Oil&Gas Eurasia July-August 2016

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

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

#7-8 

2016 

JULY-AUGUST 

ИЮЛЬ-АВГУСТ 

NOV Kostroma 

Turns Heavy Metal into 

Rigs, Downhole Kit for 

Russian Drillers 

p. / стр. 16 

NOV Kostroma 

воплощает в металле 

буровые установки, 

внутрискважинное 

оборудование для 

российских нефтяников 

p. / стр. 22 

Tech Trends p. / стр. 8 

Новые технологии 

The latest cutting-edge tech solutions 

Передовые разработки и решения 

для отрасли 

Gazprom Neft's R&D Center Relies 

on Integrated Approach 

«Газпром нефть НТЦ» делает ставку 

на интегрированный подход

Goodbye Singapore 

Airlines! Moscow and 

Houston Will Miss You! 

До свидания, Singapore 

Airlines! В Москве 

и Хьюстоне вас будет 

не хватать! 

Pat Davis Szymczak 

Пэт Дэвис Шимчак 

I’m in mourning. Today, I took my last Singapore Airlines 

flight non-stop to Houston from Moscow. In October, 

Singapore Airlines will suspend service between the 

two cities. And now Delta Airlines is announcing its suspension 

of its direct flights between Russia and the U.S. 

I guess we’re back in the USSR. I remember my first 

trip to the Soviet Union when I was a 20-year-old student 

in the 1970s. The only way to get to Moscow from the 

U.S. was to fly to Montreal, Canada to catch the Aeroflot 

flight to Moscow. For us American university students that 

was an adventure. Today, as an American business person, 

who has been working with the Russian market since the 

1990s, the elimination of non-stop airline service (other 

than Aeroflot) between the U.S. and Russia is – in a word, 

a “drag”! 

To make matters worse, when I arrived at my sister’s 

house in Houston – so jet lagged I could barely keep my 

eyes open – the 6 p.m. news reports were leading with 

Hillary Clinton’s accusations that Russia was attempting to 

influence the November U.S. presidential election. 

You have got to be joking! Maybe Donald Trump is 

favorable to Russia because he has probably done business 

with Russians. Give me a break! If we had a nuclear war and 

Russia nuked New York, they’d probably kill more Russians 

there than any other ethnic group. Let’s face it, the world is 

an omelet, and having good business relations with Russia 

is a very practical matter. 

Of course many of my friends in the U.S. think I’ve 

been brain washed because I’ve lived in Russia so many 

years, but I don’t agree. My life in Russia has taught me how 

to discern better what is propaganda (and most of what 

we hear on television news in both countries is just that, 

propaganda!) 

My Russian friends for the most part don’t trust a thing 

their government tells them. That stems from the legacy of 

the Soviet system which was based on ideology and therefore, 

if you had half of a brain, you understood that most of 

what you were being fed were lies. Americans have, in my 

GETTY IMAGES 

ОТ ИЗДАТЕЛЯ 

Я 

в глубоком расстройстве. Сегодня мой последний 

беспересадочный рейс Singapore Airlines из Москвы 

в Хьюстон. В октябре Singapore Airlines приостановит 

воздушное сообщение между этими двумя городами. 

А теперь о приостановке прямых рейсов между Россией и 

США объявляет и Delta Airlines. 

Такое ощущение, что мы вернулись в СССР. Вспоминаю 

свою первую поездку в Советский Союз в 1970-е годы, 

мне тогда было 20 лет и я училась в университете. В то 

время, чтобы попасть в Москву из США, необходимо было 

вначале долететь до Монреаля и там пересесть на рейс 

«Аэрофлота» в Москву. Для нас, студентов американских 

ВУЗов, это было приключением. Сегодня для меня, как 

представителя американского бизнеса, работающего на 

российском рынке с начала 1990-х годов, отмена рейсов 

между США и Россией (не считая «аэрофлотовских»), скажем 

мягко, большое неудобство! 

В довершение ко всем этим неприятностям, когда я, 

наконец, добралась до Хьюстона, засыпая на ходу из-за 

разницы во времени, в вечернем выпуске новостей стали 

обсуждать выступление Хиллари Клинтон, обвинившей 

Россию в попытках повлиять на результаты президентских 

выборов, которые должны состояться в ноябре. 

Помилуйте, ну кто же в это поверит? Может быть, 

Дональд Трамп выглядит предпочтительнее для русских, 

потому что вел с ними бизнес? Но это же полная чепуха! 

