, improve radial bearing wear-resistance 1.5 to 2 times, and improve cor-rosion and hydroabra-sive resistance of ESP parts, cut down energy consumption and the unit size.

RUSNANO manag-ing director Alexander Kondrashov said that in the ESP manufactur-ing the technical solu-tions developed by other design companies fund-ed by RUSNANO will be used, specifically, coatings designed by Plakart used for radial bearing of pumping units. In comparison to traditionally used hard tungsten alloy, nanopatterned coatings have lower friction factor, better wearing characteristics, 40 times lower consumption of tungsten.

РОСНАНО поможет с расширением производства УЭЦН

Новый инвестиционный проект РОСНАНО, с общим бюджетом $4 млрд, нацелен на расширение и модернизацию производства высо-конадежных установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти с применением деталей и узлов с нано-структурированным защитным покрытием.

Продукт проекта – установки для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Технологическим новшеством проекта явля-ется использование защитных и функциональных наноструктури-рованных покрытий на основе карбида вольфрама с применением оксида титана, оксида алюминия, хрома и молибдена, разработан-ных Группой компаний «Новомет» (г. Пермь) совместно с партне-рами.

Для нанесения покрытий используется технология газоплазмен-ного напыления на узлы, подвергающиеся наибольшей нагрузке.

Процесс нанесения покрытия управляем, размер зерен в структуре напыленных покрытий лежит в диапазоне 5-100 нм. Применение нанотехнологий в рамках дан-ного проекта позволяет, в первую очередь, снизить коэффициент трения радиальных подшипников в 1,4-1,7 раз, а также увеличить износостойкость радиаль-ных подшипников в 1,5-2 раза, повысить коррозион-ную и гидроабразивную стойкость различных деталей насосной установки, снизить энергопотребление и раз-меры установок.

Как заявил управляющий директор РОСНАНО Александр Кондрашов, в производстве погружных насосов планируется использовать продукцию дру-

гих проектных компаний, получивших финансирова-ние РОСНАНО. В частности, речь идет о покрытиях ЗАО «Плакарт», которые используются для покрытия ради-альных подшипников в насосах. По сравнению с твер-

дым сплавом из вольфрама, который традиционно использует-ся в производстве погружных насосов, нанопокрытия имеют более низкий коэффициент трения и лучшую износостойкость. Расход вольфрама для их нанесения в 40 раз меньше, чем у традиционных твердых сплавов.

Composition: tungsten carbide, titanium oxide, aluminium oxide, chrome, molybdenum.Состав: карбид вольфрама, оксид титана, оксид алюминия, хром, молибден.

Nanopatterned Coating StructureСтруктура нанопокрытия

Thermal modera-tor tool can be run in coiled tubing.

Средство термического регулирования может спускаться на колтюбинге.

●

●

Rosneft To Acquire 50 Percent Of Ruhr Oel GmbHRosneft agreed on Oct. 15 with Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) to

acquire PDVSA’s 50-percent stake in Ruhr Oel GmbH, the company reported

in a news release. The agreement was signed in the Kremlin in the presence

of Russian President Dmitry Medvedev and Venezuelan President Hugo

Chavez.

Rosneft will pay $1.6 billion for the 50-percent stake, excluding PDVSA’s

share of crude inventory and receivables to be valued at closing.

Ruhr Oel GmbH is a 50/50 downstream joint venture between BP

and PDVSA. The JV has ownership stakes in four German refining and

petrochemical complexes: Gelsenkirchen (including a 3.9 million tons

per annum petrochemical complex) – 100 percent, MiRO – 24 percent,

Bayernoil – 25 percent, and PCK Schwedt – 37.5 percent. Ruhr Oel’s aggre-

gate equity refining capacity in the four plants is 23.2 million tons per

annum, amounting to approximately 20 percent of total German refining

capacity. The acquisition increases Rosneft’s equity refining capacity by 11.6

million tons per annum.

Commenting on the

transaction, Rosneft’s

P re s i d e n t E d u a rd

Khudainatov said, “This

transaction is consistent

with our strategy to expand

our presence with high

quality assets in key interna-

tional markets. As a result of

this acquisition, 18 percent

of Rosneft’s refining capacity will be located in the heart of industrialized

Europe. Furthermore, our resource base will strengthen Ruhr Oel’s com-

petitive position, while our growing refining and petrochemical businesses

will benefit from joint ownership via Ruhr Oel of leading technologies and

management practices.”

Rosneft

Chevron Announces Agreement to Acquire Atlas Energy

Chevron Corporation and Atlas Energy, Inc. announced that Chevron

would acquire Atlas Energy for cash of $3.2 billion and assumed pro forma

net debt of approximately $1.1 billion. The acquisition will provide Chevron

with an attractive natural gas resource position primarily located in south-

western Pennsylvania’s Marcellus Shale (see map).

In April 2010, Atlas Energy entered a joint venture to develop its

Marcellus assets with a wholly owned affiliate of Reliance Industries

Limited. Under the agreement, Chevron will assume Atlas Energy’s role as

operator with 60 percent participation in the Marcellus joint venture, under

the original agreement terms between Atlas Energy and Reliance.

“The Atlas Energy assets

further advance Chevron’s

global shale gas position,

complementing the compa-

ny’s recent entrance into shale

gas opportunities in Poland,

Romania and Canada,”

Chevron Vice Chairman

George L. Kirkland said.

In 2011, 108 wells are slat-

ed to be drilled at Marcellus

with the figure increasing to

178 in 2012 and 300 in 2014.

Besides Marcellus; Atlas

Energy owns 623,000 net

acres of Utica Shale; and a

49-percent interest in Laurel

Mountain Midstream, LLC, a

«Роснефть» приобрела долю в компании Ruhr OelПятнадцатого октября в Кремле в присутствии президента России

Дмитрия Медведева и президента Венесуэлы Уго Чавеса ОАО НК

«Роснефть» и государственная нефтяная компания Венесуэлы Petróleos

de Venezuela S.A. (PDVSA) подписали соглашение о приобретении

«Роснефтью» у PDVSA 50%-й доли в компании Ruhr Oel GmbH.

Сумма сделки составит $1,6 млрд, не включая принадлежащие PDVSA

запасы сырья и дебиторскую задолженность, которые будут оценены на

момент завершения сделки.

Ruhr Oel Gmbh является совместным перерабатывающим и сбытовым

предприятием PDVSA и ВР, в котором каждой из сторон принадлежит по

50%. СП владеет долями в четырех нефтеперерабатывающих заводах в

Германии: Gelsenkirchen - 100%, MiRO - 24%, Bayernoil - 25%, PCK Schwedt

- 37,5%. НПЗ Gelsenkirchen имеет в своем составе крупное нефтехими-

ческое производство. Мощность переработки Ruhr Oel составляет около

23,2 млн т в год, что соответствует 20% всего перерабатывающего секто-

ра Германии. Приобретение Ruhr Oel увеличит перерабатывающие мощ-

ности «Роснефти» на 11,6 млн т в год.

Комментируя подписанные соглашения, президент «Роснефти»

Эдуард Худайнатов сказал: «Данная сделка является для «Роснефти» пер-

вым шагом на пути реализации намеченной нами стратегии по выхо-

ду на ключевые международные рынки. В результате сделки 18% перера-

батывающих мощностей Компании будут располагаться в самом центре

промышленной Европы. «Роснефть» усилит позиции Ruhr Oel за счет сво-

ей ресурсной базы, а наш перерабатывающий и нефтехимический биз-

нес приобретут самые современные технологии и передовой европейс-

кий опыт».

«Роснефть»

Chevron покупает производителя сланцевого газаАмериканская нефтегазовая корпорация Chevron Corporation заклю-

чила соглашение о покупке американской Atlas Energy Inc, разрабатыва-

ющей запасы сланцевого газа, за $4,3 млрд, говорится в сообщении ком-

пании.

Atlas Energy принадлежит 60% проекта по разработке месторож-

дения сланцевого газа Marcellus (см. карту) в Аппалачских горах в

США. Компания является оператором блока площадью приблизитель-

но 120 тыс. гектаров. Остальные 40% принадлежат индийской Reliance

Industries.

«Активы Atlas Energy укрепят позицию Chevron в разработке запа-

сов сланцевого газа, включая недавние планы компании войти на рынок

сланцевого газа в Польше, Румынии и Канаде», - цитирует Chevron вице-

президента компании Джорджа Киркланда.

В 2011 году на Marcellus планируется пробурить 108 скважин, с после-

дующим увеличением их числа до 178 в 2012 году, и до 300 - в 2014-м.

Также Atlas принадлежат активы в штате Мичиган, лицензия на разра-

ботку месторождения Utica Shale и 49%-я доля в добывающей компании

Laurel Mountain Midstream.

Chevron, РИА «Новости»

14 Oil&GasEURASIA

INDUSTRY UPDATE

Read the latest news as it comes in

at www.oilandgaseurasia.com

Читайте последние новости на сайте

www.oilandgaseurasia.com

15

№11 Ноябрь 2010СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ Последние новости на сайте www.oilandgaseurasia.com

Белоруссия готова к перевалке венесуэльской нефти через Клайпеду

Белоруссия рассматривает возможность перевалки через Клайпедский

порт (фото) 2,5 млн т венесуэльской нефти в течение двух лет, заявил

посол Литвы в Белоруссии Эдминас Багдонас.

По его словам, данный объем нефти может быть перевален через

Клайпедский порт «с того момента, как стороны подпишут соглашение».

«Мы не знаем, какой объем будет в следующем году. Но это уже техничес-

кий вопрос. И мы готовы», - добавил он.

В свою очередь, директор по маркетингу и административным вопро-

сам Клайпедского государственного морского порта Артурас Друнгилас

заявил, что пока через порт в Белоруссию была поставлена одна партия

венесуэльской нефти объемом 80 тыс. т, передает ПРАЙМ-ТАСС.

«Эта поставка прошла успешно. Сколько пройдет до конца года, зави-

сит от заказчика - от белорусских импортеров, а также от договоров с час-

тными компаниями, в частности, с Klaipedos nafta», - добавил он.

angi.ru

Экспортная пошлина на нефть вырослаС 1 ноября дня экспортная пошлина на нефть в России выросла на

9% - с $266,5 до $290,6 за тонну, сообщает РИА ТЭК. Пошлина на светлые

нефтепродукты в ноябре составит $208,1 за тонну (в октябре - $191,8), на

темные нефтепродукты - $112,1 за тонну (в октябре - $103,3).

Экспортная пошлина на сжиженный углеводородный газ увеличе-

на с $61,1 до $116,4 за тонну. Пошлина на нефть, добываемую на место-

рождениях Восточной Сибири, стала больше на 20,3% - с $82,1 до $98,8

за тонну.

РИА ТЭК

Белорусские НПЗ снизили переработкуПереработка нефти белорусскими НПЗ – ОАО «Нафтан» и ОАО

«Мозырский НПЗ» – за 10 месяцев 2010 года снизилась на 26% по сравне-

нию с аналогичным периодом 2009 года – до 13,26 млн т нефти, сообща-

ет Национальный статистический комитет (Белстат).

По данным комитета, в октябре этого года объем первичной перера-

ботки нефти сократился на 4,8% по сравнению с октябрем 2009 года и

составил 1,45 млн т.

За 10 месяцев белорусские НПЗ произвели 2,53 млн т автомобильных

бензинов (на 9% меньше, чем за 10 месяцев 2009 года), 4,34 млн т дизель-

ного топлива (снижение на 20,6%), 3,54 млн т топочного мазута (сниже-

ние на 40,4%), 107,83 тыс. т смазочных масел (+5,3%).

В октябре выпуск бензинов составил 327,1 тыс. т (+78,3% к октябрю

2009 г.), дизтоплива – 529,4 тыс. т (+27%), мазута – 357,1 тыс. т (снижение

на 22,5%), смазочных масел – 9,4 тыс. т (+12,6%).

Снижение объемов нефтепереработки связано с введением со сто-

роны России экспортных пошлин на 70% балансовых поставок нефти

в Белоруссию. Беспошлинно в республику в этом году будет поставлено

6,3 млн т из балансовых 21,5 млн т. Правительство Белоруссии заявля-

ло о намерении снизить нефтепереработку в этом году до 15,8 млн т, что

обеспечит минимальный технически рентабельный объем загрузки про-

изводственных мощностей. Между тем, с октября обеспечивается полная

загрузка НПЗ за счет поставок нефти из Венесуэлы.

Белстат

OMV увеличила долю в Petrol OfisiАвстрийская нефтегазовая

группа OMV увеличила долю

в турецком сбытовом пред-

приятии Petrol Ofisi с 41,58%

до 95,75% путем покупки доли

у турецкой Dogan Holding за

€1 млрд, говорится в сообще-

нии австрийской компании.

В активы Petrol Ofisi входят 2

joint venture which owns over 1,000 miles of intrastate and natural gas

gathering lines servicing the Marcellus. Assets in Michigan include Antrim

producing assets and 100,000 net acres of Collingwood/Utica Shale.

Chevron, RIA Novosti

Belarus Eyes Klaipeda Port to Receive Venezuelan Oil

Belarus is exploring the possibility of importing 2.5 million tons of

Venezuelan crude via the Klaipeda port in Lithuania over the next two years,

Lithuanian Ambassador to Belarus Edminas Bagdonas said.

The ambassador said that this volume of crude could be shipped through

the Klaipeda port “after the sides sign an agreement.” “We do not know what

volume there will be next year, but that is a technical issue. And we are ready,”

he added.

In turn, Klaipeda port marketing director Arturas Drungilas stated that

so far one 80-ton shipment of Venezuelan crude has been delivered through

the port to Belarus.

“That delivery

was successful.

How much is going

to be delivered

by the end of the

year depends on

the client – on the

Belarussian import-

ers and on agree-

ments with private

companies, spe-

cifically, Klaipedos

nafta,” he said.

angi.ru

Russian Crude Export Duty RisesBeginning Nov. 1, Russia’s export duty for crude oil grew 9 percent, from

$266.50 to $290.60 per ton, RIA TEK reported. The duty on light oil products

in November is $208.10 per ton (in October it was $191.80), while the duty

on heavy products is $112.10 per ton (in October it was $103.30). The export

duty on liquified hydrocarbon gas grew from $61.10 to $116.40 per ton.

The duty on crude produced at East Siberian fields rose 20.3 percent

from $82.10 to $98.80 per ton.

RIA TEK

Belarussian Refineries Process Less CrudeRefining volumes at the Belarussian refineries Naftan and Mozyr in the first

10 months of 2010 fell 26 percent compared to the same period in 2009.

According to the government agency, in October this year, primary

crude refining dropped 4.8 percent compared to October 2009 and was

1.45 million tons.

In the first 10 months of the year, the refineries produced 2.53 million

tons of gasoline (9 percent less than in the first 10 months of 2009), 4.34

million tons of diesel fuel (down 20.6 percent), 3.54 million tons of fuel oil

(off 40.4 percent) and 107,830 tons of lubricants (up 5.3 percent).

The drop in production stems from Russian introducing export duties

of 70 percent on supplies of crude to Belarus. 6.3 million tons of crude was

delivered to the country without duties this year.

The Belarussian government has stated it intends to lower refining this

year to 15.8 million tons, which will provide the minimum required level to

maintain technical profitability in production. Meanwhile, since October

the refineries have been filled to capacity with crude from Venezuela.

Belstat

OMV to Take Over Turkish Petrol Ofisi Austrian oil and gas group OMV entered into an agreement to raise its

stake in Turkish oil refiner and supplier Petrol Ofisi AS to 95.75 percent from

41.58 percent for €1 billion. The additional stake will be sold by Turkish

16

#11 November 2010INDUSTRY UPDATE

Oil&GasEURASIAFor the latest news, visit www.oilandgaseurasia.com

Dogan Holding. Petrol Ofisi owns a network of 2,500 filling stations, 10 fuel

terminals, two LNG terminals and a lubricants manufacturing plant.

”We are looking forward to a good co-operation with all Petrol Ofisi

employees. Petrol Ofisi is one of the leading companies in the Turkish

market with an established brand, a long-lasting tradition and a strong

relationship with the country itself. We are proud to continue this success-

ful company history and to further strengthen the company’s position in

Turkey which plays a growing economic role in the region,” said OMV CEO

Wolfgang Ruttenstorfer.

OMV

Тyumen Region Has New Deputy GovernorYevgeny Zabolotny has been appointed new deputy governor of the

Tyumen Region. Prior to his appointment Zabolotny headed the Tyumen

State Academy of Culture, Arts and Social Technologies. In the regional gov-

ernment Zabolotny will be in charge of construction, residential housing

and utilities, road networks and other related issues such as power saving

and road safety.

admtyumen.ru

BP Appoints Two Non-Executive Directors The board of BP announced that it has appoint-

ed Brendan Nelson and Frank L. “Skip” Bowman as

non-executive directors of BP p.l.c. with immediate

effect. Nelson will succeed Douglas Flint as chair-

man of BP’s Audit Committee when Flint retires

from the Board at the conclusion of the 2011 BP

Annual General Meeting.

“I am delighted to announce these two impor-

tant appointments. The Board has a clear task in ensuring that the company

can deliver long term value for its shareholders,” BP Chairman Carl-Henric

Svanberg said.

Nelson was admitted as a partner of KPMG in London in 1984. He served

as a member of the U.K. Board of KPMG from 2000 to 2006 following which

he was appointed Vice Chairman until his retirement in 2010. He is a non-

executive director of The Royal Bank of Scotland Group plc where he is

сhairman of the Group Audit Committee.

Bowman served for more than 38 years in the U.S. Navy rising to the

rank of admiral. Following his navy career Bowman was president and chief

executive officer of the Nuclear Energy Institute.

BP

Severenergiya Owners Pick New ChiefSeverenergiya will appoint Vladimir Svaikin the new general manager,

Kommersant reported. Svaikin’s most recent job was the head of Bashneft’s

oilfield services business.

Severenergiya groups several former YUKOS assets — Arktikgaz, Urengoil

and Neftegaztekhnologiya. Its oil reserves amount to 568 million tons, con-

densate reserves to 155 million tons, gas reserves to 1.3 trillion cubic meters.

Its stock is owned by Gazprom (51 percent) and Italy’s ENI and Enel (49

percent). In October, Gazprom’s board of directors decided to sell its stake

in Severenergiya to Yamal Razvitie, a joint venture set up by Gazprom Neft

and NOVATEK on a 50-50 basis.

“This is a compromise solution, he suits all co-owners,” a source told

Kommersant. “He’s a pro who understands

the specifics of oil and gas production and

has worked for foreign companies. That’s

why we hope he would be able to preserve

mutual understanding among shareholders.”

Gazprom, Gazprom Neft and NOVATEK

declined to comment. Bashneft confirmed

tha Svaikin had quit his job there after

“receiving a more lucrative offer.”

Kommersant, Gazeta.Ru

500 АЗС, 10 топливных терминалов, 2 СПГ-терминала и завод по произ-

водству смазочных материалов.

«Мы надеемся на плодотворное сотрудничество с работниками Petrol

Ofisi. Это одна из ведущих компаний на турецком рынке со стабильным

брендом, старыми традициями и хорошими связями. Мы гордимся тем,

что можем продолжить успешную историю этой компании и усилить

ее положение в Турции», - приводятся в сообщении слова главы OMV

Вольфганга Руттеншторфера.

OMV

В Тюмени новый замгубернатора областиНовым заместителем губернатора Тюменской

области назначен Евгений Заболотный, до

того возглавлявший Тюменскую государствен-

ную академию культуры, искусств и социаль-

ных технологий. В областном правительстве

Заболотный будет курировать строительную

отрасль, жилищно-коммунальный и дорожный

комплексы и ряд других вопросов, в частности,

касающиеся энергосбережения и безопасности

дорожного движения.

admtyumen.ru

ВР назначила двух неисполнительных директоровСовет директоров BP назначил Брендана Нелсона и Фрэнка Боумэна

(фото) неисполнительными директорами. Нелсон также назначен пред-

седателем ревизионной комиссии BP вместо Дугласа Флинта, который

покидает совет директоров.

«Я рад объявить об этих двух важных назначениях. У совета директо-

ров есть четкая задача удостоверить акционеров о долгосрочном благо-

состоянии компании», - прокомментировал назначения председатель

советов директоров BP Карла-Хенрика Сванберга.

Нельсон работал в одной из ведущих международных аудиторс-

ких компаний KPMG с 1984 года, последние годы - в совете директоров.

Сейчас он также является неисполнительным директором Royal Bank of

Scotland Group plc, где занимает такую же должность, как в BP - председа-

теля ревизионной комиссии.

Боуман служил в ВМС США в течение 38 лет, имеет чин адмирала.

Последние годы был президентом американского Института ядерной

энергетики.

BP

Владельцы «Северэнергии» выбрали нового руководителя

Новым гендиректором ООО «Северэнергия» станет Владимир

Свайкин, до недавнего времени возглавлявший нефтесервисный биз-

нес «Башнефти».

ООО «Северэнергия» объединяет ряд бывших активов ЮКОСа —

«Арктикгаз», «Уренгойл» и «Нефтегазтехнологию». Запасы нефти — 568

млн т, конденсата — 155 млн т, газа — 1,3 трлн м3. Акционеры —

«Газпром» (51%), итальянские ENI и Enel (49%). В октябре совет директо-

ров «Газпрома» принял решение о продаже доли в «Северэнергии» «Ямал-

Развитию», учрежденному «Газпром нефтью» (50%) и «НОВАТЭКом»

(50%).

«Это компромиссная фигура, устроившая всех совладельцев,— расска-

зал один из собеседников «Ъ».— Он профессионал, понимающий специ-

фику добычи нефти и газа, у него есть опыт работы в зарубежных компа-

ниях. Поэтому мы надеемся, что он сможет сохранить взаимопонимание

между акционерами».

«Газпром», «Газпром нефть» и НОВАТЭК от комментариев отказались.

В «Башнефти» подтвердили, что Свайкин уволился из компании, посколь-

ку ему сделали «более выгодное предложение».

«Коммерсантъ», «Газета.Ru»

18

#11 November 2010RO&G 2010

Oil&GasEURASIA

SPE Reunites Industry Pros in MoscowIts 3rd biennial show in Russia is a tremendous success

SPE собирает профессионалов отрасли в Москве RO&G в третий раз оказывается в центре внимания нефтегазовых специалистов

RO&G 2010

19

№11 Ноябрь 2010RO&G 2010


20

#11 November 2010GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

Oil&GasEURASIA

New Doors Open to Foreign FirmsGovernment Prepares Deal to Get Yamal Gas on Stream

Ямал открывает двери для инофирмРоссия готовит план для освоения газовых запасов на Севере

Svetlana Kristalinskaya Светлана Кристалинская

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

Russian Prime Minister Vladimir Putin has made a

tradition out of visiting Russia’s northern gas pro-

duction regions. A year ago in Salekhard (the Yamal

Nenets Autonomous District, YANAO), Putin arranged a

meeting of the leaders of major international oil and gas

companies and encouraged them generously to develop

the endless – both in terms of the area and subsoil resourc-

es – Yamal Peninsula, which has been like a stashed-away

treasure for the Russian gas industry. Russia has postponed

developing Yamal through the decades, but traditional

regions are now running out of gas and the quality of that

gas is diminishing. And besides, Yamal means potential

access to new markets. Over the past year, foreign com-

panies have been making proposals and the government

has been considering ways to make Yamal projects cost-

efficient. In October in Novy Urengoi, Putin assembled the

heads of Russian companies to review the Master Plan for

developing the gas industry though 2030 and

promised exemptions for Yamal.

Yamal is a new and virtually unex-

plored oil and gas province. The penin-

sula has about 22 trillion cubic meters of gas

resources, and the gas reserves in explored

fields amount to 16 trillion cubic meters (35

percent of all of Russia’s proven reserves);

condensate reserves make up 230 million

tons and oil reserves amount to 292 million

tons. Eleven gas and 15 gas condensate fields have been

discovered directly on Yamal peninsula.

In the long term, this is where the center of Russian

gas production – which is currently in the Nadym Purtaz

Region of the YaNAD – is supposed to move. Gazprom CEO

Aleksei Miller said Yamal may produce 360 billion cubic

meters of gas by 2030, while 140 billion cubic meters of gas

will be produced in the Nadym Purtaz Region.

Swapping Reserves for TechnologyYamal is a region full of challenges and the major issue

to be solved here is the feasibility of shipping gas to Asia-

Pacific countries and the USA and to diversify supplies. This

is a promising niche which Russia wants to occupy on the

world market, but the country lacks the relevant technolo-

gies and qualified personnel. Another main challenge on

the Yamal peninsula is the climate, long distances from the

mainland and lack of infrastructure.

This is why Russia made it clear a year ago what it

would like to receive in return for access to Yamal’s vast

Визит премьер-министра РФ Владимира Путина в

северные газодобывающие регионы России стано-

вится традицией. Год назад глава правительства соб-

рал в Салехарде (ЯНАО) руководителей крупнейших миро-

вых нефтегазовых компаний и широким жестом пригласил

их разрабатывать бескрайний – как в смысле территорий,

так и в смысле богатства недр – полуостров Ямал, который

был своеобразной «заначкой» для российской газовой про-

мышленности: в течение десятилетий Россия откладывала

освоение Ямала, но газ в традиционных регионах закан-

чивается, ухудшается его качество, плюс Ямал – это еще и

потенциальный выход на новые рынки. За прошедший год

иностранные компании делали свои предложения, а пра-

вительство думало, как сделать ямальские проекты рента-

бельными. В октябре Путин собрал в Новом Уренгое лишь

глав российских компаний для рассмотрения Генеральной

схемы развития газовой отрасли до 2030 года и пообещал

Ямалу льготы.

Ямал – это новая, практически неосво-

енная нефтегазовая провинция. Ресурсы газа

на полуострове достигают около 22 трлн м³, а

запасы уже открытых месторождений – 16 трлн

м³ газа (35% всех доказанных запасов российс-

кого газа), конденсата – 230 млн т, нефти – 292

млн т. Непосредственно на полуострове Ямал и

прилегающем шельфе открыто 11 газовых и 15

газоконденсатных месторождений.

В перспективе именно сюда должен сместиться центр

российской газодобычи, который в настоящее время нахо-

дится в Надым-Пуртазовском районе ЯНАО. По словам

главы «Газпрома» Алексея Миллера, к 2030 году объем добы-

чи газа на Ямале может составить 360 млрд м³, при том что

в Надым-Пуртазовском районе будет добываться порядка

140 млрд м³ газа.