Если бы началась ядерная война и Россия сбросила бы 

бомбу на Нью-Йорк, пожалуй, русских там погибло бы 

намного больше, чем представителей любой другой национальности. 

Давайте посмотрим правде в глаза – в современном 

мире все смешалось, а что касается России, иметь 

с ней хорошие деловые отношения весьма полезно чисто 

с практической точки зрения. 

Конечно, многие из моих друзей в США думают, что 

мне «промыли мозги», потому что я уже много лет живу в 

России, но я не согласна с этим. Жизнь в России научила 

меня лучше различать пропаганду (а большая часть того, 

что мы слышим в теленовостях по обе стороны Атлантики 

– это именно пропаганда). 

Мои русские друзья по большей части не доверяют 

тому, что говорит правительство. Это явление – наследие 

советской системы, которая была основана на определенной 

идеологии. Поэтому мало-мальски думающий человек 

понимал, что большая часть из того, чем его «кормят», 

является ложью. Американцы, на моем веку, как правило, 

верили своему правительству, считая, что они сами его 

выбирают. 

Впрочем, подход меняется, чем, отчасти, и объясняется 

популярность Дональда Трампа. Это не означает, 

что люди обязательно согласны с тем, что говорит Трамп, 

просто им уже изрядно надоела идеология «политкорректности», 

которая постепенно выхолащивает общественные 

POLITICUSUSA.COM 

Нефтьи ГазЕВРАЗИЯ 

1

PUBLISHER’S LETTER 

#7-8 July-August 2016 

lifetime, generally believed their government because they 

believe they choose their government. 

That though is changing which, in part, explains the 

popularity of Donald Trump. It isn’t that people agree 

with the specifics of what Trump says, it is just that they 

are fed up with “political correctness” as an ideology that 

is increasing squeezing out public debate (a cornerstone 

of democracy.) This guy says what he thinks and that’s 

refreshing for a change! 

I grew up in the Cold War. I was educated during the 

Cold War. I’ve worked in Russia since the 1990s. Today’s 

Russia is not the Soviet Union. Though 70 years of Soviet 

power has made its mark; those 70 years against the backdrop 

of 1,000 years of Russian history aren’t much. 

It’s time to get practical and to my mind, politics is 

politics, but business puts food on your table and clothes on 

your back. That’s why I’m hoping the new Cold War ends 

in November and the U.S. stops trotting out Russia as the 

eternal boogeyman to frighten people into backing policies 

that only enrich a narrow elite. For that matter, Russia too 

ought to stop vilifying the U.S. as if we had all turned the 

clocks back to the late 1970s and early 1980s. 

Drop the ideology and follow the money. Look at how 

world politics took a turn just at the point that U.S. shale oil 

and LNG exports were about to challenge Russian market 

share in Europe and Chinese demand wasn’t quite living up 

to its promise. Saudi Arabia, Russia and the United States 

all compete month to month for the honor of “who’s the 

biggest oil producer”. So as we all know, Saudi moved first 

against the U.S. to lower prices to the point that U.S. shale 

development became uncompetitive. Russia suffered collateral 

damage as a result of this policy. 

About the same time, there was Ukraine – which 

seemed to explode out of nowhere – and the resulting U.S. 

and EU sanctions against Russia that affected major capital 

investment as well as the development of future reserves 

in Russian shale, Arctic offshore and deep water. Note that 

conventional Russian oil and gas production, which sustains 

the Russian economy, was untouched by sanctions. 

The West simply retained leverage by blocking Russian 

access to technologies of the future. 

OK, I get it. A struggle for oil and gas markets has 

replaced the Cold War era arms race – though there still 

is some competition in that area. But it still makes me sad 

as I sit in business class on my last Moscow to Houston 

Singapore Airlines flight and see only 13 seats filled, out of 

nearly 40 seats available. 

I bought my business class seat as an upgrade with 

miles, so Singapore Airlines doesn’t make much money off 

of me. What sustained the airline were the corporate contracts 

with major international oil and oilfield service companies 

and equipment manufacturers – from both Russia 

and the U.S. – that just a few years ago made it difficult to 

get a business class upgrade for miles. 

I hear that Singapore will continue to fly to Houston 

but it will soon be a route through Manchester Airport in 

the UK. I’ll try the route because I love flying Singapore – 

they are the best! But I doubt I’ll overhear Russian spoken 

on the flight. And that, for this Cold War era “baby boomer” 

who honestly believed the world had changed (until 

spring, 2014) is tragic! 

дебаты (краеугольный камень демократии.) Трамп, по 

крайней мере, говорит то, что думает, и уже это приятно. 

Я выросла и получила образование во времена 

«холодной войны». С 1990-х годов работаю в России. 

Сегодняшняя Россия – не Советский Союз. Конечно, 70 

лет советской власти не прошли бесследно, но для страны, 

история которой насчитывает пару тысячелетий, 70 лет – 

не так уж много. 

На мой взгляд, пришло время стать более практичными 

– политика политикой, но бизнес дает людям работу и 

возможнось себя обеспечить. Поэтому хотелось бы верить, 

что новая «холодная война» в ноябре закончится, и в США 

больше не будут выставлять Россию неким пугалом, стращая 

людей, поддерживающих политику, выгодную только 

узкому кругу избранных. Впрочем, Россия тоже должна 

прекратить поливать грязью США, как будто мы снова 

живем в конце 1970-х – начале 1980-х годов. 

Отбросьте идеологию и последите за деньгами. 

Посмотрите, что произошло в мировой политике, когда 

сланцевая нефть из США и экспорт СПГ собирались 

посягнуть на российскую долю на европейском рынке, а 

спрос со стороны Китая не сильно оправдывал ожидания. 

Саудовская Аравия, Россия и Соединенные Штаты продолжают 

бороться между собой за звание «ведущей нефтедобывающей 

державы». Как известно, Саудовская Аравия 

вначале выступила против США, снизив цены настолько, 

что разработка сланцевых месторождений в США стала 

неконкурентоспособной. В результате этой политики 

Россия также потерпела ущерб. 

Примерно в то же время, ни с того ни с сего полыхнула 

Украина, после чего последовали санкции США и ЕС 

против России, затронувшие крупные капиталовложения, 

а также разработку перспективных запасов в российских 

сланцевых породах, на шельфе арктических морей и 

на глубоководье. Следует отметить, что традиционную 

российскую добычу нефти и газа, поддерживающую российскую 

экономику, санкции не затронули. Запад просто 

сохранил рычаги влияния, блокируя доступ России к технологиям 

будущего. 

Хорошо, я понимаю, что борьба за нефтегазовые 

рынки заменила гонку вооружений времен «холодной 

войны» (хотя и в этой области все еще есть некоторая конкуренция). 

Но все-таки мне, занимающей место бизнескласса 

на моем последнем рейсе Singapore Airlines Москва 

– Хьюстон, грустно видеть, что заполнено только 13 из 

почти 40 свободных мест. 

Я купила билет бизнес-класса за мили, поэтому 

Singapore Airlines немного на мне заработала. 

Авиакомпанию поддерживали корпоративные контракты 

с крупными международными нефтяными и нефтесервисными 

компаниями и производителями оборудования – из 

России и США, так что всего несколько лет назад получить 

билет в бизнес-класс за мили было довольно трудно. 

Я слышала, что авиакомпания будет продолжать 

летать в Хьюстон, но в скором времени это будет маршрут 

через Манчестер. Попробую и этот рейс, потому 

что люблю летать Singapore Airlines – они лучшие! 

Сомневаюсь, правда, что во время полета будет слышна 

русская речь. Для «бэби-бумера» времен холодной 

войны, который искренне верил (до весны 2014 года), 

что мир изменился, это печальное известие! 

2 

Oil&GasEURASIA

Добейтесь 

прямоты 

во 

всем 

E3 Modulevel ® 

Торсионная трубка 

Стабильность выходного сигнала 

• Длинный ход пружины - 32 мм - и подавление 

турбулентности и вибрации среды обеспечивают 

в 4 раза более стабильный выходной сигнал, чем у 

торсионной трубки. 

• Пружины не подвержена трению, поэтому износ 

исключен. 

• Внешняя трубка имеет толщину 2,29 мм для 

надежной защиты от коррозии. 

• Уплотнение статического давления предотвращает 

усталостное разрушение. 

• Компактный вертикальный дизайн и съемный/ 

вращающийся корпус прост в установке и 

обслуживании. 

Прочность конструкции 

Простота использования 

• Торсионная трубка перемещается только на 

расстояние 16 мм в регуляторе и подвержена 

влиянию турбулентности и вибрации. 

• Заостренные концы подшипников создают трения 

при вытеснении буйка вверх, вызывая тем самым 

износ. 

• Толщина внешней трубки составляет 0,25 мм, что 

приводит к коррозии. 