Запасы в обмен на технологииЯмал – тяжелый регион, при этом главной проблемой

которую нужно решить – возможность организации выво-

за добытого газа в сжиженном виде в страны АТР и США,

чтобы диверсифицировать поставки. Это перспективная

ниша, которую хочет занять Россия на мировом рынке,

однако у страны нет соответствующих технологий и кад-

ров, а в отношении Ямала главным вопросом является еще

и климатические условия, удаленность от Большой земли и

полное отсутствие инфраструктуры.

Поэтому год назад Россия обозначила, что хотела бы

получить от иностранцев, взамен на допуск к гигантским

Kara SeaКарское

море

21

№11 Ноябрь 2010GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА


запасам Ямала, передачу «ноу-хау» и технологий в добыче,

производстве, транспортировке и маркетинге, размещение

заказов на российских предприятиях, обучение участни-

ков технологиям разработки континентального шельфа.

Кроме того, Россия не против получить взамен и акти-

вы за рубежом, а также доступ на мировые рынки сбыта с

использованием маркетинговых сетей будущих партнеров,

при том, что иностранные компании не могут самостоя-

тельно участвовать в разработке российского шельфа, а

также осваивать месторождения федерального значения

– то есть, с запасами свыше 70 млн т нефти и 50 млрд м³

газа.

Сейчас доля России на мировом рынке СПГ, с учетом

мощности проекта «Сахалин-2», который строили, опять

же, иностранные специалисты, составляет около 5%.

Согласно Генеральной схеме развития газовой отрас-

ли России на период до 2030 года, суммарный объем про-

изводства СПГ в России может составить к 2020 году свыше

35 млн т в год, а к 2030 году – до 70 млн т в год, при этом

около 70% будет приходиться на производство СПГ на базе

Штокмановского месторождения.

«Ямал СПГ» без льгот не заработаетОднако первым проектом СПГ, построенным с учас-

тием российских компаний, может стать не Штокман, а

«Ямал СПГ».

Этот проект является пилотным по производству СПГ

на Ямале и предусматривает освоение Южно-Тамбейского

месторождения с запасами в 1,26 трлн м³ газа (по российс-

кой классификации – категория С1+С), контрольная доля

в котором принадлежит ОАО «НОВАТЭК». Проектная мощ-

reserves; Moscow wants extraction, production, transport

and marketing know-how and technologies, orders placed

with Russian enterprises and staff trained in continental

shelf development. Russia is also striving to gain foreign

assets as well as access to international sales markets using

the marketing networks of its future partners.

At the same time, foreign companies cannot partici-

pate in developing the Russian shelf on their own or fields

of federal significance, i.e. reserves with over 70 million

tons of oil and 50 billion cubic meters of gas.

Given the Sakhalin-2 capacities built by foreign spe-

cialists, Russia’s share in the international LNG market is

currently about 5 percent.

According to the Master Plan for developing the gas

industry through 2030, total LNG production volume in

Russia may be 35 million tons a year by 2020 and 70 million

tons by 2030; about 70 percent of LNG production will be

based on the Shtokman gas field.

Tax Benefits Are Key to Yamal LNG Project Success

However, the first LNG project implemented with the

participation of Russian companies may be Yamal LNG, not

Shtokman.

Yamal LNG production is a pilot project and envisions

developing the South Tambey field with 1.26 trillion cubic

meters of gas reserves (category C1+C according to the

Russian classification), in which NOVATEK owns a control-

ling stake. The LNG plant’s design capacity is 15 million tons

a year. The company already has the opportunity to export

Zapolyarnoye field is one of the major sources of gas for Gazprom's projects in the Far North.Заполярное месторождение – один из основных источников газового сырья в

проектах «Газпрома» на Крайнем Севере.

●

●

22


Oil&GasEURASIA

the gas from the field despite

the fact that Gazprom had

been solely entitled to export

gas in Russia since 2006.

For a year, NOVATEK

has been courting and refus-

ing investors in the project.

Meanwhile the commission-

ing of the LNG plant was

planned for 2015–2016, and

the time for a final invest-

ment decision was running

out. As a result, the compa-

ny’s Finance Director Mark

Jetway explained, negotia-

tions with foreigners, which

were promised a 49 percent

share, had been suspended.

He said that the company

was waiting for a decision

on government support for

Yamal projects which may

be made at the end of 2010.

Furthermore, the company

has held negotiations with

potential contractors on

various options in project

implementation and found

considerable deviations from

the initial cost estimation

– fluctuations of about 30

percent.

Deputy Chairman of

the Gazprom Management

Board, Vsevolod Cherepanov,

declared that, “the Yamal

LNG project will not work without tax exemptions.”

In addition, NOVATEK hopes that the government will

undertake to arrange transport infrastructure and a tanker

fleet, this representing investments worth hundreds of bil-

lions of rubles.

In August, NOVATEK made a practical experiment

testing the feasibility of exporting LNG from Yamal

to Asia-Pacific countries, which show a considerable

growth of gas consumption compared to the USA and

Europe, along a non-traditional, shorter and more com-

plicated route, the Northern Sea Route. NOVATEK head

Leonid Mikhelson said the experiment proved its viabil-

ity – the speed of gas condensate delivered from Yamal

proved to be twice as fast as along the traditional west-

ern route through the Suez Canal. However, underlying

problems are everywhere – will costs in fact be cheaper

or at least no more expensive other routes? Shipping via

the Northern Sea Route requires the assistance of ice-

breakers whose cost remains undisclosed.Yet, Mikhelson

asserts that this route was cheaper.

It is noteworthy that despite the delay in making the

final investment decision for 2013, and in contrast to com-

panies participating in the Shtokman project, NOVATEK

did not postpone the deadline for commissioning the

plant. Mikhelson said that the LNG plant would be put into

operation as announced – 2015–2016. With regard to pre-

paratory operations, they could start now and some have

already been underway.

ность завода СПГ – 15 млн

т в год. Компания уже полу-

чила возможность экспорти-

ровать газ с месторождения

несмотря на то, что с 2006

года в России монополь-

ное право на экспорт газа

закреплено за «Газпромом».

В течение года

«НОВАТЭК» то привлекал

иностранных инвесторов

в проект, то отказывался от

них, между тем, ввести завод

СПГ в строй планировалось

в 2015–2016 году и времени

для принятия окончательно-

го инвестиционного реше-

ния было в обрез. В резуль-

тате финансовый директор

компании Марк Джетвей

разъяснил, что переговоры

с иностранцами, которым

была обещана 49%-я доля,

приостановлены. По его

словам, компания ожида-

ет решения о господдержке

проектов на Ямале, которое

может быть принято в конце

2010 года. Кроме того, ком-

пания провела переговоры

с потенциальными подряд-

чиками о различных вари-

антах строительства проекта

и обнаружила значительные

отклонения от первоначаль-

ной оценки затрат – прибли-

зительно 30% в ту или другую сторону.

Заместитель председателя правления ОАО «Газпром»

Всеволод Черепанов заявлял, что «проект „Ямал СПГ“ не

работает без налоговых льгот».

Кроме того, «НОВАТЭК» рассчитывает, что государство

возьмет на себя создание транспортной инфраструктуры и

танкерного флота, а это инвестиции, оцениваемые в сотни

миллиардов рублей.

В августе «НОВАТЭК» провел практический экспери-

мент по возможности экспорта СПГ с Ямала в страны АТР,

которые, в отличие от США и Европы, демонстрируют зна-

чительный рост потребления газа, нетрадиционным – более

коротким, но более сложным маршрутом – Северным мор-

ским путем. По утверждению главы «НОВАТЭКа» Леонида

Михельсона, эксперимент доказал свою жизнеспособность

– скорость транспортировки продукции (транспортиро-

вался газоконденсат) с Ямала оказалась в два раза быстрее,

чем традиционным, западным путем через Суэцкий канал.

Однако везде есть свои подводные камни: будет ли это дешев-

ле или хотя бы сопоставимо – ведь для транспортировки по

Севморпути танкерам необходима ледокольная проводка,

точная стоимость которой не раскрывается, хотя, по словам

Михельсона, это было еще и дешевле.

Нужно отметить, что, несмотря на отсрочку принятия

окончательного инвестиционного решения на 2013 год,

«НОВАТЭК» не стал, в отличие от участников Штокмана,

откладывать сроки ввода завода в эксплуатацию. По словам

Михельсона, завод СПГ будет введен в ранее заявленные

Russia's Prime Minister Vladimir Putin, Energy Minister Sergei Shmatko and Sakha Yakutia government chief Yegor Borisov, left to right, at the meeting concerning the "General Plan of the Gas Sector Development until 2030."

Премьер-министр России Владимир Путин, министр энергетики Сергей Шматко и глава правительства Республики Якутия-Саха Егор Борисов (слева направо) на совещании по вопросу «О проекте Генеральной схемы развития газовой отрасли России на период до 2030 года», прошедшем 11 октября.

●

●

SO

UR

CE

: R

IA N

OV

OS

TI /

ИС

ТО

ЧН

ИК

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

23

№11 Ноябрь 2010GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА


Shtokman DisagreementsAll of the above lends credence to the idea that

the Yamal LNG plant can be commissioned before the

Shtokman project in which problems arose this past sum-

mer in Gazprom’s interaction with foreign participants.

In June, in the heat of the investment decision-making,

Gazprom changed the project leader – Yuri Komarov,

who headed Shtokman Development AG (SDAG) for five

years. It was under his supervision that foreign and Russian

managers developed the LNG plant construction project.

Gazprom hoped the foreigners would provide it with

ready-made technology and expertise, but instead got a

project which is somewhat innovative: SDAG proposed to

transport gas and condensate to shore along a single pipe,

and not to separate the products immediately on the pro-

duction platform. Gazprom, represented by the licensee

to Shtokman’s mineral resources, Gazprom Dobycha Shelf

(Gazprom Shelf Production), considered the project both

too new and too expensive. The company’s executives val-

ued the difference at $11 billion and replaced almost all of

the SDAG’s top management. At the same time, Gazprom

has not abandoned the design proposed by the foreign

stakeholders.

“This practice (two-phase-flow transfer – OGE) applied

to these distances is revolutionary and innovative. In view

of this, it is undergoing strict and, I emphasize, correct

examination by experts working for Gazprom,” said the

new Shtokman Development Deputy Executive Director

Kirill Molodtsov. According to Molotsov, SDAG is “assessing

the prospects and opportunities of using the traditional

one-phase flow with product separation immediately at

сроки – 2015–2016 годы, ведь подготовительные работы

можно начинать уже сейчас, и они уже проводятся.

Штокмановские разногласияИменно поэтому проект «Ямал СПГ» имеет все шансы

быть введенным в строй раньше Штокмановского проек-

та, где этим летом наметились проблемы во взаимодейс-

твии «Газпрома» с иностранными участниками: в июне,

в самый разгар процесса по принятию инвестиционно-

го решения, «Газпром» сменил руководителя проекта –

Юрия Комарова, возглавлявшего Shtokman Development

AG (SDAG) в течение пяти лет. Под его руководством

иностранные и российские менеджеры разработали про-

ект строительства завода СПГ, однако «Газпром», который

рассчитывал, что иностранцы принесут ему готовые

технологии и опыт, получил в некоторой степени «нова-

торский» проект: SDAG предложил транспортировать

газ и конденсат в одной трубе на берег, а не разделять

их сразу на добывающей платформе. «Газпрому», в лице

недропользователя Штокмана – ООО «Газпром добыча

шельф», это показалось не только новым, но и слишком

дорогим: он оценил разницу в $11 млрд и сменил почти

все руководство SDAG. Впрочем, пока «Газпром» полно-

стью не отрицает схемы, предложенной иностранными

акционерами.

«Подобная практика (транспортировка „двухфазным

потоком“ – НГЕ) на такие расстояния является в мире

революционной, новаторской, и в этом смысле проходит

жесткую и, отмечу, корректную экспертизу прежде всего

специалистами, работающими в „Газпроме“», – заявил

новый заместитель главного исполнительного директо-

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

Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40

Факс: (8442) 35-85-11, 53-02-01

E-mail: [email protected]

Сайт: www.vzbt.ru

«Волгоградский

завод буровой

техники»

(«ВЗБТ»)

Новое поколение Новое поколение

буровых станков буровых станков

серии «STALINGRAD»серии «STALINGRAD»

24


Oil&GasEURASIA

the process ship in

the sea.” Experts

at SDAG think that

they can reconcile

the differences on

the process solu-

tions and make

an investment

decision on the

production facil-

ity in March and

then decide on

the onshore infra-

structure and

construction of

the LNG plant in

December next

year.

Despite these differences, Vladimir Putin declared in

Novy Urengoi that Russia would implement the Shtokman

project by all means, although he did not make any

statements on adhering to the schedule that has been

announced. Because of the drop in prices for gas this year

in February in the USA, which was the target market for the

Shtokman project, the project implementation timeframe

was delayed for three years: the start of pipeline gas supplies

was postponed from 2013 to 2016, the start of LNG sup-

plies was put off from 2014 to 2017.

It turns out that that if NOVATEK implements its plan

to commission its LNG plant, it will be ahead of Gazprom

provided the exemptions are in place. Meanwhile, SDAG,

supervised by foreign participants, calculated Shtokman

costs without exemptions applied.

Today 38 percent of international LNG supplies are

provided by Asia-Pacific countries (Indonesia, Malaysia,

Brunei, Australia), 27 percent by African countries (Algeria,

Egypt, Equatorial Guinea, Libya, Nigeria), 26 percent by

the Middle East (Qatar, the UAE, Oman), 8 percent by Latin

America (Trinidad and Tobago), while 1 percent comes

from Europe (Norway). In the coming decades, the list

of LNG producers is expected to expand to include Iran,

Angola, Yemen, Peru, Venezuela and Papua New Guinea.

Considerable growth in LNG production is expected in

Northern and Central Africa, the Middle East, Latin America,

the Russian Federation, Australia and Oceania.

Obviously, to earn a respectable position on the LNG

market, Russia will have to apply effort; it has vast resources

but the conditions Russian workers will have to operate are

harsher than those of other producers.

Acknowledging this and summarizing the results of the

meeting in Novy Urengoi, Putin stated that he had approved

the comprehensive plan for LNG production in Yamal and

instructed Russia’s Finance, Economic Development and

Energy ministries to submit a draft document to encour-

age oil and gas condensate field development in the Yamal

Peninsula before December 31. There is a plan to establish

a zero-rate mineral extraction tax for natural gas produced

on the Yamal Peninsula and transferred for liquefaction. The

duration of the exemption is to be no longer than 12 years

after production begins or until production volumes hit 250

billion cubic meters of gas. For condensate produced along

with gas intended for liquefaction, the mineral extraction tax

is proposed to be set to zero for 12 years or until the accumu-

lated production volume amounts to 20 million tons.

ра Shtokman Development

Кирилл Молодцов. По его

словам, в настоящее время

SDAG ведет «работу по

оценке перспектив и воз-

можностей использования

традиционного однофаз-

ного потока с разделением

продукта непосредственно

на технологическом судне в

море». В SDAG считают, что

смогут достичь консенсуса

по технологическим реше-

ниям и в марте принять

инвестиционное решение

по добычному комплексу,

а в декабре следующего

года – по береговой части и

строительству завода СПГ.

Несмотря на эти разногласия, Владимир Путин в

Новом Уренгое заявил, что Россия обязательно будет реа-

лизовывать Штокмановский проект, хотя не сделал ника-

ких заявлений по сохранению заявленных сроков реа-

лизации. В феврале этого года, из-за падения цен на газ в

США, который был целевым рынком для Штокмана, сроки

реализации проекта были перенесены на три года: начало

поставок трубопроводного газа перенесено с 2013 на 2016

год, начало поставок СПГ – с 2014 на 2017 год.

Таким образом, если «НОВАТЭК» обеспечит заявлен-

ные планы ввода своего завода СПГ, то опередит «Газпром»

– были бы льготы. Между тем, SDAG, под руководством

иностранных участников, рассчитал Штокман без приме-

нения налоговых льгот.

В настоящее время 38% мировых поставок СПГ обес-

печивают страны АТР (Индонезия, Малайзия, Бруней,

Австралия), 27% – страны Африки (Алжир, Египет,

Экваториальная Гвинея, Ливия, Нигерия), 26% – регион

Ближнего Востока (Катар, ОАЭ, Оман), 8% – Латинская

Америка (Тринидад и Тобаго), 1% – Европа (Норвегия). В

ближайшие десятилетия ожидается расширение списка

стран-производителей СПГ за счет Ирана, Анголы, Йемена,

Перу, Венесуэлы, Папуа Новой Гвинеи. Существенное уве-

личение СПГ ожидается в Северной и Центральной Африке,

на Ближнем Востоке, в Латинской Америке, в РФ, а также

Австралии и Океании.

Очевидно, что России, чтобы занять достойное место

на рынке СПГ, нужно будет побороться – у страны огром-

ные запасы, но тяжелые условия по сравнению с другими

производителями.

Понимая это, по итогам совещания в Новом Уренгое

Путин заявил, что утвердил комплексный план по раз-

витию производства СПГ на Ямале, поручив Минфину и

Минэкономразвития, совместно с Минэнерго России, до 31

декабря внести проект документа, направленного на стиму-

лирование разработки нефтегазоконденсатных месторож-

дений на полуострове Ямал. Предусматривается установ-

ление нулевой ставки НДПИ на природный газ, добытый

на полуострове Ямал и направленный на сжижение. Срок

действия льготы – не более 12 лет с начала добычи или до

достижения накопленного объема добычи в 250 млрд м³.

Для конденсата, добываемого вместе с предназначенным

для сжижения газом, предполагается также обнулить НДПИ

на 12 лет или до достижения накопленного объема добычи

в 20 млн т.

Global LNG Supply Breakdown by Region (Percentage)

Региональная разбивка поставок СПГ на мировой рынок (в процентах)

SOURCE / ИСТОЧНИК: IEA

Minsk Sets Course for Energy Independence from RussiaМинск берет курс на энергетическую независимость от России

Vladimir Shlychkov Владимир Шлычков

ENERGY | ЭНЕРГИЯ

Обеспечение энергетической независимости стало

стержнем политики многих стран бывшего СССР.

Едва ли не дальше всех в этом отношении продви-

нулась союзная Белоруссия. Для нее суть проблемы – поиск

альтернативных России поставщиков углеводородов.

Еще недавно Москва была монополистом на белорусском

рынке нефти и газа, но после череды осложнений («газовые

войны», ввод экспортных пошлин на ввозимые из России

нефть и нефтепродукты), такое положение перестало уст-

раивать Белоруссию.

Кроме экономических аспектов, в последних действиях

Минска четко просматривается стремление исключить глав-

ный инструмент политического давления на свою страну со

стороны Кремля.

В этом направлении Белоруссия действу-

ет не в одиночку. Среди ее партнеров оказа-

лись не только Украина, но и неожиданно для

многих страны Балтии.

Венесуэльский бартерПервым звонком стал масштабный

проект поставок венесуэльской нефти в

Белоруссию (НГЕ №5/2010). Многие пос-

пешили объявить этот шаг Минска пропа-

гандистским блефом, но идея заработала

на удивление быстро. Танкеры с нефтью из

Латинской Америки стабильно приходят в

Одессу (поставки на условиях CIF), успешно

опробованы порты стран Балтии.

Что же касается экономической сто-

роны дела, то, с учетом введенной Москвой

экспортной пошлины на нефть, сырье из

Венесуэлы обходится Минску не так уж и

дорого. По данным Белстата, первая партия

венесуэльской нефти в мае 2010 года стоила

Белоруссии $656 за тонну. Цены российских

Energy independence has became a core political goal

for most CIS countries. Belarus perhaps is the most

successful among them in achieving energy indepen-

dence. Currently, the country is seeking alternative crude

suppliers – not long ago, Russia was Belarus’ sole supplier

of crude. In the wake of a number of disagreements with

Moscow (“gas wars”, Russia's introduction of export duties

on crude and oil products), Belarus is trying to line up more

suppliers.

Alternative oil suppliers would help Belarus resolve

economic issues as well as eliminate the Kremlin instru-

ment of political pressure. Belarus has not been left on its

Hugo Chavez, left, and Alexander Lukashenko agreed that Minsk would pay Venezuelan crude sup-plies in goods and services, not cash.

Уго Чавес (слева) и Александр Лукашенко договорились, что Минск будет платить за венесуэльские поставки нефти не валютой, а товарами и услугами.

●

●

PH

OT

O:

RIA

NO

VO

ST

I /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И


26

#11 November 2010ENERGY | ЭНЕРГИЯ

Oil&GasEURASIA

own in its struggle; Ukraine, and surprisingly, the Baltic

States, have become its partners.

Venezuelan BarterThe initial plan was to supply Venezuelan oil to Belarus

(see OGE #5/2010). At the time, many believed this was

mostly propaganda and bluff, but the plan worked. Tankers

with Latin American crude arrive at the port of Odessa on a

regular basis (CIF delivery) and test loadings of crude have

been delivered to Belarus via ports in the Baltic.

In light of the export duties imposed by Russia, the

price of Venezuelan oil is not be significantly higher than

the price of the Russian oil. In May 2010, Belarus reported

that Minsk paid $656 per ton for Venezuelan oil compared

to $500 per ton of duty-free Russian oil. However, pursuant

to a Russian government resolution which came into effect

on Jan. 1, 2010, only crude for Belarussian domestic use is

exempt from duties. This amounts to 6.3 million tons (out

of 21.5 million tons of total planned exports in 2010).

Belarus Oil Company general director Vladimir Zubkov

told OGE that Venezuela’s Santa Barbara light crude is bet-

ter quality than Russian oil and consequently requires less

processing and provides oil products of a higher quality.

The cost efficiency of the Venezuela crude purchase

project could be improved by improving transportation

efficiency, specifically by using the Odessa–Brody pipeline.

Moreover, Ukraine and Baltic States have declared their

intentions to discount transit tariffs if sufficient volumes

and regular crude supplies are promised.

Still, the most important factor for the success of the

project is that Belarus is paying for the Venezuelan crude

not in cash, but with goods and services. During his March

2010 visit to Caracas, Belarussian President Alexander

Lukashenko signed construction contracts worth $600

million. Contracts for purchasing Belarussian machinery,

potassium fertilizers and food-products are underway.

поставок составляли около $500 за тонну беспошлинной

нефти. Напомним, что по решению российского прави-

тельства с 1 января от пошлин освобождена лишь нефть,

поставляемая для внутренних нужд Белоруссии – 6,3 млн т

(из 21,5 млн т запланированных к экспорту в 2010 году).

Другой важный момент: по словам генерального дирек-

тора ЗАО «Белорусская нефтяная компания» Владимира

Зубкова, из Венесуэлы прибывает только легкая нефть

сорта Santa Barbara. Она требует меньших усилий по пере-

работке и дает на выходе продукт более качественный, чем

нефть российская.

Весомый резерв повышения рентабельности закупок

нефти в Венесуэле кроется в оптимизации логистических

схем, в первую очередь, в использовании нефтепровода

Одесса – Броды. При этом Украина и страны Балтии заявля-

ют о готовности предоставить скидки на транзит углеводо-

родов при выходе на достаточные объемы и стабильность

поставок.

Но наиболее важным фактором, обеспечивающим

преимущество, является возможность расплачиваться за

венесуэльские поставки не валютой, а товарами и услуга-

ми. Во время визита президента Белоруссии Александра

Лукашенко в Каракас в марте 2010 года стороны заключили

контракты на $600 млн только в области строительства.

Уже подписаны и выполняются соглашения о закупках

Венесуэлой белорусских техники и оборудования, калий-

ных удобрений, продовольствия, о военно-техническом

сотрудничестве. Многие из долгосрочных проектов выгод-

ны латиноамериканцам вне зависимости от того, кто будет

находиться у власти в этой стране.

В ходе недавнего визита в Минск президент Венесуэлы

Уго Чавес подтвердил готовность его страны поставить в

2011–2013 годах в Белоруссию 30 млн т нефти.

«Одесса – Броды»: второе дыхание

Selection StrategyOn Aug. 9, 2010, Belarus approved its Energy Strategy for the period from 2010

to 2020. This is a unique document that not just clearly states Belarus’ intention to achieve energy independence from Russia through diversifying energy suppliers, but also specifies alternatives for oil and gas import.

As stated in the document, Belarus plans to produce oil in Iran and Venezuela. Nine million tons of oil are planned to be produced at the Jofeir field, Iran, where oil in place is estimated at 300 million tons. Belpars Petroleum Co. Ltd. plans to start commercial produc-tion of the field this year. Venezuela is named the main Balarus oil sup-plier, which was confirmed by the recent Hugo Chavez visit to Minsk. Belarus Oil Company and Petróleos de Venezuela executed an oil supply con-tract for a three-year period, starting in 2011, with annual supply up to 10 million tons.

A business plan for developing the Junin-1 block in the Orinoco basin has been developed. Initial production is scheduled for 2013, after which pro-

Стратегия выбораУтвержденная 9 августа 2010 года правительством Белоруссии «Стратегия разви-

тия энергетического потенциала республики до конца 2020 года» не имеет аналогов на постсоветском пространстве. В ней не только закрепляется новый курс Минска на энергетическую независимость от России, обеспечить которую призвана дивер-сификация поставок углеводородов, но и детально расписаны многочисленные

варианты импорта нефти и газа. Как следует из документа, Белоруссия намерена добывать нефть в Иране

и Венесуэле. В Иране, на месторождении Jofeir c геологическими запасами углеводоро-

дов около 300 млн т, в ближайшие 10 лет планируется добыть более 9 млн т нефти. Его промышленное освоение начнется уже в этом году. Проект реали-зует Belpars Petroleum Co. Ltd.

Основным альтернативным поставщиком нефти признана Венесуэла. Это подтвердил недавний визит президента Уго Чавеса в Минск, в ходе которо-го ЗАО «Белорусская нефтяная компания» и Petróleos de Venezuela подпи-сали контракт на поставку нефти в 2011–2013 годах. Ежегодные поставки в Белоруссию составят до 10 млн т.

Разработан бизнес-план добычи нефти на блоке Junin-1 в бассейне Ориноко. Ее планируется начать в 2013 году, поэтапно наращивая объем. После строительства сооружений инфраструктуры он возрастет с 2,9 до 11,6 млн т.

Тем временем, СП «Петролера БелоВенесолана» за период с 2008 по июнь 2010 года уже добыло в этой латиноамериканской стране более 1,7

27

№11 Ноябрь 2010ENERGY | ЭНЕРГИЯ


Похоже, что в скором времени многострадальный

нефтепровод Одесса – Броды обретет второе дыхание.