• Гнущаяся торсионная трубка способствует 

уплотнению давления, что приводит к усталостному 

разрушению. 

• Сложный механизм и большая труба-кронштейн 

усложняют процесс управления. 

Непревзойденная стабильность 

выходного сигнала, прочность 

конструкции и легкость в использовании 

дают технологии корректирующей 

пружины несомненное преимущество 

перед торсионными трубками. 

Откажитесь от выкрутасов торсионной трубки, 

которая не может ничего противопоставить 

корректирующей пружине в плане эффективности, 

износостойкости и простоты использования. 

Линейно-регулируемый дифференциальный 

трансформатор (ЛРДТ) E3 MODULEVEL с 

использованием технологии корректирующей 

пружины является передовым решением, 

обеспечивающим точное и надежное измерение и 

контроль уровня жидких сред. 

Свяжитесь напрямую со специалистами по 

измерению уровня компании Magnetrol, чтобы 

узнать подробно об уровнемерах Modulevel E3. 

www.magnetrol.com 

+7-812.702.70.87 • info@magnetrol.ru

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ 

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ 

Goodbye Singapore Airlines! 

Moscow and Houston Will Miss You! 

До свидания, Singapore Airlines! 

В Москве и Хьюстоне вас будет не хватать! 

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 

1 

8 

DRILLING EQUIPMENT | БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 

From Paper Napkin to Heavy Metal, 

NOV Proves that Long Term Vision Can Win 

От набросков на салфетке до воплощения в металле 

NOV доказывает, что можно оказаться в выигрыше, 

думая на перспективу 

16 

It started eight years ago, at "HY's Steakhouse" in Calgary; a brainstorm documented 

in sketches penned on a couple of dozen napkins by two old friends who 

happened also to be colleagues in developing National Oilwell Varco’s Russian business 

strategy. 

Эта история началась восемь лет назад, когда двое старых друзей с 

энтузиазмом обсуждали новые идеи, попутно делая заметки на салфетках 

в ресторане в Калгари. Друзья были еще и коллегами по развитию бизнесстратегии 

National Oilwell Varco в России. 

R&D | НИОКР 

Gazprom Neft R&D Center 

Relies on Integrated Approach 

«Газпром нефть НТЦ» 

делает ставку на интегрированный подход 

MEASUREMENT | ИЗМЕРЕНИЯ 

Guided Wave Radar 

Today’s Vanguard in Level Measurement 

Волноводный радар 

На передовых рубежах технологий измерения уровня 

INDUSTRIAL SAFETY | ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 

Safety Keystone 

Russia Switches to the Advanced Automated System of Industrial Safety Control 

Основы oснов 

Реформа промышленной безопасности 

R&D | НИОКР 

Optimisation of Hydraulic Fracture Spacing 

for Gas-condensate Reservoirs 

22 

28 

42 

48 

4 


CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ 


РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION 

AUTOMATION | АВТОМАТИЗАЦИЯ 

AVIST Platform – the Foundation for Improving 

Efficiency of Oil and Gas Assets 

Платформа AVIST – основа повышения эффективности 

нефтяного актива 

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ 

ТМК Develops Successful Strategic Partnerships 

ТМК: стратегическое партнерство – залог успеха 

56 

60 

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ 

Carbo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка 

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка 

Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 

Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 

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

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 

Cometto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 

Jonell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 

PUBLISHER & EDITORIAL DIRECTOR 

EDITOR-IN-CHIEF 


p.szymczak@eurasiapress.com 

TECHNOLOGY EDITOR 

Elena Zhuk 

edit@eurasiapress.com 

CHIEF DESIGNER 

& PRODUCTION MANAGER 

Pyotr Degtyarev 

design@eurasiapress.com 

SENIOR EDITOR 

Olga Hilal 

CONSULTING EDITOR 

Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex 

COVER PHOTO 


CIRCULATION AND 

SUBSCRIPTIONS 

pr@eurasiapress.com 

ADVERTISING SALES / RUSSIA 

Marina Alyoshina 

m.alyoshina@eurasiapress.com 

www.oilandgaseurasia.com 

ИЗДАТЕЛЬ, РЕДАКЦИОННЫЙ ДИРЕКТОР, 

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР 

Пэт Дэ вис Шим чак 

p.szymczak@eurasiapress.com 

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / 

ТЕХНОЛОГИИ 

Елена Жук 

edit@eurasiapress.com 

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР 

И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ 

Петр Дегтярев 

design@eurasiapress.com 

СТАРШИЙ РЕДАКТОР 

Oльга Хилал 

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ 

Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex 

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ 

Пэт Дэ вис Шим чак 

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА 

pr@eurasiapress.com 

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ 

Марина Алешина 

m.alyoshina@eurasiapress.com 

e-mail: info@eurasiapress.com 

U.S. OFFICE 

houston@eurasiapress.com 

Oil&Gas Eurasia Houston 

Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., 

Suite 1400, Houston, TX 77056 

Tel.: +1 832 369 7516 

Fax: +1 281 657 3301 

Call Toll Free from 

within the U.S.: +1 866 544 3640 

GLOBAL SALES MANAGER 

Eric Freer 

eric@freerpub.com 

is a Member of 

MOSCOW ADDRESS 

125009 Moscow, Russia, P.O. box 119 

Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by OOO 

Eurasia Media Consult 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: supplement #2 to the Rospechat 

catalog for newspapers and magazines (entry #45834), 

Pochta Rossii (entry #12632), Rospechat (entry #84552), 

Rospechat NTI 

(entry #66790). 

ISSN 1812-2086 

Press Run: 3,000 

© 2016, OOO Eurasia Media Consult 

All Rights Reserved. 

ITALY SALES 

Ediconsult 

Anna De Bortoli 

milano@ediconsult.com 

Tel.: +39 02 477 100 36 

Fax: +39 02 477 113 60 

CHINA SALES 

Beijing Oriental Foreland 

Consultants Co.,Ltd. 

chemtech2007@163.com 

Tel.: +86 10 84823421 

Fax: +86 10 84846103 

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС 

125009, Россия, Москва, А/Я 119 

Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 

Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве 

OOO Евразия Медиа Консалт и зарегистрирован Министерством 

РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых 

коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал 

распространяется по подписке, а также на конференциях и 

крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. 

Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 

к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), 

ка та лог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» 

(№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). 

Ти раж: 3 000 экз. 

ISSN 1812-2086 

© 2016, OOO Евразия Медиа Консалт 

Все права защищены. 

66 


TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 


8 

Gazprom Neft Becomes the First 

Company in Russia to Undertake 

30-stage Multi-stage Fracking 

Gazpromneft-Khantos, a subsidiary of Gazprom 

Neft, has completed 30-stage hydraulic fracturing 

(fracking) operations at the Yuzhno-Priobskoye field, 

Khanty-Mansy Autonomous District – the first time 

such an operation has ever been undertaken in the 

Russian oil and gas industry, completion of which 

has been made possible due to the application of new 

technologies, which now promise greater effectiveness 

in the company’s development of its assets. Until 

then, the most extensive such operation undertaken 

by Gazprom Neft had been an 18-stage fracking operation 

through a single horizontal well shaft, achieved in 

March 2016, again at Gazpromneft-Khantos’ Yuzhno- 

Priobskoye field. 

The 30-stage fracking operation was undertaken in 

what is a record horizontal well shaft for the Yuzhno- 

Priobskoye field, running for 1,500 of the well’s total 

length of more than 4,600 meters. The oil-bearing strata 

lies at a depth of more than 2,600 meters. Isolation of 

those stretches in which fracking has already been completed 

is achieved through the use of a multi-set packer 

(a device for ensuring the hermetic sealing of separate 

well sections), running the full length of the flexible 

lifting pipe. Managing the 30-stage fracking operation 

required 1,200 tons of proppant. Another feature of the 

well involved the cementing of the entire length of the 

horizontal section, allowing greater efficiency in managing 

fissures, thanks to the isolation achieved through the 

cement column. 

The anticipated operational capacity of the new 

well is likely to be in excess of 130 tons of oil per day, 

some 20 percent higher than forecast levels following 

lower-stage fracking operations. The application of nonball-and-socket 

technology in fracking strata means 

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com 

PHOTO:GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМНЕФТЬ 

Компания «Газпром нефть» впервые 

в России провела 30-стадийный 

гидроразрыв пласта 

Дочерняя компания «Газпром нефти», 

«Газпромнефть-Хантос», завершила 30-стадийный 

гидроразрыв пласта (ГРП) на Южно-Приобском месторождении 

в ХМАО. Операция с такими характеристиками 

проводится в российской нефтегазовой отрасли 

впервые. Ее выполнение стало возможным благодаря 

применению новых технологий, и позволит повысить 

эффективность освоения активов компании. До сих пор 

максимальным значением для «Газпром нефти» было 

проведение 18 стадий гидроразрыва в одном стволе 

горизонтальной скважины. Эта операция была выполнена 

в марте 2016 года также на Южно-Приобском месторождении 

«Газпромнефть-Хантоса». 