Двенадцатого октября Кабинет министров Украины

принял решение о прокачке пробной партии венесуэль-

ской нефти для Мозырского НПЗ с использованием тру-

бопроводов Одесса – Броды и «Дружба» в аверсном режиме.

Объем нефти составит около 80 тыс. т, прокачка состоится

в ноябре – начале декабря текущего года.

До этого поставки венесуэльской нефти для Белоруссии

через территорию Украины осуществлялись по железной

дороге, с перевалкой в Одесском морском торговом порту.

Общий объем транзита до конца 2010 года может составить

до 4 млн т.

На сегодня «Дружба» обеспечивает прокачку рос-

сийской нефти в страны Европы и задействована только

наполовину. Одну из ее веток освободят, и снабжение

в белорусском направлении не повредит российскому

транзиту. До января следующего года Минск планирует

отказаться от железнодорожной транспортировки вене-

суэльского сырья, заменив ее прокачкой через нефтепро-

вод. По расчетам экспертов украинского правительства,

использование трубопровода Одесса – Броды сократит

расходы на доставку нефти на Мозырский НПЗ почти

вдвое.

18 октября украинский президент Виктор Янукович

заявил, что Украина обеспечит транспортировку всех пос-

тупающих в черноморские порты объемов венесуэльской

нефти для Белоруссии.

«Сегодня мы транспортируем эту нефть в цистернах,

но в ближайшее время перейдем к транспортировке по

нефтепроводу. Это наш план, который мы выполним в

отношениях и с Венесуэлой, и с Беларусью. И в дальнейшем

данные вопросы мы будем решать совместно», – подчерк-

нул президент Украины.

При этом тариф на транзит нефти, первоначально

установленный на уровне $0,27 за 10 т/км, может быть пере-

Belarus and Venezuela have also executed contracts on

military and technical cooperation. Most of the long-term

contracts are beneficial to Venezuela, regardless of who will

be in power in the country.

During his recent visit to Minsk, Venezuelan President

Hugo Chavez promised that his country would supply

Belarus with some 30 million tons of oil over a three-year

period, starting in 2011.

The Odessa – Brody Pipeline: A Second WindIt seems that the long-suffering Odessa-Brody pipeline

will finally get a second wind.

On Oct. 12, the Ukrainian government made a deci-

sion on pumping a test batch of Venezuelan oil to the

Mozyr refinery via the Odessa-Brody and Druzhba pipe-

lines. The test is scheduled for November/early December

2010, and the pipeline will operate in the averse direction.

The test volume is expected to be about 80,000 tons.

Belarus’ Mozyr refinery currently receives Venezuelan

imports through Ukraine by rail from Odessa. Total vol-

umes of transit by this route in 2010 could be up to 4 mil-

lion tons.

Only half capacity of the Druzhba pipeline is used

for transit of Russian oil to European countries. One of

leg of the pipeline will be used to supply Belarus and this

should have no effect on Russian oil transit. Minsk plans

to completely switch from rail transportation to pipelines

by the end of December 2011. Ukrainian experts believe

that delivering the crude to the Mozyr refinery by pipeline

would cut costs by 50 percent compared to rail deliveries.

On Oct. 18, Ukrainian President Viktor Yanukovych

said Ukraine would ensure the transportation to Belarus

of all Venezuelan crude delivered to its Black Sea ports.

“Presently we transport oil in tankers, but soon it will be

transported via pipelines. This is what was planned, and

we are dedicated to closely following our agreements with

duction will be gradually increased. After infrastructure facilities are put in place, production will grow from 2.9 to 11.6 million tons. Meanwhile, the joint venture Petrolera BeloVenezolana produced more than 1.7 million tons of crude in this Latin American country in the period from 2008 to June 2010. This figure is equal to Belarus’ annual domestic oil production.

The Strategy names the preferred transportation route of the Venezuela oil: ship-ment to the port of Odessa, and then via the Odessa – Brody pipeline. Transportation of oil through Baltic ports is also deemed economically efficient. The Strategy men-tions the option of transporting Azeri and Iranian oil through Baltic and Black Sea ports.

The diversification of gas suppliers seems to be a more complicated issue. In the Strategy, it is noted that in the mid-term, supplies of Central Asian gas to Belarus are not possible “because of Gazprom’s long-term contracts to purchase all Central Asian gas volumes available for export and due to the absence of independent trans-portation infrastructure.”

The diversification of gas supplies is to be achieved through “Belarus participa-tion in gas exploration and production project abroad, and through supplies of LNG (the construction of LPG terminals in Latvia and Poland), and some shipments are planned through Ukraine.”

The document states that if the gas supply will be feasible “annual imports could amount to 10 billion cubic meters, which would significantly reduce dependence on Russian natural gas.”

Many analysts perceived the new strategy as declarations designed solely to force Moscow to reconsider its oil and gas prices for its ally. But it should be noted that plans to supply Venezuelan oil to Belarus were also initially seen as a bluff.

млн т нефти. Этот показатель соответствует годовой добыче собственной нефти в Белоруссии.

Наиболее перспективным вариантом транспортировки нефти из Венесуэлы в «Стратегии» назван маршрут до Одессы и далее по трубопроводу Одесса – Броды. Экономически целесообразными признаны также варианты перевалки через порты Балтии. В документе также упомянуто о возможности поставки через балтийские и черноморские порты нефти из Азербайджана и стран Персидского региона.

Несколько сложнее ситуация с поставками газа. В отношении центральноази-атских государств в «Стратегии» отмечается, что в среднесрочной перспективе «с учетом наличия долгосрочных контрактов ОАО „Газпром“ на закупку практичес-ки всех экспортных объемов среднеазиатского газа, а также отсутствия независи-мой транспортной инфраструктуры не представляется возможной его прямая пос-тавка в Беларусь».

Диверсификация поставок газа «будет продолжена посредством участия бело-русских организаций в разведке и добыче газа за рубежом, поставки сжиженно-го природного газа (реализация проектов строительства на территории Литвы или Польши терминалов по приему и регазификации сжиженного природного газа), в том числе через Украину».

В случае реализации проекта поставки СПГ, «его объем может составить до 10 млрд м3 в год, что значительно снизит зависимость от поставок природного газа из России», отмечается в документе.

Многие аналитики восприняли новую стратегию Минска как декларативный акт, призванный заставить Москву пересмотреть политику формирования цен на энергоресурсы для своего союзника. Однако поначалу проект поставки нефти из Венесуэлы тоже воспринимался, как пиар.

28

#11 November 2010ENERGY | ЭНЕРГИЯ

Oil&GasEURASIA

Venezuela and Belarus. In the future, we plan to solve these

issues together,” Yanukovych said.

Initially agreed transit tariff of $0.27 per 10,000 tons

per kilometer could be lowered when the volumes of trans-

ported oil reach the declared amounts. The Belarus Oil

Company is also considering possibility of transporting oil

via the Polotsk–Ventspils pipeline in the reverse mode.

Will the Chinese Construct an LPG Terminal at the Baltic Sea?

A plan to construct a Belarus sea port and LPG termi-

nal in Latvia was announced in June at the Andrius Kubilius

and Sergei Sidorsky, Latvian and Belarus prime ministers,

meeting. The announced terminal capacity was 8 billion

cubic meters a year. This project wold also require the con-

struction of a 285-kilometer pipeline to Belarus.

Experts estimate the project would cost over $1 bil-

lion. Belarus does not have sufficient funding, though a

new potential partner has showed up. САМСЕ, a Chinese

engineering Company, affiliate of the SINOMACH, one of

the major Chinese state owned companies, announced its

interest in the project participation. No details are available

yet, though Sidorsky said that this project would enable

Belarus to participate in the European spot markets.

“The Route from the Persians to the Varangians” In 2009, the Dnepropetrovsk-based Privat Group took

control of the Kremenchug refinery, a major Ukrainian

facility, from its Russian owners. Russia responded by ter-

minating crude supplies through the Pridnestrovsky pipe-

line system (PPS). In turn, Ukrtransnafta reversed the flow

of the PPS and started supplying Azerbaijani oil from the

Odessa to the Kremenchug refinery.

The distance from Mozyr to Kremenchug is only

100 kilometers more than from Mozyr to Brody. From

Kremenchug, oil could be transported to the Mozyr refinery

via railroad or the PPS; alternatively, it could be processed

at the Kremenchug refinery, significantly improving the

efficiency of that project. Most of the oil products from the

Venezuelan crude are still sold in Ukraine.

Belarus would like to use the PPS, but only under cer-

tain conditions – foremost the cost of using the pipeline.

Belarus wants Ukraine to pay for the construction of the

pipeline connection between Kremenchug and Mozyr.

Such a connection would ensure continuous pipeline oil

transits from Odessa to Mozyr. Ukrtransnafta is already

working on technical and economic due diligence for

building the pipeline.

“Kiev’s willingness to accept Belarus’ conditions

could be explained not only by Ukrainian interest in the

Venezuelan project, but also by the opportunity to extend

the PPS and create a pipeline route from the Black Sea to

the Baltic Sea. This route is of primary interest to Azerbaijan

and Kazakhstan and later, Iran and Turkmenistan might

join. Thus, Kiev could generate revenue from the transit of

Caspian oil without putting at hazard Russian oil transit

via the Odessa–Brody pipeline,” said Stas Ivashkevich, an

independent Belarus analyst.

The plan to construct a Kremenchug – Mozyr pipe-

line could actually work out. Previous plans to trans-

port oil from Black Sea ports came to naught because

of uncertainty that there would be sufficient volumes

of crude. The Belarussian president has promised to

смотрен в сторону уменьшения в случае выхода Белоруссии

на задекларированные объемы поставок.

В «Белорусской нефтяной компании» сейчас также рас-

сматривают возможность поставок венесуэльской нефти

по трубопроводу Полоцк – Вентспилс в реверсном режиме.

Терминал СПГ на Балтике построят китайцы?В июне на встрече белорусского и литовского премье-

ров Сергея Сидорского и Андрюса Кубилюса было анонси-

ровано желание Минска построить в Литве белорусский

порт и терминал по приемке и регазификации СПГ мощ-

ностью около 8 млрд м³ в год. При этом, помимо возведения

терминала, придется проложить 285-километровую тру-

бопроводную систему для доставки газа в РБ.

Специалисты подсчитали, что общая стоимость проек-

та может превысить $1 млрд. Таких денег в стране нет. Но на

сцену неожиданно вышел новый игрок. О готовности учас-

твовать в строительстве заявила китайская инжиниринго-

вая корпорация САМСЕ, являющаяся «дочкой» SINOMACH,

одной из крупнейших государственных компаний КНР.

Подробности пока не сообщаются, но Сидорский заметил,

что «с этим проектом мы сможем участвовать в спотовых

сделках на европейском рынке».

«Из персов в варяги»В 2009 году контроль над крупнейшим в Украине

Кременчугским нефтеперерабатывающим заводом пере-

шел от российских акционеров к днепропетровской группе

«Приват». В ответ Россия прекратила подачу сырья на пред-

приятие по Приднепровским магистральным нефтепро-

водам (ПМН). Но «Укртранснафта» поменяла направление

прокачки по ПМН и начала поставлять в Кременчуг азер-

байджанскую нефть из Одессы.

Расстояние от белорусского Мозыря до Кременчуга лишь

на 100 км больше, чем до Брод. Из Кременчуга нефть можно

везти на Мозырский НПЗ по железной дороге, транспорти-

ровать по ПМН или перерабатывать на месте, существенно

повысив прибыльность проекта. Ведь большинство нефтеп-

родуктов из венесуэльского сырья пока продается Украине.

Белорусская сторона заинтересована в использова-

нии ПМН, но выставляет определенные условия. Прежде

всего, это цена использования трубы. Но, в первую очередь,

Минск хочет, чтобы Киев построил за свой счет перемычку

между Кременчугом и Мозырем, обеспечив, таким обра-

зом, бесперебойный трубопроводный транзит из Одессы. И

«Укртранснафта» уже начинает готовить технико-экономи-

ческое обоснование строительства такого трубопровода.

«Покладистость Киева объясняется не только и не столь-

ко заинтересованностью в венесуэльском проекте, – счита-

ет независимый белорусский аналитик Стась Ивашкевич.

– Удлинение Приднепровских магистральных нефтепро-

водов создает Черноморско-Балтийский нефтепроводный

коридор, в котором крайне заинтересованы Азербайджан и

Казахстан, а, со временем – и Иран с Туркменистаном. Киев,

таким образом, получает возможность получать доходы от

транзита каспийской нефти, не отказываясь и от прокачки

российской по трубопроводу Одесса – Броды».

Трубопровод Кременчуг – Мозырь имеет хорошие

шансы. Ведь главным препятствием на пути несостоявшихся

пока проектов прокачки нефти от Черного моря было отсутс-

твие гарантий наполнения после завершения строительства.

Президент Белоруссии такую гарантию дает, обещая запол-

нить трубу на полную мощность венесуэльской, иранской

или азербайджанской нефтью.

29

№11 Ноябрь 2010ENERGY | ЭНЕРГИЯ


К примеру, Баку уже сейчас

испытывает нехватку экспортных

маршрутов. Не менее важен для

него и вопрос диверсификации.

На сегодняшний день эксперты

Администрации по энергетичес-

кой информации США оценивают

превышение возможностей добы-

чи нефти в Азербайджане над воз-

можностями ее экспорта в 10-12

млн т в год. К тому же, монополия

Турции на транзит каспийской

нефть напрямую отражается на

цене прокачки.

Еще более остро эта проблема стоит перед Казахстаном,

который и вовсе был вынужден отказаться от экспорта

через трубопровод Баку – Тбилиси – Джейхан из-за непо-

мерной стоимости транзита. Ожидается, что дефицит экс-

портных маршрутов этой страны в сравнении с возмож-

ностью добычи нефти составит в течение десятилетия от

40 до 60 млн т в год.

Для обеспечения рентабельности планируемого

пути «из персов в варяги» потребуется, чтобы Украина,

Белоруссия, Польша, Грузия, а в перспективе и Латвия

скоординированно снизили ставки за прокачку нефти по

своей территории. Работа в этом направлении уже идет,

причем на самом высоком уровне, способствуя и полити-

ческому сближению всех заинтересованных стран.

Что касается северной части коридора, то здесь есть

возможность выбора транзитеров. Если Польша не согла-

сится снизить тарифы за прокачку или откажется развер-

нуть трубопровод Гданьск – Плоцк, можно будет обойтись

и без нее. Достроив перемычку до нефтепровода Унеча

– Вентспилс, Минск сможет направить каспийские углево-

дороды через Латвию.

Участие в каспийском транзите выгодно Минску и тем,

что в условиях реальной конкуренции поставщиков нефти

у белорусских НПЗ появятся новые возможности в при-

влечении инвестиций, необходимых для их дальнейшей

модернизации.

В 2004 году Белоруссия, Украина и Латвия уже про-

рабатывали возможность организации нового нефтяного

маршрута в обход России. Тогда речь шла о создании

нефтетранспортного коридора Одесса – Броды – Мозырь

– Полоцк – Вентспилс. Однако в то время эта идея была

похоронена прежде всего из-за нежелания Минска обост-

рять отношения с Москвой.

Подзабытая идея Черноморско-Балтийского альянса

вряд ли будет реанимирована в форме союза государств. Но

вряд ли можно сомневаться в том, что дальнейшее усиле-

ние энергетического давления России на страны СНГ лишь

подстегнет консолидацию усилий в поисках альтернатив-

ных маршрутов обеспечения энергоресурсами.

По данным ЦДУ ТЭК за январь-сентябрь этого года

Белоруссия закупила 9,41 млн т российской нефти.

Показатель аналогичного периода прошлого года гораздо

выше – 16,1 млн т.

use the full capacity of a pipeline pumping Venezuelan,

Iranian or Azeri oil.

Azerbaijan also lacks transportation capaci-

ties and Baku would like to diversify its crude trans-

portation routes. Recently, U.S. Energy Information

Administration experts said that Azerbaijan oil pro-

duction capacity is estimated to be from 10 to 12 mil-

lion tons per year above the country’s transportation

capacities. Moreover, Turkey’s monopoly on Caspian oil

transit keeps transit costs high. Kazakhstan even had

to halt transit via the Baku–Tbilisi–Ceyhan pipeline

because of extremely high transit costs. It is expected

that in the next decade Kazakhstan production capaci-

ties will exceed its transportation capacity by 40 to 60

million tons per year.

To make this “route from the Persians to the Varangians”

economically viable, Ukraine, Belarus, Poland, Georgia, and

later Latvia should all decrease their pipeline tariffs. Top-

level negotiations are already underway, strengthening the

political ties of the countries.

There are several option for the northern part of the

route. If Poland does not decrease pipeline tariffs or refuses

to deploy a Gdansk–Plotsk pipeline, Belarus could send oil

via Latvia by buiding an Unecha–Ventsplis pipeline con-

nection.

With competition among oil suppliers, Belarus could

also benefit from the transit of Caspian oil by attracting

investments to upgrade its refineries.

In 2004, Belarus, Ukraine and Latvia were develop-

ing plans to construct a new oil route bypassing Russia.

The plan was to build the Odessa–Brody–Mozyr–Polotsk

– Ventspils oil transport corridor. However, at that time

Belarus did not want damage its relations with Russia and

the pipeline was not built.

It is unlikely that the CIS states would form a Black Sea

-Baltic Alliance, as it was discussed a while ago. Though it is

clear that the more pressure Russia puts on CIS countries,

the more consolidated an effort they make in searching for

alternative energy supply routes.

Belarus purchased 9.41 million tons of Russian

oil in from January to September 2010, or 6.69 million

tons less than in the same period in 2009, the Central

Control Administration of the Fuel and Energy Complex

reported.

Belarus’ Naftan refinery in Novopolotsk is already processing Venezuelan crude on a regular basis.

На новополоцком НПЗ «Нафтан» переработка венесуэльской нефти уже поставлена на поток.

●

●

PH

OT

O:

RIA

NO

VO

ST

I /

ФО

ТО

: Р

ИА

НО

ВО

СТ

И

30

#11 November 2010OFS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС

Oil&GasEURASIA

Different Paces of After-crisis Oilfield Services Market Рынок нефтегазового сервиса выходит из кризиса в разрозненном состоянии

Elena Zhuk Елена Жук

OFS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС

The global oilfield services market is slowly pick-

ing up to pre-crisis levels. Interestingly, the pace of

recovery in Russia is slightly higher than the inter-

national average. After plummeting last year, the costs of

R&D projects are set to grow 19 percent globally in 2010,

Polina Galova, a partner with Ernst & Young, said in her

presentation at the “Oilfield Services in Russia” conference

in October. At the same time, investments are expected to

rebound 20-30 percent in Russia, and if they do, this would

almost completely erase the past decline.

Complete Overhaul of the Services Segment In servicing, just as in many other markets, mergers

and acquisitions is a continuous process. Ostensibly, this

year the greatest appetite is being shown by the top play-

ers of the global oil and gas servicing industry – this trend

holds true in Russia, too. Schlumberger’s acquisition of

Smith International for $11 billion in August could well

hold the title of “Deal of the Year”; in Russia this global ser-

vicing giant entered into an alliance with Eurasia Drilling

Company and formed a joint venture with Integra. Second

place belongs to Baker Hughes – the company forked over

some $5.5 billion to acquire BJ Services’ experience in

reservoir-pressure maintenance water and liquids reinjec-

tion, and also bought Oilpump Services, the second-largest

company in Western Siberia engaged in comprehensive ESP

servicing.

In parallel to the surfacing trend to form global alli-

ances, the Russian arm of Ernst & Young noted the con-

tinuing trend for separating oil servicing departments

from vertically integrated companies. This year the process

Рынок нефтегазового сервиса медленно возвращается

на докризисный уровень. При этом темпы восста-

новления в России немного выше, чем на междуна-

родном уровне. По словам партнера Ernst & Young Полины

Галовой, выступившей с докладом на прошедшей в октябре

конференции «Нефтегазовый сервис в России», расходы на

разведку и освоение углеводородов после прошлогоднего

снижения в 2010 году возрастут в мировом масштабе на

19%, тогда как в России рост инвестиций составит 20-30%,

практически полностью компенсировав спад.

В сервисе – перманентная реструктуризация Слияния и поглощения компаний в сервисе, как и на

многих других промышленных рынках, – непрерывный

процесс. В этом году наибольший аппетит закономерно

проявился у лидеров мировой нефтегазовой сервисной

отрасли, и в России эта тенденция также нашла отраже-

ние. Сделкой года может стать состоявшееся в августе

поглощение Schlumberger компании Smith International

($11 млрд), в России же мировой сервисный гигант создал

альянс с Eurasia Drilling Company и СП с «Интегрой». На

втором месте – Baker Hughes, отдавшая $5,5 млрд за опыт

BJ Services в области поддержания пластового давления

методом закачки воды и различных растворов в пласт, а в

России купившая Oilpump Services, вторую по величине в

Западной Сибири компанию, осуществляющую комплекс-

ный сервис УЭЦН.

Помимо мировой тенденции формирования стратеги-

ческих альянсов, в Ernst & Young для России отмечают про-

должение тенденции выделения нефтесервисов из струк-

тур ВИНК. В этом году начали избавляться от нефтесер-

висных активов «Газпром нефть» и «Славнефть», о планах

по продаже бурового подразделения сообщил «Газпром»,

о намерении продать свои нефтесервисные активы в тече-

ние пяти лет объявила «Башнефть». По-прежнему рассчи-

тывают на собственные силы «Роснефть», «Сургутнефтегаз»

и «Татнефть», в то время как TНK-BP, продав сервисные

подразделения Weatherford, сделала ставку на сторонних

подрядчиков, как и «ЛУКОЙЛ», который пользуется услуга-

ми БК «Евразия».

«Российские сервисные компании на рынке недоста-

точно хорошо представлены, а рынок в целом – разрознен-

ный и фрагментированный», – говорит Галова. При этом

показательно, считает она, что выручка российского сервиса SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

ER

NS

T&

YO

UN

G

31

№11 Ноябрь 2010OFS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС


несопоставима с выручкой междуна-

родных компаний. Уполномоченный

РАН по вопросам сотрудничества с

Китаем Андрей Коржубаев также счи-

тает, что в сравнении с добычей, где

имеет место высокая концентрация

производства и капитала, в нефтега-

зосервисе наблюдается «слабая кон-

солидация отрасли в части основных

игроков, присутствие на рынке боль-

шого числа мелких компаний произ-

водителей и импортеров». Коржубаев

отмечает слабые позиции производи-

телей отечественного оборудования

в «премиум-сегменте» при отсутствии

инвестиционных ресурсов для модер-

низации производства, недостаточную эффективность

государственного регулирования.

Успех пропорционален масштабам компанииО том, что «рынок достаточно хаотичен» и далек

от желаемой модели, говорит и генеральный дирек-

тор Schlumberger REDA Анатолий Марков, добавляя, что

нефтегазовый сервис в России очень дешев, причем не

по вине заказчика. Рынок сервиса мехдобычи в части

производства погружного оборудования (УЭЦН), на

котором, помимо REDA, в тройку крупных игроков вхо-

дит «Борец» и Baker Hughes (подразделение Centrilift), по

данным, приведенным Марковым, оценивается прибли-

зительно в $2 млрд. По словам Маркова, для REDA Россия

– крупнейший в мире рынок по объемам и разнообра-

зию условий добычи, при этом 65 тыс. скважин в стране

of dumping servicing assets was started by Gazprom Neft

and Slavneft. Gazprom unveiled its plans to sell its drilling

department, while Bashneft stated its intention to sell its

servicing assets within five years. At the same time, Rosneft,

Surgutneftegaz and Tatneft continue to rely on their own

structures, while TNK-BP, having sold its servicing depart-

ments to Weatherford, is now taking bids from third-party

contractors, just as Lukoil, which employs the services of

the Eurasia Drilling Company.

“Russian service companies are somewhat underrep-

resented on the market, which in turn is segmented and

disconnected,” Galova says. At the same time she finds its

illustrative that the revenue of Russian servicing compa-

nies does not compare with the gains of global companies.

Andrei Korzhubaev, a representative of Russia’s Academy of

Sciences for cooperation with China, said he also believes

that compared to the production segment with its high

concentration of production and money, oil and gas ser-

vicing shows “weak consolidation of the segment by key

players, and the market presence of a large number of small

manufacturers and importers.” Korzhubaev notes the weak

position of domestic “premium-segment” equipment man-

ufacturers, the lack of investments for production modern-

ization and the lack of effective state regulation.

Success Is Proportional to Company Size Anatoly Markov, general director of Schlumberger

REDA, echoes the scientist, saying that “the market is

rather chaotic” and far from the desired model. He adds

that oil and gas service in Russia is very cheap, though this

is not the fault of the customer. The submersible equip-

ment (ESP) segment of the drilling services market, which

Ernst & Young part-ner Polina Galova Пaртнер Ernst & Young Полина Галова

●

●

32

#11 November 2010OFS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС

Oil&GasEURASIA

in addition to REDA houses two more major

players – Borets and Baker Hughes (via its

Centrilift subdivision), is estimated, according

to Markov, at some $2 billion. For REDA, Russia

is the largest global market both by specifica-

tions and diversity of production conditions

– the country’s 65,000 wells account for half of

the ESP-equipped wells, says Markov.

“Our share on the Russian market is some

15 percent in ESP production and some 30

percent in drilling services,” Markov told OGE.

“There is a stereotype that foreign servicing

is very expensive,” he notes, “For some time,

this has not been the case.” The stability of the

company’s position on the Russian market has

also been illustrated by the fact that after the

crisis REDA managed to upgrade a production

range at the Tyumen-based plant it launched five years ago.

In addition to the Standard ESP series, the company read-

ies EZLine and MT-Line submersible pipes. MT-Line pumps

(MT – Modernized, Tyumen) have been adapted to Russian

conditions and are being tested and will hit the market

next year, Markov said.

Smaller foreign equipment manufacturers have had

more modest success, but the success can still be seen.

Canada-based equipment manufacturer Foremost is well

known globally thanks to its modern hybrid coiled-tub-

ing installations, working mainly in servicing companies

in North America, Saudi Arabia and Mexico; Foremost’s

200-ton injector for coiled-tubing operations has the

largest load capacity in the world. Yet the number of wells

needed for such installation to pay reaches into the hun-

dreds, which is too much for a small domestic servicing

companies, participants at the conference commented.

Perhaps that is why a question posed to Maria Kursakova,

the head of Department, Foremost Russia, about how the

units are selling, remained essentially unanswered. This

year the company was more successful in a different field,

having supplied the first 150-ton top drive for RN-Burenie

to Russia jointly with Integra.