30-стадийный ГРП проведен в рекордном для Южно- 

Приобского месторождения горизонтальном участке 

скважины, длиной 1,5 тыс. м при общей протяженности 

скважины более чем в 4,6 тыс. м. Глубина залегания 

нефтяного пласта превышает 2,6 тыс. м. Изоляция интервалов, 

в которых ГРП уже завершен, достигается путем 

использования многоразового пакера (устройство для 

герметизации отдельных зон скважины), спускаемого 

на гибкой насосно-компрессорной трубе. Для проведения 

30 стадий гидроразрыва пласта было использовано 

1,2 тыс. т проппанта. Также особенностью скважины 

стало цементирование горизонтального ствола по всей 

его протяженности, что позволило повысить эффективность 

управления трещинами из-за их разобщения 

цементным кольцом. 

Ожидаемый эксплуатационный потенциал новой 

скважины составляет не менее 130 т нефти в сутки, 

что на 20% превышает прогнозные показатели добычи 

после проведения ГРП с меньшим количеством стадий. 

Благодаря применению «бесшаровой» технологии 

гидроразрыва пласта компания получает возможность 

не только ускорить запуск скважины, но и в течение 

всего срока ее эксплуатации проводить геофизические 

исследования, а также мероприятия по повторному 

ГРП. 

«Газпром нефть» неразрывно связывает долгосрочное 

развитие с поиском эффективных технологий 

добычи. «Повышение коэффициента извлечения 

нефти и вовлечение в разработку запасов, освоение 

которых ранее было нерентабельным, — это важные 

составляющие Технологической стратегии компании, 

реализация которой уже сегодня позволяет нам применять 

передовые методы увеличения нефтеотдачи, 

которые в дальнейшем мы сможем использовать на 

наших других активах», – сказал первый заместитель 

генерального директора «Газпром нефти» Вадим 

Яковлев. 


№7-8 Июль-Август 2016 

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 

the company also has the opportunity 

not just to speed up the launch 

of the well but also undertake geophysical 

investigations throughout 

the entire period of its operation, as 

well as undertaking investigations in 

re-fracturing. 

Vadim Yakovlev, First Deputy 

CEO, Gazprom Neft, commented: 

“Gazprom Neft’s long-term development 

strategy is inextricably 

bound with the search for effective 

production technologies. 

Improving oil recovery and bringing 

into development reserves previously 

considered non-viable are 

key components of the company’s 

Technology Strategy, the implementation 

of which is already allowing 

us to apply advanced techniques in 

enhancing oil recovery, and which 

we will, in the future, be able to use throughout our 

other assets.” 

Gazprom Develops Innovative 

Product for Oil Spill Cleanup 

The commissioning ceremony of a production unit 

for BIOROS, a new oil biodegradation agent, took place 

at the facility of the Safe Technologies company in St. 

Petersburg. 

The new substance was developed by Gazprom 

VNIIGAZ, the company’s core research center. BIOROS 

is an innovative product for oil spill cleanup. It is more 

effective than similar products made in Russia and 

abroad, as it provides for, among other things, quicker 

oil spill removal at a greater range of temperatures, from 

5 to 45 С (41 to 113 F). 

● The photo shows work of Gazprom VNIIGAZ‘ chemical analysis lab. 

● В химико-аналитической лаборатории ООО «Газпром 

ВНИИГАЗ». 

PHOTO:GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ 

«Газпром» разработал 

инновационный 

биодеструктор нефти 

В Санкт-Петербурге, на предприятии 

ЗАО «Безопасные Технологии», 

состоялся торжественный ввод в эксплуатацию 

установки по производству 

нового биопрепарата – биодеструктора 

нефти «БИОРОС». 

Новый биопрепарат разработан 

головным научным центром 

«Газпрома» – ООО «Газпром 

ВНИИГАЗ». «БИОРОС» предназначен 

для ликвидации нефтяных загрязнений 

и является инновационным 

продуктом, эффективность которого 

превышает отечественные 

и зарубежные аналоги. В частности, 

он обладает более высокой скоростью 

утилизации нефтяных загрязнений 

и широким диапазоном температуры применения 

— от +5 до +45 oC. 

Организация производства биодеструктора нефти 

«БИОРОС» является примером плодотворного взаимодействия 

«Газпрома» с отечественными предприятиями 

по организации выпуска конкурентоспособной импортозамещающей 

продукции. 

Биодеструкторы – препараты, способные ликвидировать 

нефтезагрязнения с помощью специальных 

микроорганизмов. Они используют для питания нефтепродукты 

(нефть, мазут, дизельное топливо, масло и др.), 

воздух и воду, за счет чего обеспечивается очистка почвы, 

грунта и воды от загрязнения. 

«БИОРОС» и технология его применения защищены 

патентами Российской Федерации, отмечены премией 

ПАО «Газпром» в области науки и техники. Производство 

препарата на условиях лицензионного соглашения передано 

ЗАО «Безопасные Технологии». 

Промышленная группа «Безопасные Технологии» – 

российское предприятие, консолидирующее ряд компаний, 

специализирующихся на проектировании и строительстве 

экологических, промышленных и химических 

объектов, а также разработке решений по управлению 

отходами. 

АО «Гипрогазоочистка» выбирает 

решения Intergraph® SmartPlant® для 

комплексных проектов переработки 

АО «Гипрогазоочистка», ведущая российская инжиниринговая 

компания, специализирующаяся на нефтегазопереработке 

и нефтехимии, выбрала решения компании 

Intergraph® Process, Power & Marine для оптимизации 

собственных процессов проектирования. Основной 

причиной такого выбора компании стала возможность 

интегрировать все актуальные проектные данные в одну 

систему – Intergraph Smart 3D. Также были приобретены 

и другие решения: Intergraph SmartPlant® P&ID и 

Intergraph SmartPlant Interop Publisher. 


Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ruaseurasia 

9

TECH TRENDS 


The production of the BIOROS biodegradation 

agent was a result of Gazprom's fruitful cooperation with 

domestic companies aimed at manufacturing competitive 

import substituting products. 

A biodegradation agent is a substance that removes 

oil spills using special microorganisms, which feed on oil 

products (oil, fuel oil, diesel fuel, lubricants, etc.), air, 

and water, thereby cleaning up soils, subsoils, and water 

sources. 

BIOROS and its application technology are protected 

by Russian patents. The product also received the 

Gazprom Science and Technology Prize. The biodegradation 

agent will be produced by Safe Technologies under 

a license agreement. 

Safe Technologies Industrial Group is a Russian 

enterprise that comprises a number of companies 

focused on the design and construction of environmental, 

industrial and chemical facilities, as well as on the 

development of waste management solutions. 

Giprogazoochistka Chooses 

Intergraph® SmartPlant® Solutions 

for Complex Refinery Projects 

Giprogazoochistka, a leading Russian engineering 

company specializing in oil and gas processing and petrochemical 

industries, has chosen Intergraph® Process, 

Power & Marine solutions to improve in-house engineering 

design processes. The main reason the company 

selected Intergraph solutions is to integrate all relevant 

design data in one system, Intergraph Smart 3D. The 

АО «Гипрогазоочистка» уже более восьмидесяти 

лет занимается крупномасштабными техническими 

проектами, сотрудничая со многими ведущими компаниями 

в нефтегазовой отрасли. Учитывая сложность 

таких проектов, компании требовалось эффективное 

решение для трехмерного проектирования, в котором 

можно было бы объединить различные проектные данные 

в одну модель, которая хранится в централизованной 

системе. Благодаря использованию Intergraph 

Smart 3D и Intergraph SmartPlant Interop Publisher АО, 

«Гипрогазоочистка» сможет стандартизировать процессы 

проектирования, повысить качество трехмерного 

проектирования и гибкость работы, сочетая различные 

типы файлов и ПО. 

В будущем АО «Гипрогазоочистка» планирует 

использовать решения Intergraph в некоторых проектах 

для нефтехимической отрасли, направленных на реконструкцию 

существующих и создание новых объектов. 

PHOTO / ФОТО: INTERGRAPH 

Honeywell Process Controls Improving 

Operator Efficiency and Productivity at Ilsky 

Refinery 

Honeywell Process Solutions (HPS) announced that its Experion® HS 

process automation system has been implemented at Kuban Oil and Gas 

Company’s Ilsky Refinery, one of the largest refineries in Russia’s Krasnodar 

Territory. 

The new automation system will help the refinery improve process performance 

and minimize costs. 