Equipment Producers Need State BackingThese are not the best times for Russian drilling equip-

ment manufacturers. For a long time, Integra Group was

locked in a difficult competitive environment with the OMZ

Group, which led to head-hunting and a court case regard-

ing the rights to the URBO brand. In August, Integra sold the

problem-ridden business of manufacturing heavy drilling

rigs in Yekaterinburg to United Capital Partners.

Several years ago other Russian manufacturers,

Kungur and VZBT, started to grow in strength,

upgrading their plants and investing in new

technology. However, during the crisis they had

problems with attracting credits and backed

off. “Most companies, both globally and in

Russia, sought to cut external financing, which

has become highly expensive”, notes Ernst &

Young. And while in such circumstances the

Russian producers were left face to face with

the problem, Chinese manufacturers were able

to use governmental support (related-party

lending) and, according to VZBT, managed to

conquer half of the market. The related-party

lending of export operations is done via the

составляют половину мирового фонда скважин,

оборудованных УЭЦН.

«Наша доля в производстве УЭЦН на россий-

ском рынке – около 15%, в сервисе мехдобычи

– около 30%», – сказал Марков, отвечая на вопрос

НГЕ. «Существует стереотип, что импортный сер-

вис очень дорог, – отметил он. – Это давно уже

не так». Устойчивость позиции компании на рос-

сийском рынке проявилась и в том, что на выходе

из кризиса на тюменском заводе компании, запу-

щенном пять лет назад, смогли обновить линейку

продукции. Помимо УЭЦН серии Standard, потре-

бителям готовы предложить установки погружных

насосов серий EZLine и MT-Line. Адаптированные

к российским условиям насосы MT-Line (МТ –

модернизированные тюменские) проходят испы-

тания и появятся на рынке уже в следующем году,

рассказал Марков.

У зарубежных компаний-производителей оборудо-

вания меньшего размера – успехи более скромные, но

они все же есть. Канадский производитель оборудования

Foremost хорошо известен в мире благодаря современным

гибридным колтюбинговым установкам, работающим, в

основном, в сервисных компаниях Северной Америки,

Саудовской Аравии и Мексики; 200-тонный инжектор

Foremost для колтюбинговых операций – самый большой

по грузоподъемности в мире. Вместе с тем, количество

скважин, необходимых для того, чтобы такая установка

окупилась, исчисляется сотнями, а это, по мнению участни-

ков конференции, слишком много для небольших отечес-

твенных сервисных компаний. Возможно поэтому вопрос

руководителю отдела компании Марии Курсаковой о том,

как продаются установки компании в России, остался без

содержательного ответа. В этом году компания оказалась

более успешной в другом – совместно с «Интегрой» пос-

тавила в Россию первый 150-тонный верхний привод для

ООО «РН-Бурение».

Производителям оборудования необходима поддержка государства

Не лучшие времена переживают российские произво-

дители бурового оборудования. Группа компаний «Интегра»

долго испытывала сложности в конкурентной борьбе с

Группой «ОМЗ», вылившиеся в утечку кадров и разбиратель-

ства по поводу прав на бренд «УРБО». В августе «Интегра»

избавилась от проблемного бизнеса по производству тяже-

лых буровых установок в Екатеринбурге, продав его компа-

нии United Capital Partners. Несколько лет назад

начали набирать силу, модернизировав заводы и

инвестировав средства в новые разработки, дру-

гие российские производители – «Кунгур» и ВЗБТ.

Однако в кризис, в условиях сложностей с привле-

чением средств они сдали позиции. «Большинство

компаний, как в мире, так и в России стремились

сократить внешнее финансирование, стоимость

которого существенно возросла», – отмечают в

Ernst & Young. И если в таких условиях российские

производители оказались один на один с пробле-

мой, производители из Китая смогли завоевать,

по данным ВЗБТ, половину рынка, благодаря госу-

дарственной поддержке – связанному кредитова-

нию. Система связанного кредитования экспорт-

ных операций осуществляется через созданный в

Maria Kursakova, Foremost Мария Курсакова (Foremost)

●

●

Schlumberger REDA general director Anatoly Markov Генеральный директор Schlumberger REDA Анатолий Марков

●

●

33

№11 Ноябрь 2010OFS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ СЕРВИС


1994 году государственный банк China Exim Bank,

управляемый Госсоветом КНР. О необходимости

ограничения режима связанного кредитования,

при котором наполнение кредита производится

без конкурса поставками импортного оборудо-

вания, говорят в Союзе производителей нефте-

газового оборудования и ТПП РФ. В запрещении

использования этого режима для импорта нефте-

газового оборудования по товарным позициям,

производимым в России, видит один из механиз-

мов развития российского нефтегазового сервиса

и машиностроения Андрей Коржубаев. С другой

стороны, рассуждает Коржубаев, почему бы не

поставлять по такой же схеме за рубеж российс-

кое оборудование, по аналогии с экспортом воен-

ной техники?

Другие меры, способные, по его мнению,

повысить эффективность развития – это созда-

ние специализированного холдинга с госу-

дарственным участием для продвижения рос-

сийской продукции, а также законодательное

установление степени локализации проектов на уровне

80% (на шельфе – 60%) по всем видам оборудования и

услуг.

«Для российских сервисных и машиностроительных

компаний рынок может вырасти на $60-66 млрд к 2030

году», – считает Коржубаев. Львиную долю этого прирос-

та, по мнению ученого из Новосибирска, может обеспе-

чить расширение географии разведки и добычи за счет

Восточной Сибири и шельфа, а также повышение расходов

на сервис в выручке компаний.

state bank China Exim Bank which was estab-

lished in 1994 and is controlled by the State

Council of China. The need to limit related-

party lending, under which credit is provided

without tender and supplies of imported equip-

ment, has been voiced in the Union of Oil and

Gas Equipment Manufacturers and in RCCI,

Russia’s Chamber of Commerce and Industry.

Kozhubaev sees a ban on using related-party

lending for imports of oil and gas equipment

in configuration manufactured domestically

as one of the routes for developing the Russian

oil and gas servicing and engineering segments.

On the other hand, he argues, why not sup-

ply Russian equipment abroad using the same

scheme, as is done with exports of military

equipment?

Other measures that the scientist thinks

could improve the efficiency of development

include establishing a specialized state-con-

trolled holding to promote Russian products

as well as to require projects to be 80 percent supplied with

domestic equipment (offshore – 60 percent) on all types of

equipment and servicing.

“For Russian servicing and engineering compa-

nies the market could grow by $60-66 billion by 2030,”

Korzhubaev said. The lion’s share of this growth, he said,

can be secured by geographic expansion of R&D projects

to Eastern Siberia and the shelf, as well as by companies’

earmarking more of their revenue for servicing invest-

ments.

Russian Academy of Science rep in China ties Andrei Korzhubaev Уполномоченный РАН по сотрудни-честву с Китаем Андрей Коржубаев

●

●

34

#11 November 2010MUD CUTTINGS | НЕФТЕШЛАМ

Oil&GasEURASIA

ROSING Assists Oil Companies in Cuttings Disposal

РОСИНГ помогает нефтяным компаниям с утилизацией нефтешламов

Elena Zhuk Елена Жук

MUD CUTTINGS | НЕФТЕШЛАМ

When people learned the value of oil they began

to respect its worth by calling it “black gold”. Oil

is now traded at exchanges and is of paramount

importance in many international agreements. In contrast,

drilling cuttings (sediment composed of soil particles, clay,

sand, metal oxides, water and oil) hold a less enviable posi-

tion and are simply known as “sludge”.

An Unpriced ProductThe Russian oil and gas industry generates over 3

million tons of cuttings a year. Cuttings accumulate at the

bottom of water reservoirs after oil spills and are generated

as a by-product of oil treatment processes or form in sedi-

ment in storage and transportation tanks and are spilled on

the ground as a result of accidents or during technological

processes. About one third of the sludge that accumulates

comes from oil producing companies. However, Russian

legislation does not have clear provisions regarding the

ownership of products produced from sludge. Sludge prod-

ucts cannot be sold on the market as full-fledged products.

“No-one in the last 20 years has taken responsibility

to amend legislation or to make sludge products tradable,”

Vyacheslav Manyrin, the president of ROSING (the Russian

Society of Oil and Gas Engineers) and chairman of the Sub-

Добываемую из недр земли нефть уважительно назы-

вают «черным золотом», ею торгуют на бирже и

ставят во главу угла при заключении межгосударс-

твенных соглашений, тогда как у извлекаемых вместе с

ней нефтешламов – по определению, осадков, состоящих

из частиц почвы, глины, песка, окислов металлов, воды,

нефтепродуктов – менее завидная участь.

Бесценный продуктЕжегодно в России в нефтегазовой отрасли образуется

более 3 млн т нефтешламов, накапливающихся на дне водо-

емов после разлива нефти, формирующихся после очистки

нефти при добыче, оседающих в емкостях и резервуарах

при хранении и транспортировке нефти и проливающихся

в грунт при технологических процессах и авариях. Вместе

с тем, законодательно право собственности на продукцию

переработки нефтешламов, получаемую, прежде всего, с

предприятий добывающей отрасли, на долю которых при-

ходится более третьей части отходов, пока не закреплено,

и продукты переработки не могут выступать на рынке в

качестве полноценного товара.

«За 20 лет никто не взял на себя ответственность вне-

сти изменения в законодательство, чтобы продукт, кото-

рый появляется в результате переработки нефтесодержа-

щих отходов, имел цену», – отметил

президент РОСИНГ, председатель

Подкомитета ТПП РФ по энергети-

ческой стратегии и развитию ТЭК

Вячеслав Манырин на заседании

Подкомитета, посвященном вопросам

утилизации нефтешламов в России,

которое состоялось 12 октября 2010

года в Москве.

Добывающие компании в усло-

виях отсутствия льгот по экспор-

тным пошлинам и НДПИ на нефть

и нефтепродукты, полученные при

утилизации нефтешламов, выполняя

ужесточающиеся требования в облас-

ти охраны окружающей среды, стре-

мятся в максимальной степени изба-

виться от балласта.

Cuttings Formation in Russia (million tons)

Образование нефтешламов в России (млн т)

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

AT

CO

NS

ULT

ING

35

№11 Ноябрь 2010MUD CUTTINGS | НЕФТЕШЛАМ


«ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР спешат расстаться с историческим наследием

Комплексный подход к утилизации

нефтешламов, как с привлечением под-

рядчиков, так и собственными силами,

применяют на предприятиях «ЛУКОЙЛа».

«В 2003 году мы приступили к реализации

программы по утилизации на нефтепе-

рерабатывающем комплексе „ЛУКОЙЛ-

Нефтохим Бургас“ в Болгарии, инвести-

ции в проект составляют $3 млн», – рас-

сказала на заседании ведущий специалист

отдела окружающей среды ОАО «ЛУКОЙЛ»

Марина Чиковани. В технологической

схеме утилизации здесь предусматрива-

ется использование немецкого оборудования компании

BAUGRUND и строительство депо для техноло-гических

отходов.

В две очереди ведется строительство комплекса по

переработке нефтесодержащих отходов на НПЗ «ЛУКОЙЛ-

Пермнефтеоргсинтез». «Первая очередь была запущена в

прошлом году, – сообщила Чиковани. – Сейчас запускается

вторая очередь, планируется установка системы десор-

бирования. Нефтешламы предполагается брикетировать».

«Эта программа позволит в течение нескольких лет ути-

лизировать все отходы, в том числе и старые, а главное, не

накапливать их впредь», – добавила Чиковани в беседе с

корреспондентом НГЕ.

В «ЛУКОЙЛе», как и в других крупных российских

добывающих компаниях, существует проблема утилизации

старых отходов, отрабатывавшихся и накопленных до 1991

года. По мнению Чиковани, не сформированы механизмы

компенсации старых экологических ущербов – льготы либо

компенсации средств,

затраченных предпри-

ятиями на ликвидацию

доприватизационных

экологических ущер-

бов. Отсутствуют меха-

низмы стимулирования

предприятий к перера-

ботке таких отходов.

«Компании не только не

получают льготы, но и

вынуждены платить за

размещение отходов»,

– добавляет Чиковани.

Если в «ЛУКОЙЛе»

жидкие отходы компа-

ния пытается утилизи-

ровать самостоятельно,

то в ТНК-BP утилизация

committee on Energy

Strategy and Oil and Gas

Industry Development

Issues of the Chamber of

Commerce and Industry

(CCI), said at the sub-

committee meeting

on cutting disposals in

Russia held October 12,

2010 in Moscow.

Production com-

panies are trying to get

rid of wasted ballast: no

Mineral extraction tax

and export duties breaks

on oil and oil products

are received when cut-

tings are disposed.

Environmental protec-

tion requirements are

also getting more strict.

LUKOIL and TNK-BP Intend to Promptly Dispose of Oil Cuttings Inherited from Soviet Era

LUKOIL is using a comprehensive approach to cut-

ting disposal. LUKOIL disposes of waste both on its own

and by hiring contractors. Marina Chikovani, a leading

expert at the LUKOIL Environmental Department said that

in 2003 LUKOIL launched a cuttings disposal program at

the LUKOIL Neftochim Burgas Refinery (Bulgaria) where

it invested $3 million. A LUKOIL technological program at

the facility envisions using German-made equipment by

BAUGRUND and building a depot for technological waste.

Two lines of disposal facilities are planned at the

LUKOIL Permnefteorgsintez Refinery as well. “The con-

struction of the first line facility was started last year,”

Chikovani said, “the train is currently in construction. A

stripping unit is to be installed and sludge briquetting is

planned. In the next several years, this program will allow

waste disposal including waste accumulated in previous

Cuttings Formation and Disposal in Russia (1,000 cubic meters)

Динамика образования и утилизация нефтешламов в России (тыс. м3)

SO

UR

CE

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

AT

CO

NS

ULT

ING

ROSING President and Chairman of the Energy Strategy and Fuel and Energy Sector Development Subcommitee of the Russian Chamber of Trade and Industry Vyacheslav Manyrin.

Президент РОСИНГ, председатель Подкомитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК Вячеслав Манырин.

●

●

36

#11 November 2010MUD CUTTINGS | НЕФТЕШЛАМ

Oil&GasEURASIA

как жидких, так и твердых отходов отдана на откуп подряд-

чикам. Старые отходы в ТНК-BP планируют захоронить к

2017 году, сообщила директор Департамента окружающей

среды ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» Елена Лебедева. Один из

перспективных современных методов утилизации, внедря-

емых в компании – закачка нефтешламов в пласт. По сло-

вам Лебедевой внедрению технологии препятствуют несо-

вершенство законодательной базы и длительный период

окупаемости метода. «К примеру, для Самотлора период

окупаемости составляет семь лет», – отметила Лебедева.

По словам Лебедевой, в компании внимательно следят за

мировыми новинками в этой области, и существенных тех-

нологических прорывов в области утилизации нефтешла-

мов в ближайшее время не ожидается.

Компании стараются, но не в полной мереКомпания ТНК-ВР начала утилизировать нефтешламы

одной из первых, на Саратовском НПЗ, построенном еще в

1934 году, отметил на заседании член Центрального Совета

РОСИНГ Константин Песцов. По данным пресс-службы

ТНК-ВР, на предприятии за 2003–2009 годы более чем в два

раза сократилось площадь участков, загрязненных нефтеп-

родуктами, и в настоящее время она не превышает 2% от

общей территории завода. На территории предприятия

ликвидировано четыре нефтеамбара, два шламонакопите-

ля, выведены из эксплуатации аварийный амбар стоков и

нефтеловушка, что позволило сократить выбросы в атмос-

феру более чем на 3 тыс. т в год. До 2014 года на реализацию

экологических проектов на Саратовском НПЗ планирует

направить более $20 млн.

Вместе с тем, в аналитической компании AT Consulting,

занимающейся изучением конъюнктуры промышленных

(B2B) рынков РФ и СНГ, считают задекларированные нефтя-

ными компаниями затраты на экологические программы

не соответствующими реальной потребности в утилиза-

ции нефтешламов. При этом, в компании не отрицают, что

рынок услуг и оборудования по утилизации нефтешламов

в значительной степени связан с финансированием эколо-

гических программ ВИНК.

И хотя, по словам генерального директора AT Consulting

Амина Сейдова, текущая динамика рынка показывает рост

на 14-15% в год в денежном выражении, в среднем, за пос-

ледние пять лет, объемы образования нефтешламов опе-

режают динамику их утилизации более чем на 20%. Рост

рынка, по мнению Сейдова, могут обеспечить ужесточение

экологического контроля, рост цен на нефть, отсутствие

регионально-административных барьеров в их деятель-

ности и внедрение универсальных дешевых способов ути-

лизации нефтешламов. Также рынок стимулируют крупные

аварии трубопроводов и технологии переработки шламов

в товарные нефтепродукты.

Технологии по особому рецептуОчищать нефтешламы комплексным физико-хими-

ческим и микробиологическим методом предлагают в

years, and most importantly, it will prevent the accumula-

tion of waste in the future”, Chikovani told OGE.

Like other major Russian oil and gas producing com-

panies, LUKOIL faces the issue of disposing of waste accu-

mulated prior to 1991. Chikovani said she believes that

there is no established compensation mechanism covering

previous environmental damage and no provisions for any

allowances to recover the expenses incurred by companies

to pay for environmental damage that dates from periods

preceding privatisation. No incentives exist for companies

to dispose of such waste, Chikovani said. She added that not

only do companies not receive any allowances, they must

also pay for disposing of the waste.

While LUKOIL disposes of liquid waste on its own,

TNK-BP uses contractors to dispose of both liquid and

solid waste. TNK-BP plans to bury its oil waste by 2017,

Elena Lebedeva, the director of TNK-BP Management’s

Environmental Department, said. At the Russian CCI sub-

committee meeting, Lebedeva talked about the reinjection

of cuttings, an advanced disposal technology. She said that

the use of that technology is hindered by the lack of appro-

priate regulations and a long payout period. For example,

the payout period for the Samotlor field is estimated to be

seven years, Lebedeva said. She said she does not expect any

technological breakthrough in the cuttings disposal indus-

try in the near future.

Companies are Trying, but not to the Best of Their Abilities

TNK-BP was the first company to start a waste disposal

program, launching one at its Saratov refinery which was

built in 1934, ROSING Central Council member Konstantin

Pestsov said at the CCI sub-committee meeting. From 2003

to 2009, the pollution due to waste on the facility’s terri-

tory dropped in half; now the polluted area is less than 2

percent of the refinery’s total acerage, the TNK-BP public

affairs office said. Workers at the refinery also liquidated

four oil-storage pits, two sludge reservoirs and emergency

sludge pit and an oil remover. These efforts paid off, reduc-

ing annual air emissions by 3,000 tons. By 2014, the Saratov

refinery plans to invest over $20 million in environmental

protection projects.

Experts from the AT Consulting Company, which stud-

ies B2B markets in Russia and the CIS, believe that the fund-

ing allocated to environmental protection programs is not

sufficient for sludge disposal. The waste disposal industry,

including services and equipment depends highly on funds

allocated by vertically integrated oil companies to environ-

mental programs.

The monetary value of the waste disposal market

is now growing at a rate of 14 to 15 percent a year. Over

the last five years oil sludge has accumulated at an aver-

age rate 20 percent higher than the waste disposal rate,

AT Consulting General Director Amin Seidov said. Seidov

said he believes that waste disposal could be stimulated by

stricter environmental regulations, rises in oil prices, the

removal of administrative barriers and by using cheaper

Oil cuttings, cleaned up with the use of compex method devel-oped by Oil Chemistry Institute (Tomsk) specialists, can be used for heaping up.

Нефтешлам, очищенный с помощью метода, разработанного в ИХН (Tомск) можно использовать для подсыпки дорог.

●

●

37

№11 Ноябрь 2010MUD CUTTINGS | НЕФТЕШЛАМ


Институте химии

нефти (г. Томск).

Для реализации

метода в институте

разработали мою-

щие композиции

на основе биораз-

лагаемых ПАВ, спо-

собные стимулиро-

вать рост и углево-

дородокисляющую

активность мик-

рофлоры при био-

деструкции шлама,

и биопрепарат для

очистки нефтезаг-

рязненных почв

и воды. На заседа-

нии Подкомитета

директор инс-

титута Любовь

Алтунина расска-

зала о проведении

опытно-промыш-

ленных испыта-

ний комплексно-

го метода отмыва

нефтешлама на

М а л о р е ч е н с к о м

м е с т о р о ж д е н и и

Томской облас-

ти: концентрация

з а г р я з н я ю щ и х

н е ф т е п р о д у к -

тов после отмыва

понизилась на 63%, после чего была проведена допол-

нительная очистка с применением микроорганизмов-

деструкторов.

Одна из основных сложностей в применении сущест-

вующих технологий утилизации, предлагаемых ведущими

международными компаниями, по мнению заведующе-

го кафедрой промышленной экологии РГУ нефти и газа

Станислава Мещерикова, состоит в том, что эти технологии

«работают на „свежачке“», то есть разработаны для опре-

деленных условий и состава нефтешлама. В то же время,

в реальных условиях необходим особый подход в каждом

случае, считает и председатель Союза нефтегазопромыш-

ленников Геннадий Шмаль, который приводит пример

НПЗ им. Менделеева в Ярославской области, где накоплены

миллионы тонн кислых гудронов, утилизировать которые

пока не взялась ни одна компания в силу специфики требу-

емых технологий.

Говоря о таком направлении, как ликвидация разли-

вов нефти, Шмаль в качестве хороших примеров выделяет

технологии компании ЗАО «Биомедхим» и разработки ака-

демика РАН Ивана Нестерова. «Лет 20 назад разливов было

больше, чем сейчас, а методы их ликвидации были, в основ-

ном, механическими. К примеру, на Самотлоре широко

использовались центрифуги», – рассказывает Шмаль.

Оценивая усилия РОСИНГ, направленные на решение

вопросов утилизации при активном участии компаний и

государственных органов, Шмаль оптимистично полагает,

что «если даже 500 тыс. или 1 млн т (нефти) в результате

наберется, это будет неплохой вклад».

methods to dispose of waste.

He noted that in additional to

major pipeline accidents, pro-

cessing sludge to produce oil

products boosts the waste dis-

posal market.

Special ReceiptsThe Institute of Оil

Chemistry (Tomsk city) pro-

posed a comprehensive physi-

cal-chemical and microbiologic

sludge treatment method. The

institute developed a detergent

composition based on biode-

gradable surfactants that can

stimulate the growth and activ-

ity of hydrocarbon-oxidizing

microorganisms in the bio-

degradation of sludge and also

developed biological prepara-

tion for treatment of oil polluted

waters and soil. At the CCI sub-

committee meeting, Institute of

Oil Chemistry Director Lyubov

Altunina spoke about pilot test-

ing of a proposed comprehen-

sive sludge treatment method

at the Malorechenkiy field in

Tomsk Region: after initial

treatment, the concentration

of polluting oil decreased by

63 percent after which it was

followed by further treatment

using microorganisms-destruc-

tors.

Gubkin Oil and Gas Institute Industrial

EcologyDepartment head Stanislav Mescherikov said that

the main problem with using sludge treatment methods

developed by major international companies is that these

methods are developed to work only under certain condi-

tions and only for a sludge of a certain composition.

Gennady Shmal, the chairman of the Oil and Gas

Producers Association, said that each company needs an

individual approach to waste disposal. He illustrated this

point of view with the example of Slavneft’s Mendeleyev

Refinery in Yaroslavl Region where millions of tons of acid-

ic tars have accumulated. He pointed out that not a single

company agreed to dispose this waste because of the highly

specific technologies required.

Shmal noted that there are examples of successful

responses to oil spills. He said some of the most efficient

technologies are those being used by Biomedkhim and

methods developed by Ivan Neseterov, a member of the

Russian Academy of Sciences. Shmal said that oil spills

occurred more often twenty years ago than they do today

and pointed out that they used to be cleaned mechanically;

for example, a centrifuge was used at the Samotlor field,

he said.

Speaking on ROSING’s efforts to solve sludge disposal

issues with the support of private companies and the gov-

ernment, Shmal said that if ROSING’s efforts bring at even

just 500,000 or 1 million tons of oil, it would be a good

contribution.

38

#11 November 2010HR | КАДРЫ

Oil&GasEURASIA

TNK-BP Optimizes HR PolicyТНК-ВР оптимизирует кадровую политику

HR | КАДРЫ

Despite the lack of highly skilled specialists in the

market, the aging industry and an overall drop

in quality of practical skills obtained by students

at college, TNK-BP has managed to continue hiring the

crème of industry pros, reduce the average age of its staff

and attract the best young engineers Russian academia can

offer.

Out of a 14-million-strong pool of industry workers

in Russia, only two million are highly skilled managers and

engineers and the hunt for these specialists is only getting

tougher, TNK-BP Vice President for Human Resources and

Organizational Development Andrei Yanovsky told report-

ers during the Oct. 12 meeting with the company’s senior

HR executives.

The industry is getting older, too. According to sta-

tistics, the average age of oil and gas executives in Russia

today stands at 45 years. TNK-BP countered the trend by

reducing the age of its top brass to 42 years, while the

average age of the company’s nearly 46,000-strong staff

was also slashed from 41.7 years in 2003 to 39 years in

2010.

Вопреки дефициту высококвалифицированных спе-

циалистов на рынке, старению отрасли и спаду

качества практических знаний и навыков, полу-

чаемых студентами профильных ВУЗов, ТНК-ВР удается

привлекать лучшие отраслевые кадры, снижать средний

возраст сотрудников и нанимать самых перспективных

молодых специалистов среди выпускников российских

университетов.

«Из числа 14 млн человек, занятых в промышленности,

лишь 2 млн – высококвалифицированные управленцы и

инженерно-технический персонал, и охота на них обост-

ряется», – поделился на встрече с журналистами 12 октября

вице-президент ТНК-ВР по работе с персоналом и органи-

зационному развитию Андрей Яновский.

Не менее важной тенденцией на рынке кадров остает-

ся старение персонала. Согласно статистике, средний воз-

раст руководителей в нефтегазовом бизнесе в России сегодня

составляет 45 лет. В ТНК-ВР этот показатель удалось снизить до

42 лет, тогда как средний возраст всех сотрудников компании,

в которой сегодня занято почти 46 тыс. человек, и того ниже

– с 41,7 лет в 2003 году он сократился до 39-ти в текущем.

В последние

годы компания

активно избавлялась

от непрофильных

активов, в результате

чего число сотруд-

ников сократилось с

60 тыс. до 45 964.

« К о м п а н и и

сосредоточены на

росте производи-

тельности труда, то

есть на собственной

эффективности», –

объяснил Яновский.

В последние

годы ТНК-ВР стабиль-

но превышает отрас-

левые показатели по

производительнос-

ти труда (рис. 1) – в

2010 году компания

Bojan Šoć Боян Шоч

Fig. 1Рис. 1

●

●SO

UR

CE

: T

NK

-BP

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

ТН

К-В

Р

39

№11 Ноябрь 2010HR | КАДРЫ


по этому показателю достигла результата в $800

тыс. на человека, тогда как по отрасли в целом

эта цифра едва превысила $500 тыс. на челове-

ка. После всеобщего обвала, который пришелся

на кризисный 2009 год, ТНК-ВР за последний

год удалось добиться роста производительности

труда, и вновь темпы этого подъема опережали

большинство участников рынка .

Выбор профессии – уже за школьной скамьей

Высокой производительности труда не

добиться без персонала, обладающего обшир-

ными знаниями в области управления проекта-

ми, а отыскать среди выпускников профильных

ВУЗов будущих руководителей с такой квалифи-

кацией сегодня непросто: устаревшие учебники,

нехватка практических знаний, ограниченный

опыт работы «в поле» – это лишь некоторые

минусы, осложняющие органичную адаптацию

молодых инженеров в новой среде.

Тем не менее, в России есть и учебные заве-

дения, готовящие молодых специалистов соглас-

но высочайшим корпоративным стандартам. По

словам директора ТНК-ВР по развитию лидерства

Ольги Перекопской, в сотрудничестве с российскими обра-

зовательными учреждениями компания делает упор на пять

ВУЗов, которые поставляют примерно 50% нанимаемых моло-

дых специалистов. В эту группу входят Российский государс-

твенный университет нефти газа им. И.М. Губкина, Тюменский

государственный нефтегазовый университет, Самарский госу-

дарственный технический университет, Уфимский государс-

твенный нефтяной технический университет и Иркутский

государственный технический университет. Синергетический

эффект сотрудничества с перечисленными ВУЗами был допол-

нительно усилен созданием Межвузовского центра ТНК-ВР с

целью выравнивания уровня подготовки приходящих в ком-

панию молодых специалистов.

В отборе начинающих трудовой путь инженеров ТНК-

ВР исповедует принцип точечной селекции, делая ставку на

будущих сотрудников еще на стадии их обучения в школе.

In recent years, the company has been offloading non-

core assets, ultimately slashing its workforce from 60,000

employees to 45,964.

“Companies are focused on the growth of their produc-

tivity and efficiency of operations,” Yanovsky explained.

In recent years, TNK-BP has been steadily topping

Russia’s industry averages in terms of labor productivity

(see Chart 1), surpassing the $800,000 per employee mark

in 2010, while the overall performance across the board

barely made it over the $500,000 mark. Following a plunge

in the crisis-stricken 2009, TNK-BP rebounded more quick-

ly than most of other players in the market.

Choosing Career at School High labor productivity rates cannot be achieved

without strong project management skills and recruiting

college graduates with those skills today isn’t easy – old

textbooks, the lack of practical knowledge and limited

experience to work “in the field” are just some of the short-

comings that make it difficult for young engineers to blend

in smoothly.

And still, there are academic institutions in Russia pro-

viding the kind of training that fits the highest corporate

standards. According to TNK-BP’s Leadership Development

director Olga Perekopskaya, the company has identified

five such institutions, accounting for 50 percent of new

hires among students. These are the Russian State Oil and

Gas University in Moscow (Gubkin), the Tyumen State Oil

and Gas University, the Samara State Technical University,

the Ufa State Oil Technical University and the Irkutsk State

Technical University. The synergetic effect of cooperation

with these institutions has been further enhanced through

the establishment of TNK-BP’s Inter-University Center,

which aims to fine-tune the level of training of young spe-

cialists entering the company.

In recruiting young engineers TNK-BP uses a targeted

approach, selecting some of the future hires even before

they enter college.

Marat Yafizov, Direct Search Dept. director, IMPERIA KADROV holding

Doing recruitment work for oil and gas companies is a complex job, but at the same time it is pleasant and interesting. There aren’t many mid-level managers and executives available and, moreover, they don’t often appear in the open market.

A huge gap in the history of our country brought about the shortage of experienced and young staff at the same time, making the scarce number of managers who meet the companies’ high requirements even more expensive, while their price tag grows quicker than their experience.

As a rule, the cooperation with oil and gas companies is preceded by a tender, which results in signing of a one-year contract. During that year the staff provider is obliged to fill the vacancies. Staffing projects in Moscow or key oil and gas pro-ducing regions are completed within one or two months. Filling the vacancies in companies that work in remote regions or are in difficult situation requires hires that possess special skills, and it usually takes between three and six months to find such people.

TNK-BP’s senior HR executives Andrei Chepurnov, Andrei Yanovsky and Olga Perekopskaya, left to right, briefed reporters on the latest tendencies in Russia’s labor market.

Руководители ТНК-ВР в области HR Андрей Чепурнов, Андрей Яновский и Ольга Перекопская (слева направо) рассказали журналистам о последних тенденциях на российском рынке труда.

●

●

PH

OT

O:

TN

K-B

P /

ФО

ТО

: Т

НК

-ВР

40

#11 November 2010HR | КАДРЫ

Oil&GasEURASIA

“We have a contractor in Nyagan organizing TNK-

BP classes for ninth- and tenth-grade students who are

carefully selected and then prepared for entrance exams

to enroll at universities. TNK-BP sponsors the training

which is conducted by teachers from the Tyumen State

Oil and Gas University and other universities. They pre-

pare schoolchildren to enter college and major in those

professions that our company is especially interested in,”

says Perekopskaya. Ultimately, this approach should steer

youngsters toward success in their future careers and mini-

mize the period required for adjustment to corporate poli-

cies and standards.

Incentives Are Key to Staff RetentionThe company maintains the industry trend in terms of

salary, which has seen a drop from the 16.5-percent annual

increase in 2006 to only 3.4 percent last year en route to

recovery in 2010 with the rise projected at 8.5 percent (see

Chart 2). The staff is further incentivized by the 25-percent

variable pay component. However, TNK-BP’s investments

in human resources go far beyond salary payments. “The

salary accounts for approximately 75 percent of all funds

we spend on our staff,” says TNK-BP’s corporate director for

HR operations Andrei Chepurnov. The remainder is spent

on providing a safe working environment (13 percent),

social benefits and guarantees (5 percent), services recog-

nition program (4 percent), corporate events (2 percent)

and training (1 percent).

Other incentives include optional health insurance,

trips to spas and health resorts, corporate pension plans

and housing programs.

«Мы наняли компанию в Нягани, которая организует

ТНК-ВР классы. После тщательно проведенного отбора, уча-

щихся девятого и десятого классов готовят к поступлению

в высшие учебные заведения преподаватели Тюменского

ГНГУ и других ВУЗов при спонсировании ТНК-ВР. Таким

образом, няганьские школьники готовятся к получению спе-

циализированных профессий, в которых заинтересована

наша компания», – рассказывает Перекопская. В конечном

итоге, такой подход должен положить начало успешным

карьерам будущих сотрудников и свести к минимуму адап-

тационный период на стадии их вхождения в компанию.

Система стимулирования – решающий фактор сохранения персонала

Что касается колебаний заработной платы, компания

сохраняет отраслевую тенденцию последних лет, харак-

теризуемую как ощутимым спадом прироста оплаты труда

(с 16,5% в 2006 году рост зарплат по отрасли сократился до

3,4% в 2009-м), так и новым скачком окладов в 2010 году,

прогнозируемым на уровне 8,5% (рис. 2). Дополнительным

стимулом для персонала является 25%-я доля изменяемой

части денежного вознаграждения, но это отнюдь не значит,

что инвестиции ТНК-ВР в кадры ограничиваются одними

выплатами заработной платы.

«Денежное вознаграждение одного рабочего на пред-

приятии составляет примерно 75% всех расходов, кото-

рые тратим на персонал», – рассказывает корпоративный

директор по кадровой операционной деятельности Андрей

Чепурнов. Прочие затраты приходятся на обеспечение

безопасной рабочей среды (13%), выделение различных

социальных льгот и гарантий (5%), реализацию програм-

мы признания заслуг (4%), проведение различных корпо-

ративных мероприятий (2%) и обучение (1%).

Кроме того, есть и другие стимулы – добровольное

медстрахование, санаторно-курортное лечение, корпора-

тивная пенсионная программа, жилищная программа.

«Жилищная программа была запущена несколько лет

назад и сегодня в ней участвуют около 150 человек в реги-

онах. Это очень фокусная программа, она предлагается

для молодых специалистов, для социальных категорий

работников или специалистов с уникальными или редкими

навыками в тех регионах, где это действительно необходи-

мо», – говорит Чепурнов.

Конкуренты предлагают больше, чем просто деньги

В отрасли весьма ценят квалифицированных руково-

дителей. Сегодня, когда конкуренция на рынке труда обос-

тряется, довольно трудно бороться

с текучестью персонала. После того

как ее уровень в 2007 году достиг

10% в среднем по отрасли, годом

позже последовал спад до 2% (рис. 3).

Однако в этом году, на фоне восста-

новления экономики, вновь начался

рост числа сотрудников, готовых к

смене работы. В такой среде впол-

не естественно, что кадры ТНК-ВР

Fig. 2Рис. 2

●

●

Марат Яфизов, директор департамента прямого поиска,

холдинг «Империя Кадров»Для нефтегазовых компаний подбирать людей сложно, но прият-

но и интересно. Менеджеров среднего звена и управленцев немного, тем более они не часто выходят на открытый рынок.

Большой пробел в истории нашей страны обусловил нехватку опытных и одновременно молодых кадров, поэтому те немногочис-ленные менеджеры, которые соответствуют высоким требованиям компании, дорожают быстрее, чем растет их опыт.

Как правило, сотрудничеству с нефтегазовыми компаниями пред-шествует тендер и контракт на год, за который кадровый провайдер и обязуется закрыть размещенные заявки на персонал. Проекты для Москвы или ключевых нефтегазодобывающих регионов, отрабаты-ваются за один-два месяца. В отдаленные регионы, а также для пред-приятий, находящихся в сложном положении, требуются незаурядные специалисты, поиск которых может занять от трех до шести месяцев.

SO

UR

CE

: T

NK

-BP

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

ТН

К-В

Р

41

№11 Ноябрь 2010HR | КАДРЫ


оказываются в эпицентре внимания конкурирующих ком-

паний и хедхантинговых агентств, но щедрых финансовых

предложений, как правило, недостаточно для того, чтобы

переманить сотрудников компании.

«Мы, конечно, можем выдерживать конкуренцию в

финансовом плане до определенного предела, который

называем осознанностью. Сфера, в которой мы работаем,

четко понимает, что ТНК-ВР – это кузница кадров, где

сотрудникам действительно уделяют внимание и учат быть

ориентированными на результат. Естественно, что эти

люди на рынке труда пользуются повышенным спросом,

– объясняет Яновский. – Мы теряем сотрудников в первую

очередь не столько из-за финансовых моментов, а скорее

за счет продажи конкурентами определенных перспектив.

Наших людей, как правило, приглашают на позиции, кото-

рые существенно выше нынешних, им предлагают ком-

бинации карьерных возможностей плюс определенных

финансовых стимулов. Но я бы не сказал, что сегодня перед

нами стоит гигантская задача по удержанию персонала. Мы

в начале года делали анализ, по итогам которого дорабаты-

ваем (по сути, эту работу мы делаем непрерывно) систему

краткосрочного и долгосрочного стимулирования, пос-

кольку все-таки акцентируем внимание на заинтересован-

ности человека работать в компании, а не пытаемся просто

его удержать.»

“Our housing program was launched several years ago

and today it involves around 150 employees in the regions.

It has a very clear focus, targeting young specialists and

social category workers, as well as employees with unique

or rare skills in those regions where we need such skills,”

Chepurnov said.

Rivals Offer More Than Just CashSkilled managers are appreciated throughout the

industry. At a time when competition in the labor mar-

ket is becoming tougher, it takes quite an effort to keep

staff turnover in check. After hitting the 10-percent

mark in 2007, the turnover in Russia’s oil and gas indus-

try shrank to 2 percent a year later (see Fig. 3), but has

demonstrated new growth in 2010, fueled by the recent

recovery. Naturally, in such an environment TNK-BP-

trained cadre is often targeted by rival firms and head-

hunters, but it takes more than just copious cash offers

to lure the company’s staff away.

“We can compete financially to a certain extent,

which we call awareness. The environment we work in

clearly understands that TNK-BP is recognized as talent

factory, where people are truly cared for and trained to

be result-oriented. So it is no wonder that our staff enjoy

increased demand in the labor market. We lose employ-

ees primarily not because of financial issues, but due to

our competitors’ sale of certain perspectives, explains

Yanovsky.

“As a rule, our people are offered posts that are sig-

nificantly higher than their current ones – it is usually a

combination of career opportunities and certain financial

incentives. However, I wouldn’t say that we face a gigantic

task of keeping the staff. In early 2010, we conducted an

analysis which suggested that we polish up our short-

term and long-term incentive systems (actually, we are

doing this continually), as we focus our attention on the

employees’ motivation to work in the company instead of

just making efforts to retain them.”

Кира Мартанова, консультант / руководитель

проектной группы ООО «КА „ЮНИТИ“» Конкуренция среди высококвалифици-

рованных кадров в этом бизнесе достаточ-но велика. Компании, особенно лидеры данного рынка, предъявляют очень высо-кие требования к наличию опыта, соот-ветствующей квалификации у специалис-тов. Жестких критериев отбора много. К примеру: профильное образование, опыт работы минимум от 10 лет в данной сфере по указанному профилю, свободное владе-ние английским – даже для рядовых сотрудников. Очень часто выдви-гаемое требование – опыт работы от 10 лет в шельфовых проектах. Даже при наличии высококвалифицированного кандидата, проходя-щего по всем необходимым параметрам, компании очень присталь-но относятся к рекомендациям с прежних мест его работы. Несмотря на огромный опыт, кандидата можно потерять если он даже на грани максимально возможного возраста для этой вакансии. Соискатели также должны вписаться и в менталитет той или иной компании. Кандидаты в этой сфере – товар штучный. Поиск и подбор на такие вакансии может занимать несколько месяцев, так как нужно получить согласие всех заинтересованных сторон.

Kira Martanova, consultant / project group head, UNITY recruitment agency

The competition among highly-skilled specialists in the oil and gas business

is rather strong. Companies – and particularly leaders in this market – have very

high demands in regard to applicants’ work experience and appropriate quali-

fication. There are numerous tough requirements, including specialized educa-

tion, at least 10 years of work experience in this area, fluency in English – even

for support staff. Very often companies search for applicants with 10 years of

experience in the offshore industry. Even when the applicant is highly skilled

and fits all necessary parameters, companies thoroughly study the recommen-

dations from his previous workplaces. Regardless of his vast experience, an

applicant can be rejected if he’s even close to the upper age limit. Candidates

also need to fit in the company’s mentality. In the oil and gas business such spe-

cialists don’t come by the dozen. Search and selection process can take several

months as it is vital to secure agreements by all interested parties.

Fig. 3Рис. 3

●

●

SO

UR

CE

: T

NK

-BP

/ И

СТ

ОЧ

НИ

К:

ТН

К-В

Р

42

#11 November 2010SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ

Oil&GasEURASIA

Double Acting Tanker Set for Pechora Sea DebutThe first of two new Arctic double acting shuttle tankers for the Prirazlomnoye project has entered service

Танкер двойного действия для дебюта в Печорском мореПервый из двух новых челночных танкеров в арктическом исполнении для Приразломного месторождения введен в эксплуатацию

John Balfe Джон Балф

SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ

The result of a unique collaboration involving an over-

seas designer and a Russian shipbuilder, the 70,000

dwt Mikhail Ulyanov (IMO Number: 9333670, photo)

was delivered to Sovcomflot by Admiralty Shipyard at the

end of February. The-state-of-the-art vessel, designed by Aker

Arctic Technology, is currently undertaking general duties

in the spot market, but her destiny lies in plying one of the

harshest of trades, shuttling oil from the Prirazlomnoye oil

field development in the Pechora Sea to a Floating Storage

and Offloading (FSO) unit moored off Murmansk.

Sister ship Kirill Lavrov is also soon to be delivered

to service an area which is covered in ice during the

entire winter navigation season, with ice first forming in

November and lasting until June. During hard winter sea-

sons ice can of over 1.2 meters in thickness can form.

Operations will continue all year round in an area

where the average number of ice period days is 213, and the

minimum air temperature is minus 46 degrees Celsius. Oil

production is expected to last for 22 years.

Originally envisaged as an Aframax design, the even-

tual selection of smaller ships came about due to concern

with the draught and the stern loading effects in the shal-

low platform location, where there was a risk of flushing

of the supporting berm for the ice resistant platform.

Построенный в результате уникального сотрудни-

чества зарубежного проектировщика и российско-

го судостроительного предприятия танкер «Михаил

Ульянов» с дедвейтом 70 тыс. т (ММО № 9333670, на фото)

передан «Совкомфлоту» предприятием «Адмиралтейские

верфи» в конце февраля. Судно, построенное по последне-

му слову современной техники и спроектированное ком-

панией Aker Arctic Technology, гарантирует выполнение

функций общего характера на спотовом рынке, однако оно

предназначено для напряженной эксплуатации в жестких

условиях для выполнения челночной перевозки нефти с

Приразломного нефтяного месторождения, разрабатывае-

мого в Печорском море, на плавучее нефтеналивное храни-

лище (ПНХ), установленное на якоре в районе Мурманска.

Еще одно судно такого же типа – «Кирилл Лавров» – будет

также введено в эксплуатацию на акватории, покрытой льдом

в течение всей зимней навигации, с началом образования

ледового покрова в ноябре и его сохранением до июня. В

суровые зимы толщина льда может достигать 1,2 м.

Работы будут вестись круглый год на акватории со

средней продолжительностью сохранения ледового пок-

рова 213 дней и минимальной температурой воздуха −46 °C.

Добычу нефти планируется вести в течение 22 лет.

Первоначально рассматривался вариант использова-

ния судов класса «Афромакс», однако окончательный выбор

был сделан в пользу судов меньшего класса, с учетом осадки

и влияния кормовой погрузки в условиях мелководной

платформы, где существует риск размывания вспомога-

тельной подушки ледостойкой платформы. Впоследствии

концепция судна была доведена до осадки менее 14 м с

соответствующим образом изготовленной носовой погру-

зочной системой.

При длине 257,33 м и ширине 34,04 м «Михаил Ульянов»

имеет осадку 14 м и высоту борта 21,6 м. Судно оснащено

грузовыми танками общей вместимостью 87,029 тыс. м3 и

отдельными балластными танками вместимостью 35,2 тыс.

м3. Грузовые танки оснащены десятью электрическими

погружными насосами Marflex, отстойные – танки двумя

электрическими погружными насосами.

43

№11 Ноябрь 2010SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ


Судно отличается специальной конструкцией носовой

погрузочной системы, специально разработанной для комп-

лекса устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН) с платфор-

мы на Приразломном. Погрузочная система Maritime Pusnes

AS, производительностью 10 тыс. м3/ч, полностью совместима

со всеми другими морскими погрузочными установками, тре-

бующими носовой погрузки для условий Северного моря.

Для обеспечения поставленных задач форма корпуса

танкеров для Приразломного месторождения была раз-

работана компанией Aker Arctic Technology Inc. (AARC) на

основании принципа двойного действия для круглогодич-

ной самостоятельной навигации в средних условиях сезон-

ной ледовой обстановки.

Концепция двойного действия является пионерной раз-

работкой компании Aker Arctic Technology, которая впервые

была воплощена в конструкции танкеров Mastera и Tempera,

построенных компанией Sumitomo Heavy Industries для Neste

Shipping. На сегодняшний день «Совкомфлот» располага-

ет тремя танкерами двойного действия конструкции Aker

Arctic, построенными компанией Samsung Heavy Industries, а

«Норильский никель» эксплуатирует пять первых в мире кон-

тейнеровозов двойного действия. Сейчас компания готовится

принять шестое судно двойного действия, построенное на

верфях Nordic в Германии.

Как заявил Микко Ниини, президент Aker Arctic

Technology Inc., конструкция корпуса челночных танкеров

для Приразломного была оптимизирована для двух режимов

работы в условиях однолетних льдов – движения кормой

вперед в однолетних льдах средней и большой толщины и

движения носом вперед на открытой воде.

По его словам, суда двойного действия накапливают

опыт эксплуатации и знания в области ходкости во льдах на

примере существующих ледоколов, оснащенных носовыми

гребными винтами. Два основных механизма взаимодейс-

твия корпуса и льда для улучшенной ходкости во льдах –

пониженное ледовое сопротивление, достигаемое благодаря

«омыванию» или «смазыванию» корпуса струей от носового

гребного винта, и повышенная способность ломки льда кор-

пусом благодаря небольшому падению сопротивления, кото-

рое создается перед ледоколом потоком воды, поступающим к

носовому гребному винту.

Габариты металлоконструкции корпуса судна для ледово-

го подкрепления соответствуют требованиям ледового класса

ЛУ6 (Arc 6) Морского судового регистра РФ, согласно кото-

рым кормовая часть судна усилена для выдерживания ледо-

вых нагрузок при использовании в режимах двойного дейс-

твия. Челночные танкеры имеет двойную классификацию

Морского регистра судоходства РФ (RMRS) и Регистра Ллойда

с индексацией класса KM * Arc6 [2] AUT1 EPP Oil Tanker (ESP).

Обшивка передней части ледового подкрепления

корпуса судна набрана по поперечной системе с рассто-

янием между основными и промежуточными ледовыми

шпангоутами 400 мм. Брусковый форштевень толщиной

60 мм используется в сочетании с радиусом листа форш-

тевня 45 мм.

Днищевая обшивка передней части ледового подкреп-

ления имеет продольный набор. По краю каждого верти-

кального участка на сторонах судна выполнено постепен-

ное уменьшение толщины обшивки с шагом 4 мм.

Боковая обшивка средней части ледового пояса между

ватерлинией ледовой нагрузки и ватерлинией балласта

усилена полособульбами с расстоянием между основны-

ми и промежуточными ледовыми шпангоутами 400 мм.

В пространстве между двумя стенками корпуса имеются

Consequently the concept ship was reduced to feature a

draught less than 14 meters and with a bow loading system

adopted.

At 257.33 meters long and 34.04 meters wide, Mikhail

Ulyanov features a draft of 14.0 meters and a depth of 21.6

meters. The ship features a total cargo tank capacity of

87,029 cu. m and separated ballast tanks of 35,200 cu. m.

She is fitted with ten Marflex electrically driven deepwell

type pumps for cargo tanks and two electrically driven

deepwell type pumps for slop tanks.

The ship features a tailor made bow loading system for

the Prirazlomnoye platform Direct Oil Offloading Complex

(DOOC). The 10,000 cu. m/hour capacity Maritime Pusnes

AS system is fully compatible with all other offshore load-

ing facilities requiring “North Sea Type” bow loading.

To meet their exacting tasks, the hull form for the

Prirazlomnoye tankers was developed by Aker Arctic

Technology Inc. (AARC), based on the double acting opera-

tion principle, for year round independent navigation in

seasonal “average” ice conditions.

Pioneered by Aker Arctic Technology, the double act-

ing concept found first form in the shape of the tank-

ers Mastera and Tempera, delivered by Sumitomo Heavy

Industries to Neste Shipping. Sovcomflot, meanwhile,

already has three Aker Arctic-designed double acting tank-

ers in service delivered by Samsung Heavy Industries, while

Norilsk Nickel is operating the first five double acting con-

tainerships ever to be built, and is in the process of taking

on a sixth double acting ship, this time a product tanker

from Nordic yards of Germany.

According to Mikko Niini, president of Aker Arctic

Technology Inc., for the Prirazlomnoye shuttle tankers, the

hull form has been optimised for two modes of operation

in first-year ice conditions. Those are astern operation in

medium and thick first-year ice and ahead operation in

thin and young ice conditions and open water.

In Niini’s words, a double acting ship draws on operat-

ing experience and knowledge of the improved ice going

performance of existing icebreakers arranged with bow

propellers. The two basic hull-ice interaction mechanisms

for improved ice going performance are decreased hull ice

resistance, due to “washing”, or “lubrication”, of the hull

by the wake of the bow propeller, and improved hull ice-

breaking performance, due to the slight pressure drop that

occurs just ahead of the icebreaker due to water flow into

the bow propeller.

Dimensioning of hull structures for ice strengthen-

ing for the ships is in accordance with Russian Maritime

Register of Shipping ice category LU6 (Arc 6), with the

stern of the vessel strengthened for bow design ice loads

for double acting operation. The shuttle tankers are dual

classed by RMRS and Lloyd’s Register, with a class notation

of KM * Arc6 [2] AUT1 EPP Oil Tanker (ESP).

Here, the shell in the forward region of hull ice

strengthening is transversely framed throughout; with

built section main and intermediate ice frames at 400 mm

spacing. A 60 mm thickness stem bar is arranged with a 45

mm radius stem plate.

The bottom shell in the forward intermediate region

of ice strengthening is longitudinally framed. At the edge of

each of the vertical regions on the ship side there is a 4 mm

step down in shell plating thickness.

The side shell in the midship region ice belt between

the ice load waterline and ballast waterline is strength-

44

#11 November 2010SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ

Oil&GasEURASIA

платформы, устроенные вертикально через каждые 3,4 м с

промежуточными ледовыми стрингерами.

Подводная часть корпуса включает в себя ледокольный

нос для работы при движении вперед в условиях молодых и

тонких однолетних льдов. Однако, поскольку танкер предна-

значен для международной торговли, форма носа спроекти-

рована на основе компромиссного решения между эксплуа-

тацией с ледовым покровом и на открытой воде, а также для

работы в Баренцевом море и Северной Атлантике (для совер-

шения челночных рейсов между Мурманском на открытой

воде и НПЗ в Европе).

«Михаил Ульянов» оснащен четырьмя девятицилиндровы-

ми (диаметр цилиндра 380 мм) главными двигателями Wärtsilä

9L 38, с максимально допустимой непрерывной нагрузкой

6 526 кВт каждый. Для передвижения в гавани судно оснащено

одним вспомогательным двигателем Wärtsilä 4L 20, а в качестве

аварийного двигателя используется агрегат MTU 12V 2000 P82.

Судно оборудовано двумя винторулевыми колонками

типа «Азипод» производства АВВ Marine, с монолитными

гребными винтами с фиксированным шагом диаметром 5,6

м. Каждая из данных систем ледового класса ЛУ6 с максималь-

ной мощностью 8,5 МВт состоит из электроприводного вин-

торулевого комплекса и электрического ходового двигателя

внутри подводной подвески.

Азиподы позволяют судну преодолевать льды с попереч-

ными торосами при движении кормой вперед с постоянной

малой скоростью, тогда как традиционные суда таранят лед

передним ходом. Основные механизмы взаимодействия кор-

пуса и льда при преодолении торосов и поперечных торосов

при движении кормой вперед и использования азиподов

заключаются в омывании и размалывании подводной повер-

хности ледового тороса при поворотах азиподов из стороны

в сторону.

Азиподы производства АВВ были выбраны для судов

Mastera и Tempera. Суда, оборудованные одним блоком азипод

16 МВт, эксплуатируются в ледовой обстановке Балтийского

моря. Однако для танкеров «Михаил Ульянов» и «Кирилл

Лавров» было выбрано более мощное решение с двойным

азиподом, так как от этих судов потребуется возможность раз-

вивать скорость три узла при движение кормой вперед через

ровные однолетние льды толщиной 1,2 м и снеговым пок-

ровом 0,2 м, а также скорость три узла при движении вперед

через ровные однолетние льды толщиной 0,5 м.

Судно также оборудовано двумя электрическими носо-

выми подруливающими устройствами с гребными винтами

регулируемого шага, а система инертного газа судна произ-

водительностью 10,750 тыс. м3/ч поставляется компанией

ened with bulb sections for the main and intermediate

ice frames at 400 mm spacing. Within the double side skin

space there are platforms decks arranged vertically every

3.4 meters with intermediate ice stringers.

The underwater hull form incorporates an icebreaking

bow for operation ahead in young ice and thin first year ice

conditions. However, as the tanker has also been designed

for international trade, the bow shape is derived from a

compromise between performance in ice and open water

sea-keeping and performance in the Barents Sea and North

Atlantic (for possible shuttle voyages from Murmansk in

open water to European refineries).

Mikhail Ulyanov is driven by four nine-cylinder (380

mm bore) Wärtsilä 9L 38 main engines, with maximum

continuous ratings of 6,525 kW apiece. For harbour use, the

ship is equipped with one Wärtsilä 4 L 20 auxiliary engine,

while the emergency engine is an MTU 12V 2000 P82 unit.

The ship is equipped with two equal “pulling” Azipod

propulsion units from ABB Marine with a solid fixed pitch

propellers of 5.6 meters diameter. Classed to LU 6 and with

a maximum output of 8.5 MW, each system consists of a

azimuthing rudder propeller and an electric propulsion

motor installed inside the propeller’s submerged pod.

Azipods enable a ship to penetrate cross ridged ice

when running astern with a continuous slow speed, where

conventional ships ram when running ahead. The basic

hull-ice interaction mechanisms, for ridge penetration

and crossing ridges in astern operation with Azipods, is the

flushing and milling of the submerged surface of the ice

ridge by side to side turning of the Azipod units.

ABB Azipod units were selected for Mastera and

Tempera. Equipped with one 16MW Azipod unit apiece,

these vessels operate in Baltic ice conditions. However,

the higher power twin Azipod solution was preferred for

Mikhail Ulyanov and Kirill Lavrov because these ships will

need to be able to achieve three knots speed astern in first

year level ice, of 1.2 meters thickness with 0.2 meters of

snow layer and three knots speed ahead in first year level

ice of 0.5 m thickness.

The ship is also equipped with two electrically-driven

bow thrusters with controllable pitch propellers, while its

10,750 cu. m/hour capacity inert gas system has been sup-

plied by Hamworthy Moss. She is equipped with a Sotznia

Ustka Free Fall type lifeboat for 39 persons, while her heli-

copter deck for MI-8 type helicopter has been built in line

with the latest International Chamber of Shipping (ICS)

recommendations.

Vessel DesignЧертеж судна

●

●

45

№11 Ноябрь 2010SHIPBUILDING | СУДОСТРОЕНИЕ


Hamworthy Moss. Судно оборудовано спасательной шлюп-

кой свободного сбрасывания на 39 человек, имеется вер-

толетная площадка для вертолета МИ-8, отвечающая всем

самым современным требованиям Международной палаты

судоходства (МПС).

В отношении остальных аспектов оснащения следует

отметить, что мостик оснащен самым современным обору-

дованием, поставляемым компанией Transas. Электронная

часть включает оборудование связи ГМССБ (А4), два радара

для работы при экстремальных температурах, две системы

ECDIS 3000-I, шесть информационных экранов системы

Navi-Conning для управления судном, систему автоматичес-

кого опознания, устройство регистрации событий рейса,

судовой журнал и эхолот. На борту также установлена пол-

ностью резервированная система Kongsberg динамической

стабилизации судна на базе двух управляющих ЭВМ (одна в

работе и одна в резерве).

Основные габариты судна «Михаил Ульянов»:

Общая длина, около 257,33 мДлина между перпендикулярами 235,94 мШирина 34,04 мВысота бортов 21,59 мГрузовая ватерлиния, летняя 14,00 м

Основные характеристики:

Дедвейт 69 830 тСкорость на испытаниях 16 узловЕмкость грузового танка, включая отстойные танки 87 029 м3

Емкость балластных танков 36 361 м3

Вместимость топливных цистерн 2 332 м3

Запас дизельного масла 122 м3

Запас пресной воды 514 м3

Разрушение льда, режим двойного действия скорость три узла при ровном ледовом покрове толщиной 1,2 м и снеговом покрове 0,2 м см поверх льдаРазрушение льда при движении вперед скорость три узла при ровном ледовом покрове толщиной 0,5 м

Классификация:

Судно, включая машинное оборудование, прочее оборудование и оснастку, постро-ено в соответствии с правилами двойной классификации Морского судового регис-тра РФ (RS) и британского Регистра Ллойда (LR).Соответствующие обозначения согласно Морскому судовому регистру РФ и британ-скому Регистру Ллойда представлены ниже.

Обозначение судна согласно классификации RS:

Класс: KM + Arc6 [2] AUT1 EPP «Нефтеналивной танкер» (ESP)

Обозначение судна согласно классификации LR:

+100A1 «Нефтеналивной танкер с двойным корпусом», ESP, ShipRight (SDA, FDA, CM), LI, +LMC, UMS, IGS, NAV1, IBS, ICC, SPM, BLS, вертолетная площадка, EP(P), DP(AA)1, подготовка к работе в зимних условиях D(-40)2.

Описательные обозначения класса по LR:

Печорское море (Приразломное) для работ в районе Мурманска, высокопрочная сталь, ледовый класс (Морской регистр судоходства РФ ЛУ6), станция централи-зованного управления жидкими грузами, ShipRight (PCWBT), аварийное буксир-ное оборудование.

As with every other aspect of the design of the ship,

the bridge has been outfitted with state-of-the-art equip-

ment, in this case supplied by Transas. The electronics will

include communication equipment for GMDSS area (A4),

two radars for extreme temperatures, two ECDIS 3000-I sys-

tems, six information displays with Navi-Conning, Automatic

Identification System, Voyage Data Recorder, log, and echo-

sounder. Meanwhile, a fully redundant Kongsberg Maritime

dynamic positioning system based on two control computers

(one on-line and one standby) is also installed.

Mikhail Ulyanov’s Main Dimensions:

Length overall, abt. 257.33 mLength betw. perp. 235.94 mBreadth mld. 34.04 mDepth mld. 21.59 mDraught summer load line 14.00 m

Main Particulars:

Deadweight 69,830 tonsTrial Speed 16 knotsCargo tank capacity, incl. slop tanks 87,029 cu.mBallast tank capacity 36,361 cu.mBunker capacity 2,332 cu.mDO capacity 122 cu.mFresh water capacity 514 cu.mIce breaking, DAS mode Three knots speed in level ice of 1.2 m thick and 0.2 m snow layer on top of the ice Ice breaking, bow ahead Three knots speed in level ice of 0.5 m

Classification

The Vessel, including its machinery, equipment and outfitting constructed in accor-dance with rules of dual Classification by Russian Maritime Register of Shipping (RS) and Lloyd’s Register of Shipping (LR).The relevant class notations of Russian register and Lloyd’s Register are described below.

The vessel(s) have the following RS class notation:

Class: KM + Arc6 [2] AUT1 EPP Oil Tanker (ESP).

The vessel(s) have the following LR class notations:

+100A1 Double Hull Oil Tanker, ESP, ShipRight (SDA, FDA, CM), LI, +LMC, UMS, IGS, NAV1, IBS, ICC, SPM, BLS, Helicopter Landing Area, EP(P), DP(AA)1, Winterization D(-40)2.

LR descriptive class notations:

Pechora Sea (Prirazlomnoye) to Murmansk Service, part higher tensile steel, Ice Class (RMRS LU6), Centralized Operation Station for Liquid Cargoes, ShipRight (PCWBT), ETA.

46

#11 November 2010MANAGEMENT | МЕНЕДЖМЕНТ

Oil&GasEURASIA

Insides of Management SystemsWhy Some Management Systems Work the Others Do Not?

Взгляд изнутри на Системы МенеджментаПочему некоторые Системы Менеджмента работают, а другие нет?

Tad K. Pilinski, president, AUTUS Corporation, Houston, USA Тэд K. Пилински, президент, AUTUS Corporation, Хьюстон, США

MANAGEMENT | МЕНЕДЖМЕНТ

During my 16 years of hands-on consulting experience in working with organizations on four continents and ranging from five people up to 17,000 employees, I hear constantly two opposing points of view

expressed, strangely enough, by the same group of professionals – the orga-nizations’ Top Management. They either are enthusiastic and extremely sup-portive of their implemented Quality Management Systems (QMS) or, on the opposite side, very negligent or even dismissive, convinced against the QMS implementation or its support. The first group of management type, as a rule, achieves quite impressive results. However, the latter (as it happens often) that have been forced to register their organization’s QMS due to contractual obliga-tions, being pressured by a competition, or implement the QMS due to tender requirements in which they attempt to participate, does not enjoy such distinct benefits from the QMS as the first group.

As experience shows, there is a simple explanation to the all above. First, the QMS are as good as the people that run them are capable of making them effective and efficient. Secondly, the QMS are not effective when the managers are not deep-ly involved and participate in the QMS functioning.

A secret of not having effectively functioning management system, either QMS, EMS, QHSSE, or any Business Management System (BMS) model lies not neces-sarily in the lack of knowledge of the system requirements, even it’s understanding, or how and what QMS improvement tool to implement but in not complying with, often, self-imposed requirements and rules! Using other words, majority of people know what to do but they simply do not do it.

Naturally, there are many other reasons why QMS might not work. I’d like to shade some light on most common ones. Understanding QMS failure causes should help identifying ways to overcome them or even prevent them from happen-ing and make grounds for developing habit of continual improvement – a straight way to success.

Let’s review some of the common causes, not necessarily in the order of their importance.

Lack of the Top Management InvolvementOne of the most common problems, preventing QMS from being successful is

lack of the organization’s Top Management genuine interest and involvement in the QMS maintenance. Too often, the only involved organization’s staff are the people directly responsible for the QMS development ordered by the Top Management to do so with no the Top Management active participation at all.

Frequently, responsibility for organizations’ management system imple-mentation and maintenance rests on the shoulders of a few, often, one per-son, i.e. the QA Manager, working at the Standardization and / or Certification Department. It is not reasonable expecting positive results from the QMS func-tioning in such a situation.

QMS Not Integrated Into Operations Business SystemOne of great mistakes seen allover is utilization of the implemented QMS as a

standing along system, separate from an existing organization’s business structure. Implemented QMS must be an integral part of the organization’s operations.

It can be observed that very frequently implemented management system (most-ly quality management system – QMS) represents in an organization a separate structure not connected with an overall business functioning.

За годы моего 16-ти летнего опыта работы консультантом в организациях, рас-положенных на четырех континентах с персоналом от пяти до 17 000 человек, я постоянно слышу две противоположные точки зрения выражаемые, как ни

странно, одними и теми же группами профессионалов, представляющими высшее руководство организации. Они либо очень поддерживают и относятся с огром-ным энтузиазмом к внедряемой СМК в компании, либо, напротив, относятся к ней с долей пренебрежения или даже игнорируют ее, будучи настроены против ее внед-рения и поддержания в рабочем состоянии. Первая группа руководителей, как пра-вило, достигает довольно впечатляющих результатов. В то же самое время вторая группа (как это часто случается), которую вынудили регистрировать СМК в органи-зации либо контрактные обязательства, либо конкуренция или требования тендера, в котором организация принимает участие, не может насладиться столь очевидны-ми преимуществами СМК в отличие от менеджеров первой группы.

Как показывает опыт, всему вышесказанному есть простое объяснение. Прежде всего, СМК хороши настолько, насколько люди, управляющие ими, в состоянии сделать их эффективными и результативными. Во-вторых, СМК не эффективны в тех случаях, когда руководители не принимают непосредственного участия в их раз-работке и поддержании их функционирования.

Секрет неэффективно функционирующей системы менеджмента, будь то, система менеджмента качества, система экологического менеджмента, система профессио-нальной безопасности, или другая модель Системы менеджмента бизнеса заключает-ся необязательно в недостаточных знаниях требований системы или даже ее понима-нии, или в том, как и какой инструмент для улучшения СМК внедрять, а в невыпол-нении собственных, навязанных организацией, требований или правил! Другими словами, большинство людей знают что делать, но просто не делают этого.

Естественно, существует множество других причин, почему СМК могут не работать. Я хотел бы ограничится толкованием наиболее часто встречающихся. Понимание причин неэффективности СМК должно помочь в определении путей их преодоления или даже предупреждения их (этих причин) возникновения, а также создания предпосылок для развития привычки постоянного улучшения – прямо-го пути к успеху.

Ниже указано описание некоторых наиболее распространенных причин, не обя-зательно в порядке их важности.

Недостаточное участие высшего руководстваОдной из наиболее часто встречающихся проблем, мешающих успеху СМК, явля-

ется отсутствие подлинного интереса и участия высшего руководства в работе СМК. Слишком часто можно увидеть, что только персонал, непосредственно отвечающий за работу СМК в организации по приказу руководства, участвует в ее сопровожде-ии, а высшее руководство при этом не принимает должного участия.

Достаточно часто, ответственность за внедрение и поддержание СМК органи-зации возлагается только на нескольких или даже одного человека, например, Менеджера по качеству, работающего в Отделе стандартизации и / или сертифика-ции. Очевидно, что не стоит ожидать положительных результатов функционирова-ния СМК в подобной ситуации.

Отсутствие интеграции СМК в оперативную бизнес систему

Одним из наиболее значительных заблуждений является мнение о том, что СМК является отдельно функционирующей в отрыве от других существующих в органи-

47

№11 Ноябрь 2010MANAGEMENT | МЕНЕДЖМЕНТ


зации бизнес систем. Внедряемая СМК должна стать неотъемлемой частью всех видов деятель-ности организации.

Зачастую можно наблюдать, что систе-ма менеджмента (а это, в основном, система менеджмента качества – СМК) представлена в организации отдельной структурой, не связанной с оперативной бизнес системой.

Сертификат СМК рассматривается как конечная цель

Другой проблемой, зачастую мешающей эффективности СМК, может быть неверное тол-кование сути и важности СМК. Порой, внедре-ние СМК понимается только как процесс полу-чения необходимого сертификата. А получение сертификата воспринимается как конечный этап процесса.

Многими, сертификат СМК воспринимается как панацея от всех внутренних проблем компа-нии. Ожидается, что сам факт регистрации (сер-тификации) системы разрешит все проблемы.

Не может быть ничего более неправильного дан-ной точки зрения. СМК является лишь инструмен-том, который может быть полезным только при правильном использовании. Чем лучше этот инс-

трумент изучен, чем более полно исследованы его возможности и приобретены навыки использования, тем более значительного эффекта от его работы можно ожидать.

Копирование СМК других организацийНе существует двух одинаковых организаций даже в тех случаях, когда они

производят один и тот же вид продукции или оказывают одинаковые услуги. Следовательно, не может одна и та же (скопированная) СМК быть внедрена в двух различных организациях. Что хорошо работает в компании A, может оказаться неэ-ффективным или даже просто вредным для компании B.

Устаревший менталитетРуководителей можно отнести к следующим трем группам:1) Те, кто не понимают требований СМК и/или не осознают важность системы;2) Понимают важность эффективного внедрения СМК, но не знают, как интер-

претировать и внедрять требования;3) Понимают требования СМК, но не заинтересованы или не оказывают над-

лежного внимания по поводу их внедрения.Основная причина сложившейся ситуации это менталитет высшего руководс-

тва организации. К сожалению, многие руководители не хотят, или возможно, не могут изменить или адаптировать свою точку зрения в соответствии с окружающей их рыночной экономикой. Они чувствуют себя в безопасности только в собственном (знакомом им) мире. Многие менеджеры вместо изучения новых методов, новых видов философии производства, новых ожиданий заказчиков, пытаются оправ-дывать существующий на их предприятии порядок вещей, как «достаточно хоро-ший». Данный тип менталитета представлен третьей группой и является, возможно, наиболее трудным для работы или переубеждения. Они понимают требования, но игнорируют важность СМК. Им нравится следующий статус кво: «Это хорошо рабо-тало на протяжении многих лет, зачем что-то менять сейчас?»

Гораздо легче работать с или «обращать в веру» менеджеров, представленных первой и второй группами.

Неправильная интерпретация денежного вопросаЧасто руководители организации откладывают внедрение СМК, объясняя

свое решение следствием недостатка финансовых ресурсов. Уместным кажет-ся мне здесь, особенно в течение периода рецессии, выражение бывшего руко-водителя компании Intel Крейга Барретта: «Нельзя сэкономить на (своем) выходе из рецессии; нужно инвестировать в свой выход». Многие руководи-тели рассматривают финансовые вложения в развитие СМК как ненужную трату и не воспринимают это, как перспективную стратегическую инвестицию. Инвестицию, которая должна, и как показывает практика, приносит конкретную измеримую отдачу.

С другой стороны, финансовая нестабильность многих компаний затрудняет у них реальное планирование качества. Однако опыт показывает, что 80% улучше-

Seeing QMS Certificate As Final GoalAnother problem preventing, very often, the QMS to be as effective as it can be

is wrong interpretation of the QMS nature and its significance. Often, implementa-tion of the QMS is understood as a process of obtaining a pertinent certificate. The receipt of a certificate is understood as a final step in the process.

Often, the QMS certificate is understood as a panacea for all kind of internal com-pany problems. It’s expected that just a fact of the system registration is going to make all the problems going away.

Nothing can be more wrong than that. The QMS is only a tool and as such can only bring effects if used properly. The better the tool is known, the better its capa-bilities are understand, the more skillful use of the tool the greater effects from using it are going to be seen.

Replicating QMS from the other organizationsThere are no two organizations alike, even if they manufacture the same product

or render the same type of services. Therefore, the same (replicated) QMS cannot be implemented in these organizations. What works well at company A may be not effective or even plainly wrong for company B.

Outdated MentalityIn general, the management can be divided to the following three groups which:1) Do not understand the QMS requirements and/or realize the importance of

the system;2) Understand importance of the effective implementation of the QMS but do

not know how to interpret and/or implement the requirements;3) Understand the QMS requirements but are not interested or concerned with

its implementation.The main reason for these scenarios existence is organizations’ top management

mentality. Unfortunately, many managers do not want, or perhaps, cannot change or adjust their viewpoint on surrounding them free market economy. They feel safe in their own (familiar) world. Many managers instead of learning new methods, new production philosophies, new customer expectations, have been trying at all might rationalize existing at their enterprises situation as “good enough.” This type of mentality is represented by the third group and is probably the most difficult to work with. They understated the requirements but ignore the importance of the QMS. They like the status quo – “it’s been OK for so many years, why change it now?”

Much easier to work with or to “convert” are the management types that are rep-resented by the second group.

Misinterpreted Money issueVery often, organizations’ managers postpone QMS implementation explain-

ing their decision as the consequence of lack of financial resources. It seems to be proper mentioning here, specifically during the recession times, former Intel

Author’s BioDuring a more than 30-year career, Tad Pilinski has been involved in consulting, manu-

facturing, design, quality assurance/quality control, and corporate management. He has pre-pared companies for certification to API Q1, ISO 9001, ISO 14001, ISO/IEC 17025 and OHSAS 1800; managed preparation for such certification for more than 30 U.S., Russian, Ukrainian and Kazakh manufacturers and performed multiple management system audits in the U.S. Canada, Mexico, Trinidad, Russia, Ukraine, Kazakhstan and Poland.

Tad Pilinski has been involved in the Russian market since 1993. In 1997, he was the prima-ry contractor to the Ministry of Fuel and Energy of the Russian Federation, and completed a proj-ect funded with a loan received by the Russian Government from the World Bank to implement the Russian Oil Rehabilitation Project. As a result, three Russian manufacturers were granted ISO 9001 and API certificates. He is the founder of the Houston-based AUTUS Corp. which operates in Russia through a representation office in Samara. After two years of studies at the Polytechnic Institute

of Silesia, Poland, 1971–1973, Tad Pilinski received a scholarship from the Polish Ministry of Education and continued his education at the Machine-Tool Institute of Moscow from where he earned a master’s degree in mechanical engineering, 1977. Tad also completed the Ph.D. program in mechanical engineering at the Machine-Tool Institute of Moscow in 1981.

Об автореНа протяжении более 30 лет своей карьеры Тэд Пилински работал в сфере консалтинга, производства, проектирования,

обеспечения и контроля качества, а также корпоративного управления. За это время он подготовил целый ряд компаний к сертификации по стандартам API Q1, ISO 9001, ISO 14001, ISO/IEC 17025 и OHSAS 1800; руководил процессом подготовки к сертификации более 30 компаний-производителей в США, России, Украине и Казахстане, а также проводил аудит комплекс-ных систем управления в США, Канаде, Мексике, Тринидаде, России, Украине, Казахстане и Польше.

С российским рынком Тэд Пилински связан с 1993 года. В 1997 году он был генподрядчиком Министерства топли-ва и энергетики РФ и выполнил проект, финансировавшийся кредитом Всемирного банка, который был предостав-лен российскому правительству в целях восстановления нефтяной промышленности. По итогам проекта три российс-ких производителя получили сертификаты ISO 9001 и API. Тэд Пилински – основатель хьюстонской компании AUTUS Corp., которая осуществляет свою деятельность в России через представительство в Самаре.

После двухлетнего обучения в Силезском политехническом институте (Польша, 1971-1973), Тэд Пилински полу-чил стипендию Министерства образования Польши и продолжал обучение в Московском станкоинструментальном институте, который окончил в 1977 году. В том же ВУЗе Тэд окончил кандидатскую программу на кафеждре техноло-гии машингостроения в 1981 году.

48

#11 November 2010MANAGEMENT | МЕНЕДЖМЕНТ

Oil&GasEURASIA

boss Craig Barrett’s expression: “You can’t save your way out of a recession; you have to invest your way out.” Many managers interpret required for the QMS implementation financial resource as unnecessary waste and do not see it as a very perspective strategic investment. The investment, which should, and how practice proves it, will bring concrete measurable returns.

On the other hand, financial instability of many businesses makes often for them realistic quality planning very difficult. However, experience shows that 80 percent of improvements can be achieved without capital expenditures; just through organizational changes, training and follow up. Very often spend-ing millions of dollars on capital improvements but not complying with sim-ple requirements of technological process requirements nullifies all the capital investment value – its effectiveness.

Lack of trainingThe next reason that makes QMS ineffective is due to almost complete neg-

ligence to conduct serious in-depth management system and job related train-ing that would encompass organizations’ top management and all personnel. Performed training is habitually executed very relaxed and shallow way; very often, does not include organizations’ top management.

Language BarrierAdditionally to the abovementioned problems, in non-English speaking coun-

tries, like in Russia, another issue should be stressed. Even though the Russian organizations employ mostly very eager to learn, dedicated, people there are some obstacles in the implementation of requirements of internationally recog-nized management systems, specifically if the basic standard documents are in English language. Technical English language is not widely spoken among the Russian technical personnel or management.

Lack of People Empowerment or Lack of Assigned Authority

Often only the top management, i.e. general director, president or chairman of the board, has authority to make decisions related to the QMS development or maintenance. Often, I do not see delegation of the decision making process even to the first deputies. The deputies could consult but do not have the decisive voice in the final decision making. The top management is very often inaccessible; therefore it takes a long time to resolve sometimes routine business issues.

Lack of effective QMS project execution and follow-upVery often, organizations do not have clearly developed action plan for their QMS

implementation. Relevant tasks have been worked on chaotically without prop-er follow-up and coordination. No final product is envisioned by the top manage-ment. Too often one can hear that tasks were not completed due to “no time avail-able” or “being busy.”

Conclusions To better understand how to make the QMS effective organization has to

understand and be ready to overcome possible difficulties that typically are encountered during the QMS development, implementation and maintenance. Organization should perform QMS FEMA, which would be extremely reward-ing in a process of QMS development and later in its effective functioning. Organization has to very well understand why the system might not work in the first place.

People have the amazing capability explaining and convincing themselves that “if it was done for so many years one way, it sure must have been good.” One must learn trusting the world proven experience showing that only continual improvement (change) is a way to success in the international market.

Sometimes, the QMS may not help you selling the product, but lack of it may completely prevent the sale. However, it is prudent to acknowledge that in numerous countries, including Russia; QMS become gradually a standard requirement among the myriad of customers or potential customers.

The QMS is a tool and only a tool. It depends on how a company will use it to make it a profitable one or not. The QMS should be treated as an investment not an unfortunate and imposed expense. If treated as an investment, it should bring earnings. If the profits are not visible – you must look into possibilities for improvement.

The manufacturers must be aware of misconceptions surrounding QMS and develop plans to overcome them on the way to conquer the market with their unique approach, superb product quality, unparallel reliability, very competitive service, warranties and ease to operate their product. Only such approach would help them to earn the right to expect good or even better sales results.

ний могут быть достигнуты без капитальных затрат; просто за счет организаци-онных изменений, обучения и последующего мониторинга. Зачастую миллионные долларовые затраты на капитальные улучшения и при этом невыполнение простей-ших требований к технологическим процессам сводит к нулю ценность капитальных вложений – их эффективность.

Недостаточное обучениеСледующая причина, которая влечет за собой неэффективность СМК заключает-

ся в почти полном пренебрежении к проведению серьезного глубокого обучения по системам менеджмента и обучении на рабочем месте, которое должно охватывать высшее руководство и весь персонал организации. Проводимое обучение, как пра-вило, носит поверхностный и чисто формальный характер и зачастую не включает высшее руководство организации.

Языковой барьерДополнительно к вышеуказанным проблемам, в не-англоговорящих стра-

нах, на пример в России, можно выделить еще один весомый вопрос. Не смот-ря на то, что российские организации в основном нанимают на работу горящих желанием обучаться, ответственных людей, существуют определенные барье-ры для внедрения всемирно признанных систем менеджмента, особенно если базовая стандартная документация на английском языке. Российский техничес-кий персонал и руководство недостаточно хорошо владеют техническим анг-лийским языком.

Недостаточные полномочияЕсть случаи, где только высшее руководство, например генеральный дирек-

тор, президент или председатель правления имеют полномочия принимать реше-ния, связанные с внедрением и поддержанием в рабочем состоянии СМК. Зачастую я не вижу делегирования процесса принятия решения даже первым заместителям. Заместители могут консультировать, но не имеют решающего голоса в процес-се принятия окончательного решения. Доступ к высшему руководству часто доста-точно ограничен и, как следствие, требуется много времени для того, чтобы решить иногда рутинный вопрос.

Отсутствие эффективной реализации и мониторинга работ по СМК

Часто, организации не имеют четко разработанного плана действий по внедре-нию СМК. Соответствующие задачи разрабатываются хаотично без должного мони-торинга и координации. Высшее руководство четко не представляет конечный про-дукт. В результате часто мы слышим, что задачи не выполнены вследствие «нехват-ки времени» или «чрезмерной занятости».

ВыводыДля лучшего понимания того, как сделать СМК эффективной каждый человек

должен понимать и быть готовым преодолевать возможные трудности, характер-ные для процесса разработки СМК, ее внедрения и поддержания в рабочем состоя-нии. Необходимо выполнить FEMA СМК, что очень поможет в процессе ее разработ-ки, а также на более позднем этапе ее эффективного функционирования. И очень важно понять, прежде всего, почему система не работает.

Люди обладают удивительной способностью объяснять и убеждать себя в том, что «если это делалось таким образом в течение многих лет, то естественно этот путь был правильным». Руководители должены привыкнуть доверять всемирному опыту, который показывает, что только непрерывное улучшение является путем к успеху на международном рынке.

Иногда, СМК не cможет помочь продать продукцию, но ее отсутствие может сде-лать эту продажу невохможной. Однако, необходимо заметить, что в ряде стран, включая Россию, СМК постепенно становится стандартным требованием среди огромного количества действующих или потенциальных заказчиков.

СМК является инструментом и только инструментом. И только от компании зави-сит, каким образом она им воспользуется, чтобы сделать его прибыльным или нет. СМК должна рассматриваться как инвестиция, а не как неудачная или навязанная трата ресурсов. Если относиться к этому должным образом, процесс станет при-быльным. Если этого не происходит, нужно проанализировать возможности для улучшения.

Производители должны быть в курсе неверных представлений о СМК и разраба-тывать планы преодоления их, чтобы иметь возможность завоевать рынок своим уникальным подходом, высоким качеством продукции, надежностью, конкурен-тоспособными услугами, гарантиями и легкостью в управлении своей продукцией. Только при таком подходе можно завоевать право ожидать хороших или даже луч-ших результатов продаж.

REACH OUT TO THE BIGGEST B-2-B

AUDIENCE IN RUSSIA’S PETROLEUM INDUSTRY!

Trying to break into a new market?

Want to expand your current pool

of clients?

Have a tool, technology or product that

could be a hot sell in a vibrant market?

Struggling to make an impact with a tight

advertising budget?

If any of the above, call our advertising managers

NOW to book space in the next issue of Oil & Gas

Eurasia.

We offer the best rates for placement of corporate

advertorials. Turnkey editorial services provided

to tailor your needs. Our advertisers have a proven

track record of generating new business through

OGE.

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 495 781 8837 for details.

●

●

●

●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

SPECIAL OFFERСПЕЦИАЛЬНОЕПРЕДЛОЖЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ»

- ЭТО КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К САМОЙ КРУПНОЙ B-2-B АУДИТОРИИ В РОССИЙСКОЙ

НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ!

Пытаетесь выйти на новый рынок?

Хотите расширить клиентскую базу?

У вас есть технология/продукт,

который может стать хитом продаж

на динамично развивающемся рынке?

Ограниченный рекламный бюджет

мешает вашим планам громко заявить

о себе?

Если на любой из вышеперечисленных вопросов

вы ответили утвердительно, вам необходимо

СРОЧНО связаться с нашими менеджерами

по рекламе и забронировать площадь

в следующем номере НГЕ.

Мы предлагаем вам лучшие цены

для размещения рекламных статей, а наш

редакционный коллектив – профессиональную

поддержку в создании материала. В том, что

НГЕ – генератор нового бизнеса уже убедились

десятки наших рекламодателей.

Убедитесь и вы!

Более подробную

информацию вы можете

получить по телефону:

8 (495) 781 8837

●

●

●

●

5050 Oil&GasEURASIA

Technology for forming & construction of a modular structure used in cells (cabinets) of a typical standard product line of standard switchgear assemblies

Технология формирования и построения модульной структуры ячеек стандартного типоряда типовых электрораспределительных устройств

Variety of offshore drilling platforms and berth-connected ships, taking into account both the scope of tasks fulfilled and the purposes intended, and design versions by simulta-neously variable range of the processing equipment determine the necessity of adapta-

tion to conditions and fields of application with regard to switchgear assemblies used within the power supply system of offshore facilities in question.

Nowadays, concrete switchgear assemblies are developed for each offshore drilling plat-form (berth-connected or delivering ship) being under construction. Such kind of approach to the construction of power distribution & control systems in facilities under examination is supposed to be quite unprofitable in the context of an economic analysis, it requires consider-able amount of product designers, developers, rearrangement of process lines and readjust-ment of production equipment, as well as wastes time provided for test operation and certifi-cation of electrical products supplied. It is evident, that some other technologies for arrange-ment of design, development and manufacture of electrical equipment intended for some unique offshore drilling platforms and berth-connected ships of the type under consideration are required for solving similar problems.

NE Open Joint Stock Company having a 17-year experience in the sphere of design & man-ufacture of switchgear assemblies for offshore drilling platforms and berth-connected ships and arranging their activities on the basis of a concept used while engineering switchgear assemblies offers an advanced technology for designing switchgear assemblies of universal modular cells (cabinets) of units involved. The cells’ (cabinets’) design flexibility makes it pos-sible to apply them both in incoming sections and distribution parts used for power supply of electric consumers.

The structure and the circuit design of medium-voltage cells (cabinets) enable their applica-tion within 6-15 kV distribution systems both with an insulated and earthed neutral. Protection equipment based on application of relays allows to provide all kinds of electrical protection of the equipment, buses and cables, both discrete and digital intercommunication with the cen-tral control system and the electrical consumers’ equipment connected. Vacuum or SF6 power high-voltage circuit breakers can be optionally installed in a cell (cabinet). Universal medi-um-voltage cells (cabinets) should have a one-side access to minimize servicing zones and limit the total area (volume) of the space assigned for a switchgear. All bulky parts should be installed on drawout tracks to provide convenient operation of the facility.

Regarding low-voltage three-phase AC distribution systems rated for 50 Hz, up to 690 V inclusive, NE suggests to develop a line of typical cells (cabinets) for feeding electrical con-sumers and combining both switching & protection and control & indication equipment. Therefore, switchgear assemblies should have a modular structure, incoming and intersec-tional cabinets should have general unified circuit designs, and distribution sections should be assembled from the cells (cabinets) belonging to a standard product line. The standard product line should cover both fixed and withdrawable cells. Cells used for feeding the con-sumers of high power (rated for currents exceeding 100 A), cells for specific application as well as power supply cells for feeding of secondary group switchgear assemblies should be designed as fixed units. Special attention should be paid to the fact, that switching units should be designed as removable parts in fixed cells to facilitate the servicing. An advantage of the modular structure in switchgear assemblies rated for medium voltage (6-10 kV) & low voltage (0.38 (0.4) kV & 0.66 kV) is expressed in the possibility to provide connection of an electric consumer to any appropriate free cell (cabinet) and consumers’ process teams can be formed while connecting when switchgear assemblies rated for medium voltage (6-10 kV) & low voltage (0.38 (0.4) kV & 0.66 kV) are completed and commissioned. The actions pro-posed make it possible to provide considerable increase of upgrading of the power system at offshore facilities during the whole service life. At that, the structure used for feeding the con-sumers becomes more flexible and convenient in service.

Разнообразие морских буровых платформ и стоечных судов, как по объему решае-мых задач, так и по функциональному предназначению и вариантов исполнения, с наложением на эти аспекты изменяемой номенклатуры технологического обору-

дования, обуславливают необходимость адаптации к условиям и областям применения электрораспределительных устройств (ЭРУ) системы энергообеспечения данных морс-ких объектов.

В настоящее время под каждую строящуюся морскую буровую платформу (стоечное и другое обеспечивающее судно) разрабатываются конкретные ЭРУ. Такой подход к пос-троению систем распределения и управления электроэнергией рассматриваемых объ-ектов довольно затратный экономически, требует значительного ресурса разработчи-ков, проектировщиков, перестройки технологических линий и переналадке производс-твенного оборудования и отнимает существенное время на проведение испытаний и сертификации поставляемой электротехнической продукции. Очевидно, что для реше-ния подобных задач необходимо применять другие технологии организации разработ-ки, проектирования и производства электротехнического оборудования для уникальных объектов морского базирования, рассматриваемого типа.

ОАО «Новая ЭРА», имея 17-летний опыт разработки и производства электрораспре-делительных устройств для объектов морского базирования и основываясь на концеп-ции построения распределительных устройств, предлагает новую технологию конструи-рования универсальных модульных ячеек рассматриваемых устройств. Универсальность ячеек позволит использовать их как для вводных секций, так и для распределительных частей питания электропотребителей.

Конструкция и схемные решения средневольтных ячеек позволят использовать их в системах распределения напряжением 6-15 кВ как с изолированной, так и с заземленной нейтралью. Встраиваемая в ячейки релейно-защитная аппаратура позволит осуществить все виды электрических защит оборудования, шин и кабелей, осуществлять как дискрет-ное, так и цифровое взаимодействие с центральной системой управления и подключае-мым оборудованием электропотребителей.

По выбору заказчика в ячейке могут быть установлены вакуумные либо элегазовые силовые высоковольтные выключатели. Для минимизации зон обслуживания и сокра-щения занимаемой распределительным устройством общей площади (объема), универ-сальные средневольтные ячейки будут иметь одностороннее обслуживание, а для удобс-тва эксплуатации все громоздкие элементы будут выполнены на выкатных тележках.

Для низковольтных систем распределения трехфазного переменного тока 50 Гц, напряжением до 690 В включительно, ОАО «Новая ЭРА» предлагает разработать ряд типовых ячеек питания электропотребителей, сочетающих в себе как коммутационно-защитную, так и управляющую и сигнальную аппаратуру. Таким образом, электрорасп-ределительные устройства будут иметь модульную конструкцию, вводные и межсекци-онные шкафы будут иметь общие унифицированные схемные решения, а распредели-тельные секции будут комплектоваться из ячеек разработанного стандартного типоряда. Типоряд будет охватывать как стационарные, так и выдвижные ячейки. Стационарными будут выполняться ячейки питания потребителей значительной мощности (на токи свыше 100 А) и ячейки для специфических применений, а также ячейки питания вторич-ных групповых распределительных устройств. При этом следует отметить, что и в ста-ционарных ячейках коммутационные аппараты будут сделаны съемными для облегчения технического обслуживания. Преимущество модульной конструкции щитов заключается в том, что подключение электропотребителя может производиться к любой подходящей свободной ячейке, и технологические группы потребителей могут быть сформирова-ны по подключению уже после изготовления щита и ввода в эксплуатацию. Тем самым, значительно расширяется возможность модернизации электроэнергетической системы

POWER DISTRIBUTIONPOWER DISTRIBUTION

Igor Trusov, director of Design Engineering Department NE OJSCAlexander Morozov, head of Research & Development Division NE OJSC

Игорь Трусов, директор управления конструкторских работ ОАО «Новая ЭРА»Александр Морозов, начальник отдела НИОКР ОАО «Новая ЭРА»

ADVERTORIAL SECTION


ЭЛЕКТРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕЭЛЕКТРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

In addition, the modular structure of switchgear assemblies rated for medium voltage (6-10 kV) & low voltage (0.38 (0.4) kV & 0.66 kV) enables to shorten the period required for elimination of a failure (defect) up to minutes. It is achieved by simple replacement of a faulty drawout cell by a similar one taken from the set of spare parts without complete de-energizing of switchgear assemblies rated for medium voltage (6-10 kV) & low voltage (0.38 (0.4) kV & 0.66 kV) and disconnection of adjacent cells designed for feeding the con-sumers. The structure of modular switchgear assemblies rated for medium voltage (6-10 kV) & low voltage (0.38 (0.4) kV & 0.66 kV) should provide both double-side and one-side access to arrange switchgear assemblies on the “back-to-back” principle.

The problem concerning the construction of switchgear assemblies designed for off-shore drilling platforms and berth-connected ships taking into account their similar intend-ed use and operation algorithm, but different functional content and applicable processing equipment, is suggested to be solved by means of a technology for forming and construc-tion of a modular structure used in cells (cabinets) of a typical standard product line regarding the products under consideration. A constructive & process method elaborated for design-ing modular switchgear assemblies that provide application of a rational structure for con-nection and switching of their components, as well as technical & process compatibility in accordance with the specified requirements are assumed as a basis of the aforementioned technology. Creation of such modular system enables to arrange the necessary structure for a concrete switchgear intended for use at offshore drilling platforms by selecting and join-ing defined modules (modular cells or cabinets) depending on the functionality required and process equipment used. Having such system of modules at our disposal and having solved the problem of the optimization of functions required as for an offshore drilling platform, it is assumed to be possible to design a switchgear without any design expenses by integration of modular cells (cabinets) of a typical standard product line both for different processing units and various operating conditions.

The technology for forming and construction of a modular structure used in cells (cabi-nets) of a typical standard product line of standard switchgear assemblies is based on the fol-lowing basic principals:

System approach to the development of technical equipment;Step-by-step and sequential development and mastering of a typical standard

product line of modular cells (cabinets) and base load carrying structures;Unification & standardization of functional modular cells (cabinets);Integration of functions on the basis of uniform modular cells (cabinets); Focus on manufacture of Russian components used in industrial facilities and

switchgear assemblies. System approach to the development of technical equipment in accordance with the tech-

nology presented consists in the following algorithm to be used at the initial stage of switch-gear development.

а) Analysis of the facility at which the switchgear assemblies are installed. The following data are to be determined while analyzing:

characteristic of application conditions of offshore drilling platforms and berth-connected ships (climatic, mechanical, presence of corrosive mediums, fire-save con-ditions, personnel safety conditions, availability and qualification of the personnel to be in charge of operation, maintenance and repair of electrical equipment, and other exter-nally acting factors);

characteristic of the power supply system (sources of electric power, groups of power consumers, consumers’ load conditions, their power consumption, voltage rat-ings, necessity for using of start-control devices, test and diagnostic and protection equipment, requirements stated in standard technical documents).

b) Analysis of existing switchgear assemblies that have been installed and commissioned at offshore drilling platforms and berth-connected ships, and are operated according to the functions assigned. The following initial data with regard to each voltage rating must be deter-mined while analyzing:

the list of functions performed by switchgear assemblies;circuit designs, structural and process solutions and layout decisions that ensure

the implementation of functions required;interconnection of components installed in a switchgear to be considered as a

part of the general ship’s electric power system.c) Elaboration of a standard series of typical modular cells (cabinets) for switchgear assem-

blies concerning each voltage rating on the basis of functions assigned:determination of a total amount of typical modular cells (cabinets) being repre-

sentatives of each standard product line;ranking of typical modular cells (cabinets) in order of importance of their applica-

tion within the ship’s electric power system and the community of functions performed;determination of a minimally required quantity of typical modular cells (cabinets)

sufficient for the integration of the ship’s electric power system;development of the technical documentation (namely, design and process doc-

uments) for the minimally required quantity of typical modular cells (cabinets) and base load carrying structures;

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

морского объекта в течение всего срока службы, при этом, структура питания электро-потребителей становится более гибкой и удобной в эксплуатации.

Кроме того, модульная конструкция щитов позволяет сократить время устранения отказа (дефекта) до минут – достаточно заменить выдвижную ячейку на аналогичную из состава ЗИП, не обесточивая в целом щит и не отключая соседние ячейки питания потребителей. Конструкция модульных щитов будет предусматривать как двустороннее обслуживание, так и одностороннее для создания компоновки распределительных уст-ройств «спина к спине».

Задачу построения электрораспределительных устройств для одинаковых по предна-значению и алгоритмам работы, но разнообразных по функциональному объему и при-меняемому технологическому оборудованию объектов морского базирования предла-гается решать с помощью технологии формирования и построения модульной структу-ры ячеек стандартного типоряда рассматриваемых изделий. В основе данной технологии лежит конструктивно-технологический метод создания электрораспределительных уст-ройств в модульном исполнении с использованием рациональной структуры соединения и коммутации их составных частей, а также технико-технологическую совместимость в соответствии с заданными требованиями. Создание такой системы модулей позволит формировать требуемую структуру конкретного исполнения ЭРУ морских буровых плат-форм и стоечных судов путем набора и соединения определенных модулей (модуль-ных ячеек) в зависимости от требуемого функционального назначения и применяемо-го технологического оборудования. Имея такую систему модулей, решив задачу опти-мизации требуемых функций морской буровой платформы, возможно без затрат на разработку спроектировать ЭРУ путем компоновки их на основе модульных ячеек стан-дартного типоряда как для различных технологических задач, так и различных условий эксплуатации.

Технология формирования и построения модульной структуры ячеек стандартно-го типоряда типовых электрораспределительных устройств базируется на следующих основных принципах:

системный подход к созданию техники;поэтапность и последовательность разработки и освоения стандартного типоряда

модульных ячеек и базовых несущих конструкций;унификация и стандартизация функциональных модульных ячеек;интеграция функций на базе однородных модульных ячеек;направленность на Российское производство комплектующих изделий

межотраслевого применения (КИМП) и ЭРУ.Системный подход к созданию техники по данной технологии заключается в следую-

щем алгоритме начального этапа разработки рассматриваемых ЭРУ.а) Анализ объекта применимости ЭРУ. В результате анализа необходимо определе-

ние следующих данных:характеристика условий применения объектов морского базирования

(климатические, механические, наличие агрессивных сред, условия пожаробезопасности, условия безопасности персонала, наличие и квалификация персонала по эксплуатации, обслуживанию и ремонту электрооборудования и другие внешние воздействующие факторы);

характеристика системы электроснабжения (источники электроэнергии, группы потребителей электроэнергии, характер нагрузки потребителей, их потребляемая мощность, классы используемых напряжений, необходимость пускорегулирующей, контрольно-диагностической и защитной аппаратуры, требования нормативно-технических документов).

б) Анализ существующих ЭРУ на введенных в эксплуатацию морских буровых плат-формах и стоечных судах и уже применяемых по назначению. В результате анализа необходимо определение следующих исходных данных по каждому классу применяе-мого напряжения:

перечень задач и функций, выполняемых ЭРУ;схемные, конструктивно-технологические и компоновочные решения,

реализующие выполнение требуемых функций;взаимосвязь составных частей ЭРУ в общей структуре судовой

электроэнергетической системе.в) Синтез типоразмерных рядов типовых модульных ячеек для ЭРУ по каждому клас-

су напряжений на основе выполняемых функций:определение общего количества типовых модульных ячеек типоразмерных рядов;ранжирование типовых модульных ячеек по степени важности применения в

судовой электроэнергетической системе и общности реализуемых функций;определение минимально необходимого количества типовых модульных ячеек

достаточного для построения судовой электроэнергетической системы;разработка технической документации (конструкторской и технологической) для

минимально необходимого количества типовых модульных ячеек и базовых несущих конструкций для них;

изготовление опытных образцов типовых модульных ячеек и базовых несущих конструкций для них, проведение испытаний и сертификация;

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

5252 Oil&GasEURASIA

POWER DISTRIBUTIONPOWER DISTRIBUTIONADVERTORIAL SECTION

manufacture of prototype models for typical modular cells (cabinets) and base load carrying structures required for them, testing and product certification;

introduction of amendments into technical documentation on the basis of test results.

d) Elaboration of guidelines for designers from the staff of design departments involved in forming and construction of typical switchgear assemblies to be fitted with modular cells (cabinets).

e) Determination of measures taken at future stages of forming and constructing the mod-ular structure used in cells (cabinets), that belong to typical standard product line of switch-gear assemblies.

Stepwise and sequential development and mastering of a standard product line of modular cells (cabinets) and base load carrying structures used in switchgear assemblies means suc-cessive adaptation of results received at the previous stage to the next one, and stepwise solv-ing of problems that results in elaboration of a standard product line comprising unified, stan-dard and specific modular cells (cabinets) of switchgear assemblies, and is based on the prin-ciple of unification and standardization of functional modular cells (cabinets).

The algorism for application of this principle includes the following major stages at which the standard product line of modular cells (cabinets) is developed and created:

●

●

корректировки технической документации по результатам испытаний.г) Разработка руководящих указаний для КБ-проектантов судов по формированию и

конструированию типовых электрораспределительных устройств с модульными ячей-ками.

д) Определение мероприятий, выполняемых на последующих этапах формирования и построения модульной структуры ячеек стандартного типоряда электрораспредели-тельных устройств.

Принцип поэтапности и последовательности разработки и освоения стандартного типоряда модульных ячеек и базовых несущих конструкций ЭРУ заключается в последо-вательной адаптации полученных результатов предыдущего этапа к следующему этапу и поэтапного решения задач создания типоряда унифицированных, стандартных и специ-ализированных модульных ячеек ЭРУ и основывается на принципе унификации и стан-дартизации функциональных модульных ячеек.

Алгоритм применения данного принципа включает следующие основные этапы пос-ледующей разработки и создания типоряда модульных ячеек:

а) этап наращивания типоряда модульных ячеек;б) этап унификации типоряда модульных ячеек; в) этап стандартизации модульных ячеек;

●

Table 1 Name of stages Name of sections Main contents

Stage I «Development of the minimum standard product line of modular cells (cabinets) of switchgear assemblies for offshore drilling platforms & berth-connected ships»

Section 1 «Engineering design of a standard product line for modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Analysis of the facility at which the switchgear assemblies are installed.• Analysis of existing switchgear assemblies that have been installed and commissioned at offshore drilling platforms and berth-connected ships.• Elaboration of a standard series of typical modular cells (cabinets).• Determination of a minimally required quantity of typical modular cells (cabinets) sufficient for the integration of the ship’s electric power system.• Development of typical circuits & equipment layout.• Requirement engineering to typical modular cells (cabinets).• Patent search.

Section 2 «Development of the working design documentation for modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Development of the design documentation package:- technical specifications;- test program & procedure;- lists of component units used;- drawings for parts & assembly units;-operational documentation.

Section 3 «Manufacture of prototype models for modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Development of the process documentation.• Manufacture of prototype models.• Carrying out of acceptance (factory) tests.• Registration of intellectual activities results (patents, useful models, production prototypes).

Section 4 «Testing of prototype models, updating of the working design documentation & technical documentation, certification, production startup»

• Type & certification tests.• Updating of working design documentation, technical documentation & updating of prototype models (if required).• Test completion.• Product certification.• Starting of manufacturing production.• Elaboration of guidelines for designers from the staff of design departments involved in designing the ship’s electric power system.

Section 5 «Design & manufacture of Russian components»

• Determination of missing components manufactured in Russia• Requirements engineering to components.• Development of the working design documentation, technical documentation on components.• Manufacture, testing & certification of components.

Stage II «Extension of a standard product line of modular cells of switchgear assemblies, their unification & standardization»

Section 1 «Extension of a standard product line of modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Analysis of operation (application) of designed modular cells (cabinets) of switchgear assemblies.• Extension of a standard product line of modular cells (cabinets) in accordance with the needs assigned.• Implementation of requirements stated in sections 2, 3, 4, 5 of the 1st stage concerning new modular cells (cabinets).• Replacement of foreign components by those ones manufactured in Russia.

Section 2 «Unification of designed modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Development of design versions for each standard size of modular cells (cabinets)• Unification of designed modular cells (cabinets).• Implementation of requirements stated in sections 2, 3, 4, 5 of the 1st stage with regard to unified modular cells (cabinets).

Section 3 «Standardization of designed modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Standardization of designed modular cells (cabinets).• Development of unique modular cells (cabinets).• Implementation of requirements stated in sections 2, 3, 4, 5 of the 1st stage with regard to standardized & unique modular cells (cabinets).

Section 4 «Improvement & modification of modular cells (cabinets) of switchgear assemblies»

• Analysis of operation (application) of designed modular cells (cabinets) of switchgear assemblies.• Improvement & modification of modular cells (cabinets) in accordance with the operating experience and recent development in electrical engineering.• Implementation of requirements stated in sections 2, 3, 4, 5 of the 1st stage with regard to unified modular cells (cabinets).• Elaboration of guidelines for designers from the staff of design departments involved in designing the ship’s electric power system.


ЭЛЕКТРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕЭЛЕКТРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

а) an extension stage for a standard product line of modular cells (cabinets);b) a unification stage for a standard product line of modular cells (cabinets);c) a standardization stage for a standard product line of modular cells (cabinets);d) a development stage for special standard modular cells (cabinets).Having a minimally required quantity of standard modular cells (cabinets) to be developed

and used for construction of an abstract ship’s power electric power system as a base, then standard product lines fitted with other required functions are extended and design versions for each standard product line of modular cells (cabinets) that are in compliance with the spec-ified requirements established for switchgear assemblies of some concrete offshore drilling platforms and berth-connected ships are developed. Thereby, each standard product line is supplemented with new modular cells (cabinets), and the developed cells (cabinets) are uni-fied taking the design version of one standard modular cell (cabinet) into account. Their differ-ence includes as follows:

output and distribution capacity applied and other indexes to functionality;components installed;cost indexes;conditions for intended use;reliability and safety indexes, protection criterion and other quality factors.

●

●

●

●

●

г) этап разработки специализированных стандартных модульных ячеек.На основе разработанного минимально необходимого количества типовых модуль-

ных ячеек для построения абстрактной судовой электроэнергетической системы нара-щиваются типоряды модульных ячеек с требуемыми другими функциями и разрабаты-ваются варианты исполнения каждого типоразмера модульных ячеек, соответствующих заданным требованиям для ЭРУ нескольких конкретных объектов морского базиро-вания. Таким образом, дополняется каждый типоряд новыми модульными ячейка-ми, а разработанные ячейки унифицируются по вариантам исполнения одной типовой модульной ячейки, различающиеся по:

применяемой нагрузочно-распределительной мощности и другим показателям назначения;

комплектующим элементами;стоимостным показателям;условиям применения по назначению;показателям надежности, защищенности, безопасности и другими показателям

качества.Мероприятия этапа стандартизации модульных ячеек заключаются в обобщении

унифицированных вариантов исполнения модульных ячеек по критерию соответствия

●

●

●

●

●

Таблица 1 Наименование этапов Наименование разделов Основное содержание

Этап I «Разработка минимального типоряда модульных ячеек распределительных устройств для морских буровых платформ и стоечных судов»

Раздел 1 «Техническое проектирование типоряда модульных ячеек распределительных устройств»

• Анализ объекта применимости ЭРУ.• Анализ существующих ЭРУ на морских буровых платформах и стоечных судах.• Синтез типоразмерных рядов модульных ячеек.• Определение минимально необходимого количества типовых модульных ячеек достаточного для построения судовой электроэнергетической системы.• разработка типовых схем и компоновка конструкций.• разработка требований к типовым модульным ячейкам.• Патентный поиск.

Раздел 2 «Разработка РКД модульных ячеек распределительных устройств»

• Разработка комплекта конструкторской документации:- технические условия;- программа и методика проведения испытаний;- ведомости комплектующих элементов;- чертежи элементов и сборок;-эксплуатационная документация.

Раздел 3 «Изготовление опытных образцов модульных ячеек распределительных устройств»

• Разработка технологической документации.• Изготовление опытных образцов.• Проведение приемочных (заводских) испытаний.• Регистрация результатов интеллектуальной деятельности (патенты, полезные модели, промышленные образцы).

Раздел 4 «Испытания опытных образцов, корректировка РКД и ТД, сертификация, постановка изделий на производство»

• Типовые и сертификационные испытания.• Корректировка РКД, ТД и доработка опытных образцов (при необходимости).• Завершение испытаний.• Сертификация изделий.• Постановка изделий на серийное производство.• Разработка руководящих указаний для КБ-проектантов по проектированию систем электроснабжения судов.

Раздел 5 «Разработка и производство комплектующих элементов Российского производства»

• Определение номенклатуры отсутствующих комплектующих элементов Российского производства.• Разработка требований к комплектующим элементам.• Разработка РКД, ТД на комплектующие элементы.• Производство, испытания и сертификация комплектующих элементов.

Этап II «Наращивания типоряда модульных ячеек распределительных устройств, их унификация и стандартизация»

Раздел 1 «Наращивания типоряда модульных ячеек распределительных устройств»

• Анализ эксплуатации (применения) разработанных модульных ячеек распределительных устройств.• Наращивания типоряда модульных ячеек в соответствии с потребностями.• Выполнение разделов 2, 3, 4, 5 этапа 1 применительно к новым модульным ячейкам.• Импортозамещение комплектующих элементов элементами Российского производства.

Раздел 2 «Унификация разработанных модульных ячеек распределительных устройств»

• Разработка вариантов исполнения каждого типоразмера модульных ячеек• Унификация разработанных модульных ячеек.• Выполнение разделов 2, 3, 4, 5 этапа 1 применительно к унифицированным модульным ячейкам.

Раздел 3 «Стандартизация разработанных модульных ячеек распределительных устройств»

• Стандартизация разработанных модульных ячеек.• Разработка уникальных модульных ячеек.• Выполнение разделов 2, 3, 4, 5 этапа 1 применительно к стандартизованным и уникальным модульным ячейкам.

Раздел 4 «Совершенствование и модификация модульных ячеек распределительных устройств»

• Анализ эксплуатации (применения) разработанных модульных ячеек распределительных устройств.• Совершенствование и модификация модульных ячеек в соответствии с опытом эксплуатации и новейшими разработками в электротехнике.• Выполнение разделов 2, 3, 4, 5 этапа 1 применительно к новым модульным ячейкам.• Корректировка руководящих указаний для КБ-проектантов по проектированию систем электроснабжения судов.

5454 Oil&GasEURASIA

POWER DISTRIBUTIONPOWER DISTRIBUTIONADVERTORIAL SECTION

Measures taken at the stage of standardization of modular cells (cabinets) comprise the elaboration of unified modular cells (cabinets) concerning their compliance with the strict-est requirements set for exposure factors, reliability and protection indexes, protection criteri-on and other quality factors, and the development of a standard modular cell (cabinet) for each standard product line that must start the batch production and be certified.

Versions proposed for intended application of unified models of a concrete modular cell (cabinet) and a standard modular cell (cabinet) are almost equivalent and similar, although they differ by methods used for problem solving. Two methods can be used when the switch-gear for concrete offshore drilling platforms and berth-connected ships is designed:

select efficient design versions for concrete unified modular cells (cabinets), upgrade their interconnection between each other on the one hand and the protec-tion and control cells (cabinets) on the other hand, assemble a switchgear in accor-dance with the factors required. Thereafter, they must be manufactured, tested and cer-tified, if required;

take finished standard modular cells (cabinets) and use them as a base for assem-bling of switchgear for concrete offshore drilling platforms and berth-connected ships.

The first version is acceptable for facilities that belong to the group of a low or medium complexity. At that, more designers’ resources and more time resources are required respec-tively. Cost saving is determined by quality factors not excessively exceeding the required val-ues for each concrete offshore drilling platform and berth-connected ship. The second version is characterized by tending to zero, when a tendency to requirement strengthening is exhibited. By doing so, designers’ expenditures are minimized and their errors are excluded. Therefore, when the complexity of switchgear in offshore drilling platforms and berth-connected ships is low, it is reasonable to follow the first version, and when the switchgear is complicated, the second version for application of modular cells (cabinets) is assumed to be applicable.

The development of special standard modular cells (cabinets) used for implementation of defined unique functions to be assigned for a concrete product is considered as an important stage. It is achieved by a close cooperation of the customer, developer, manufacturer and con-sumer at all stages of the life cycle of this modular cell (cabinet) and the switchgear designed on its base.

The basis of the function integration principle is formed, in the first place, by the unified inte-grating environment in the form of single-type interface communication of modular cells (cab-inets) between each other and with protection and control modular cells (cabinets), in the sec-ond place, by limitation of quality of strictly defined overall and connection dimensions of cells (cabinets) and base load carrying structures, in the third place, by application of similar modu-lar cells (cabinets) for expansion of recurring functions.

Focus on manufacture of Russian components used in industrial facilities and switch-gear assemblies is determined by the state interest and political and economic signifi-cance. The principal problem being solved by the Federal Target Program “Development of the Civil Marine Engineering” for the period 2009-2016 is the elaboration of competitive domestic civil marine equipment. The problem concerning the shipbuilding development must be solved by realization of special-purpose programs as the ship’s components and materials required for realization of prospective offshore projects are manufactured not only for the shipbuilding, but also for some other branches of Russian industry. The major-ity of technical marine equipment needed in the market is manufactured in accordance with foreign projects. All pieces of sophisticated components are practically imported from both CIS and non-CIS countries.

Low technological potential of the Russian shipbuilding is also determined by a significant delay in the development of Russian production technologies in comparison with those in for-eign countries. It results in the fact, that unit man-hours in the Russian shipbuilding industry are 3-5 times higher than they are abroad. In this connection, the development of advanced production technologies applied for elaboration of marine equipment, technologies and labor saving appliances, as well as processes used while manufacturing the ship’s electrical equip-ment is assessed as an extremely urgent issue.

The principle mentioned contemplates the maximum possible application of Russian com-ponents currently manufactured. To eliminate the problem expressed in the absence of some Russian components, there is an objective necessity to provide introduction of foreign compo-nents. This action is regarded as a coercive measure. Alongside with research & development activities performed for designing of power supply systems for offshore drilling platforms and berth-connected ships, the necessity for parallel development and manufacture of missing components followed by the replacement of foreign components with domestic ones.

With this aim in view, some issues must be reviewed while developing electric power sys-tems, namely: lists of missing Russian components should be determined, requirements to them should be substantiated paying special attention to mass & dimensions parameters, con-nection dimensions and functionality appearing from the development of ship’s power supply systems, which is considered to be of great importance for the replacement of parts in future without any modifications of elements from the structure of power supply systems.

The development of technology for forming & construction of a modular structure used in cells (cabinets) of a typical standard product line of switchgear assemblies is to be divided into 2 main stages. The stages for this technology are given in Table 1.

●

●

наиболее высоким требованиям по внешним воздействующим факторам, показателям надежности, защищенности, безопасности и другими показателям качества и разработ-ке стандартной модульной ячейки каждого типоряда, которая доводится до серийного производства, и сертифицируется.

Варианты применения по назначению унифицированных исполнений конкретной модульной ячейки и стандартной модульной ячейки почти равнозначны и лежат в одной плоскости, хотя и различаются путями решения задач. При проектировании ЭРУ для кон-кретного объекта морского базирования можно идти двумя путями:

выбрать рациональные варианты исполнения конкретных унифицированных модульных ячеек, скорректировать их взаимосвязь между собой и ячейками защиты и управления и на их основе скомпоновать ЭРУ в соответствии с требуемыми показателями, после этого изготовить, испытать и при необходимости сертифицировать;

взять готовые стандартные модульные ячейки и на их основе скомпоновать ЭРУ конкретного объекта морского базирования.

Вариант первый приемлем для объектов малой и средней сложности, при этом тре-буется больше ресурса проектировщиков и соответственно большего ресурса време-ни. Экономия будет определяться отсутствием избыточности превышения показателями качества требуемых значений для конкретного объекта морского базирования. Вариант второй будет характеризоваться некоторой избыточностью, стремящейся к нулю при тенденции ужесточения требований, но при этом минимизируются затраты проектиров-щиков и исключаются их ошибки. Отсюда при малой сложности ЭРУ объекта морского базирования рационально идти первым вариантов, а при усложнении ЭРУ надо перехо-дить на второй вариант применения модульных ячеек.

И, наконец, немаловажным этапом является разработка специализированных стан-дартных модульных ячеек для выполнения определенного набора уникальных функ-ций для конкретного изделия в целях тесного взаимодействия заказчика, разработчи-ка, изготовителя и потребителя на всех стадиях жизненного цикла этой модульной ячей-ки и ЭРУ на ее основе.

В основе принципа интеграции функций лежит, во-первых, единая интегрирующая среда в виде однотипных интерфейсов взаимодействия модульных ячеек между собой и с модульными ячейками защиты и управления, во-вторых, ограничение количества строго определенных габаритных и присоединительных размеров ячеек и их базовых несущих конструкций и, в третьих, использование однородных модульных ячеек для наращивания повторяющихся функций.

Принцип направленности на российское производство КИМП и ЭРУ диктуется госу-дарственной необходимостью и политико-экономической значимостью. Основной про-блемой, решаемой Федеральной целевой программой “Развитие гражданской морской техники” на 2009-2016 годы, является создание конкурентоспособной гражданской мор-ской техники. Проблема развития судостроения должна решаться программно-целевы-ми методами, так как судовое комплектующее оборудование и материалы, необходимые для создания перспективных объектов морской техники, производятся не только в судо-строительной отрасли, но и в других отраслях российской промышленности. Основной объем востребованной на рынке гражданской морской техники выполняется по зару-бежным проектам. Практически все сложное судовое комплектующее оборудование сейчас импортируется из стран ближнего и дальнего зарубежья.

Низкий технологический потенциал российского судостроения обусловлен также существенным отставанием в развитии производственных технологий от зарубежных стран. В результате удельная трудоемкость российского судостроительного производс-тва в 3-5 раз выше, чем за рубежом. В этих условиях крайне актуальной является раз-работка новых производственных технологий создания морской техники, технологий и средств механизации и автоматизации производственных процессов, а также процессов производства судового электротехнического оборудования.

Данный принцип предполагает максимальное использование номенклатуры комп-лектующих элементов российского производства, производимых в настоящее время. При этом существует объективная необходимость применения зарубежных комплекту-ющих элементов, как временной меры, отсутствующих у российских производителей. Соответственно, для устранения проблемы отсутствия части комплектующих элементов российского производства, наряду с исследованиями и опытно-конструкторскими рабо-тами по разработке систем электроснабжения морских буровых платформ и стоечных судов назрела необходимость параллельно разрабатывать и производить недостающие комплектующие элементы с последующим импортозамещением на отечественные. Для этого при разработке систем электроснабжения должны определяться перечни отсутс-твующих комплектующих элементов российского производства, обосновываться тре-бования к ним, обращая особое внимание на массогабаритные показатели, присоеди-нительные размеры и функциональность, вытекающие из разработки судовых систем электроснабжения, что очень важно при последующей замене элементов без изменения конструкций элементов систем электроснабжения.

Технология формирования и построения модульной структуры ячеек стандартно-го типоряда электрораспределительных устройств рассчитана на два основных этапа. Этапы данной технологии представлены в таблице 1.

●

●


СИСТЕМЫ ПОЖАРОТУШЕНИЯСИСТЕМЫ ПОЖАРОТУШЕНИЯРАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Efficient and Safe Fire Protection for Oil and Gas Facilities

Эффективная и безопасная защита нефтегазовых объектов от пожара

This article was supplied courtesy of 3M Статья предоставлена компанией 3М

The design of a safe and efficient fire-extinguishing system has for a long time been a difficult and almost unsolvable task. Water in use for that purpose for a long time cannot be applied at many sites of the oil and gas industry due to

availability of sophisticated and expensive electronic equipment, flammable liquids, etc. The technical equipment is expanding the manufacturing capabilities of the pro-duction, refining and transport companies, with the processes of monitoring and control being increasingly automated. In this case, the risk of fire is always there.

Until recently, the gas-based fire suppression systems have been the only option for extinguishing any complex process-related systems. The idea is to create such conditions in the combustion area where no flame could exist. In this respect, it is possible to avoid mechanical stress on the protected facilities, and the damage due to ingress of water, foam or powder. The major constraint to a more widespread use of the gas-based fire suppression systems at the oil and gas industry facilities is the danger posed by this solution to the personnel, who might be in the room at the time of the systems actuation, as well as a serious environmental hazard from the tra-ditional agents for the gas-based fire extinguishing. Carbon dioxide and halons are the typical examples of traditional gas-based fire-extinguishing agents. But why are they so dangerous?

Carbon dioxide is available in small quantities in the surrounding air, but to extin-guish a fire with it, one would have to create a very high concentration of about 40 percent or more. With this concentration in the air, too little oxygen is remained to support the flame. Also, not much is remained for the breathing either, as firefight-ing takes place at the lowered oxygen concentration down to 8-9 percent, while the lethal threshold, according to NASA, is 12.3 percent. Yet, the carbon dioxide itself in concentrations of more than 5 percent can cause respiratory failure, loss of con-sciousness and life. In fact, this threshold is eight times lower than the effective fire extinguishing concentration. The same applies to other “inert” gases, which have traditionally been used to extinguish fire (nitrogen, argon, Inergen). Surely, a deci-sion like this cannot be called a safe one.

A real breakthrough in the gas-based fire suppression ensued after discov-ery of some fire extinguishing proper-ties of the engineering chemistry prod-uct called Freon so popular in the past half-century. Freons easily decompose in the flame releasing some active deg-radation products that quench the fire.

Unfortunately, the first rainbow of hope that halons would be safe agents quickly dispelled. In terms of firefight-ing, the most effective halons proved to be the most aggressive to the envi-ronment as they actively destroy the ozone layer. Following some extend-ed research of the climate change and the halocarbons involvement in the pro-cess, the international community has

Создание эффективной и безопасной системы пожаротушения долгое время являлось трудной и практически не решаемой задачей. Долго служившая для этих целей вода все чаще не может применяться на многих объектах нефте-

газовой сферы в связи с присутствием на них сложной и дорогостоящей электрон-ной техники, горючих жидкостей и т.д. Растет техническая оснащенность добываю-щих, перерабатывающих и транспортирующих предприятий, процессы контроля и управления все больше автоматизируются. При этом опасность возникновения воз-горания остается всегда.

До недавнего времени единственным вариантом тушения сложных технологических установок было газовое пожаротушение. Его идея состоит в создании в области горения условий, в которых пламя не может существовать. При этом удается избежать механического воздействия на защищаемые объекты и повреждения за счет попадания воды, пены или порошка. Главным ограничением для более широкого применения систем газового пожаротушения на объектах нефтегазовой сферы являлась опасность этого решения для персонала, который может находиться в помещении в момент срабатывания установок, а также серьезная экологическая опасность традиционных агентов для газового пожаротушения. Углекислота и хладоны – типичные примеры традиционных газовых огнетушащих веществ. Чем же они опасны?

Углекислый газ в небольшом количестве содержится в окружающем нас воздухе, однако чтобы потушить пожар этим газом нужно создать очень высокую концентрацию – около 40% и более. При такой концентрации в воздухе остается слишком мало кислорода для поддержания пламени. Но и для дыхания его не остается: пожаротушение происходит при снижении концентрации кислорода до 8-9%, а смертельный порог по данным NASA составляет 12,3%. Да и сам углекислый газ в концентрации более 5% может вызвать нарушение дыхания, потерю сознания и смерть, а ведь этот порог в 8 раз ниже эффективной огнетушащей концентрации. То же самое касается других «инертных» газов, которые традиционно применялись для тушения огня (азот, аргон, инерген).

Безопасным такое решение не назовешь.Настоящий прорыв в газовом пожаротушении

произошел после открытия огнетушащих свойств популярной во второй половине прошлого века группы продукции технической химии – хладонов. Они легко разлагаются в пламени и выделяют активные продукты распада, что приводит к гашению пламени. К сожалению, первые радужные надежды, что хладоны станут безопасными агентами, быстро развеялись. Наиболее эффективные с точки зрения пожаротушения хладоны оказались и наиболее агрессивны для окружающей среды – они активно разрушали озоновый слой. После долгих исследований изменений климата и роли хладонов в этом процессе на международном уровне было принято решение отказаться от их использования во всех странах мира. Не обошел этот процесс и Россию,

5656 Oil&GasEURASIA

FIRE-EXTINGUISHING SYSTEMSFIRE-EXTINGUISHING SYSTEMSADVERTORIAL SECTION

decided to abandon their use altogeth-er worldwide.

The developments did not pass by Russia, which under threat of eco-nomic sanctions by the international organizations, has completely aban-doned the manufacture and import of ozone-depleting halocarbons in 2000. Only some prototypes stayed in circu-lation, which do not have any ozone-depleting properties, but also in terms of firefighting efficiency and the use rate are much inferior to the banned halocarbons, also posing some dan-ger to the air (in this case, as green-house gases).

Most likely, their ban is set to become the next stage of the program to combat the global warming. In light of Russia’s ratification of the Kyoto Protocol in 2005, this process appears increas-ingly inevitable.

Today, thanks to the research work carried out by the 3M multinational compa-ny, there is opportunity to combine the efficiency and speed of the gas-based fire-fighting with the safety of personnel, atmosphere and sophisticated equipment. The 3M ™ Novec ™ 1230 Liquid has for the first time in the gas-based fire suppression allowed the company to achieve a security zone between the liquid use rate and the threshold one for humans in 138 percent of cases with a zero ozone-depleting potential. This margin ensures preservation of health and safety of the personnel servicing the equipment in area of the unit operation.

Surely, the world’s major oil companies such as BP and ExxonMobil were the first to appreciate the benefits of the new-generation fire-extinguishing agents. Typically, the solutions involving the application of the 3M ™ Novec ™ 1230 liquid have been effectively used for the following:

Production premises, i.e. the pump houses, pumping stations, APCS rooms, ERP systems server rooms at the refineries, communications facilities, warehouses and laboratories, switch rooms.

Mobile facilities, i.e. tankers for crude oil and liquefied natural gas, offshore platform, diesel generator power plants.

Having thoroughly tested the effectiveness of fire-fighting in various premis-es, equipment, personnel safety, and ecological cleanness, some companies have decided to use the 3M’s solution not only at the process facilities, but also in their headquarters and offices for protection of electronic equipment and data on the servers and paper.

This is not surprising since the sprayed 3M ™ Novec ™ 1230 liquid instantly passes into gaseous state and extinguishes the flame in ten seconds. Vapours of this agent consume the heat on contact with flames, but never decompose being completely safe for the electronic equipment. Thus, it minimizes harmful agents in the air and the risk of equipment damage; considering the high safety of the agent itself, the fire extinguishing system cannot pose any threat to the room personnel.

The units with the 3M ™ Novec ™ 1230 liquid onboard were designed to meet the modern standards of compactness and self-sustainability; that is why they can be used at the mobile facilities amid conditions of low free space and in close quarters. It is also promoted by the lower use rate as compared to the halocarbons and carbon dioxide, i.e., less agent is required to protect the same amount of premise space.

The new and refurbished facilities in Russia have for some years been proactive-ly equipped with the safe gas-based fire suppression systems on the basis of the Novec ™ 1230 agent. The Russian certificates have fully confirmed the agent’s high performance, both in terms of the fire suppression efficiency and safety, while the operating experience at the real facilities have shown one hundred percent reliabil-ity of the units.

Given the ambition of some major players in Russia’s oil and gas sector to meet the world’s standards in technology, safety and environmental performance of pro-duction processes, we can anticipate the mass migration of those companies to safer solutions for the fire protection facilities in the near future, such as Novec ™ 1230. This commitment is fully supported by the Russian subsidiary of the 3M com-pany, which has reliable partners in the design, installation and maintenance of the firefighting systems at the facilities of any complexity.

●

●

которая под угрозой экономических санкций со стороны международных организаций полностью отказалась от производства и импорта озоноразрушающих хладонов в 2000 году. Остались в обращении лишь некоторые аналоги, не проявляющие озоноразрушающих свойств, но и в плане эффективности огнетушения и рабочей концентрации они сильно уступают запрещенным хладонам и также представляют опасность для атмосферы (в данном случае, как парниковые газы). Вероятнее всего их запрещение станет следующим этапом программы по борьбе с глобальным потеплением. В свете ратификации в России Киотского протокола в 2005 г. этот процесс выглядит все более неотвратимым.

Сейчас, благодаря разработкам международной компании 3М, появилась

возможность совместить эффективность и быстроту тушения газовым способом с безопасностью для персонала, атмосферы и сложного оборудования. Жидкость 3M™ Novec™ 1230 впервые в газовом пожаротушении позволила добиться зоны безопасности между рабочей концентрацией и пороговой для человека в 138% при нулевом озоноразрушающем потенциале. Этот запас гарантирует сохранение здоровья и жизни персонала, обслуживающего оборудование в зоне работы установки.

Безусловно, одними из первых преимущества нового поколения огнетушащих веществ оценили крупные мировые нефтяные компании, такие как BP и Exxon-Mobile. Как правило, решения с использованием жидкости 3M™ Novec™ 1230 эффективно применяются для:

технологических помещений – насосные, перекачивающие станции, аппаратные управления АСУ ТП, серверные систем ERP нефтеперерабатывающих заводов, объекты связи, складские помещения и лаборатории, электрощитовые.

передвижных объектов – танкеры для нефти и сжиженного газа, шельфовые платформы, дизель-генераторные электростанции.

Проведя всесторонние испытания эффективности тушения огня в различных помещения, безопасности для оборудования и людей, экологической чистоты, некоторые из компаний решили использовать решение 3М не только на технологических объектах, но и в своих штаб-квартирах и офисах для защиты электронного оборудования и данных на серверах и бумажных носителях.

Неудивительно, ведь при распылении вещество 3M™ Novec™ 1230 мгновенно переходит в газообразное состояние и за 10 секунд гасит пламя. Пары этого агента отнимают тепло при контакте с пламенем, но не разлагаются и совершенно безопасны для электронной техники. Поэтому минимизируется присутствие в воздухе вредных для человека веществ и риск повреждения оборудования, а с учетом высокой безопасности самого агента, установка не создает угрозы для персонала в помещении.

Установки с 3M™ Novec™ 1230 разрабатывались с учетом современных требований по компактности и автономности, в результате чего они могут использоваться на передвижных объектах в условиях нехватки свободной площади и в тесных помещениях. Этому способствует и более низкая рабочая концентрация по сравнению с хладонами и углекислотой, т.е. требуется меньше вещества для защиты такого же объема помещения.

В России уже несколько лет идет активное оснащение новых и реконструируемых объектов безопасными установками газового пожаротушения на основе вещества Novec™ 1230. Российские сертификаты полностью подтвердили высокие характеристики агента, как по эффективности тушения, так и по безопасности, а опыт эксплуатации на реальных объектах показал стопроцентную надежность установок.

Учитывая стремление крупных игроков нефтегазового сектора России к соответствию мировым стандартам по уровню технологий, безопасности процессов и экологичности производств, можно ожидать в ближайшее время массового перехода этих компаний на безопасные решения в противопожарной защите объектов, такие как Novec™ 1230. Это стремление в полной мере поддерживается российским подразделением компании 3М, имеющим надежных партнеров в сфере проектирования, монтажа и обслуживания систем пожаротушения на объектах любой сложности.

●

●

И чем больше россиян увидит информацию о вас,

тем значительнее вырастет объем продаж вашей продукции.

У журнала «Нефть и газ

Евразия» – наиболее

квалифицированная целевая

аудитория среди печатных

изданий и интернет-публикаций,

поэтому пристальное внимание

всех заинтересованных глаз в

России вам обеспечено.

Только «Нефть и газ Евразия»

предложит вам:

• самый высокий в России тираж среди крупных коммерческих нефтегазовых изданий;

• изданный в Москве журнал с параллельным текстом на русском и английском языках;

• репортажи собственных корреспондентов из важнейших нефтегазовых регионов;

• достоверные данные по объему тиража, подтвержденные Бюро по исследованию тиражей отраслевых изданий (ВРА).

Хотите узнать о нас больше – посетите сайт www.oilandgaseurasia.com !

Это издание ежемесячно читают 50 тыс. пар глаз.

Documents

Oil&Gas Eurasia - November 2010