Honeywell supplied the Ilsky Refinery with a complete set of services 

for building an integrated production control system based on its hybrid 

HC900 controllers. The automation solution focuses on the refinery’s AT-5 

crude distillation unit, which has a capacity of 1.5 million tons a year. 

Experion HS supports up to 8,000 input/output (I/O) points, 10 operator 

stations, and various network servers and nodes at the Ilsky Refinery. The 

HC900 controllers provide robust logic control and have a modular design 

to meet the control and data collection needs of a wide range of process 

equipment. 

Experion HS extends this powerful technology to meet the demands of 

specific industry segments. It comprises a subset of Experion PKS components 

specifically packaged to provide a targeted and robust system for 

small to medium automation projects. The technology impacts the unit 

operations by streamlining work processes, and providing greater access 

to key process parameters and data of the refinery. Hence a higher level 

of operator performance helps meet the increasing demand of refinery’s 

products in the region. 

Компания Honeywell оптимизировала 

управление технологическими процессами 

на Ильском НПЗ 

Подразделение «Промышленная автоматизация» корпорации Honeywell 

объявило о внедрении системы автоматизации производственных процессов 

Experion HS на предприятии ООО «Ильский НПЗ» – крупном производственном 

комплексе, входящем в число ведущих нефтеперерабатывающих заводов 

Краснодарского края. Новое решение в области автоматизации позволяет 

повысить эффективность и продуктивность работы оператора установки по 

переработке нефти. 

Компания Honeywell поставила на завод полный комплекс услуг по построению 

на объекте ООО «Ильский НПЗ» единой интегрированной системы управления 

производством Experion HS на базе гибридных контроллеров HC 900. 

Разработка Honeywell успешно функционирует на установке по переработке 

нефти АТ-5 мощностью 1,5 млн т. Система поддерживает до 8 000 точек ввода/ 

вывода, 10 пультов управления, а также различные сетевые серверы и узлы 

на Ильском НПЗ. Experion HS удовлетворяет требованиям управления и сбора 

данных на АТ, что позволяет поддерживать стабильную и эффективную работу 

систем управления и мониторинга. 

Решение Experion HS включает в себя ряд компонентов Experion PKS, 

позволяющих создать специализированную и функциональную систему 

автоматизации малых и средних объектов в ряде отраслей. Experion HS 

улучшает работу операционных блоков, оптимизируя рабочие процессы и 

расширяя доступ к ключевым производственным параметрам и данным. 

Благодаря повышению производительности операторов, данная технология 

позволит удовлетворить растущий спрос на продукцию НПЗ в регионе. 

10 





other purchased solutions are Intergraph SmartPlant® 

P&ID and Intergraph SmartPlant Interop Publisher. 

With over 80 years of experience in large-scale 

engineering projects, Giprogazoochistka works in with 

many leading companies in the oil and gas industries. 

Due to the complexity of these projects, the company 

was looking for an intelligent 3D design solution that 

would enable integration of all disperse design data in 

one 3D model, located in one centralized system. With 

Intergraph Smart 3D and Intergraph SmartPlant Interop 

Publisher, Giprogazoochistka will be able to standardize 

engineering processes, improve 3D design quality and 

flexibly work between different file types and software 

providers. 

In the future, Giprogazoochistka will use Intergraph 

solutions in some of its engineering projects for the petrochemical 

industry, in both greenfield and brownfield 

environments. 

Intergraph SmartPlant Enterprise offers a powerful 

portfolio of industry-leading, best-in-class design and 

data management solutions, enabling companies in the 

process, power and marine industries to capture integrated 

engineering knowledge at the enterprise level for 

the competitive advantage needed in today’s and tomorrow’s 

market. SmartPlant Enterprise’s integrated suite of 

solutions enable proven productivity gains, improving 

engineering efficiency by up to 30 percent. 

SPD Drilled Champion Well at Upper 

Salym 

Salym Petroleum Development (SPD) drilled a 

3,305-meter deep well at Upper Salym in less than eight 

days. The construction time of this well became a new 

record for this depth. 

“From year to year SPD drills deeper and more complex 

wells, alongside manages to constantly improve efficiency 

of well construction and the speed of drilling. This 

record proves that SPD succeeds in its constant work to 

deliver top-class wells in Salym group of oilfields. This 

record is achieved by true professional teamwork of SPD 

and contractors staff, dedication to work, novel thinking 

and applying cutting-the-edge technologies,’’ noted 

Alexei Govzich SPD CEO. 

The champion well has one of the best drilling 

parameters among global operator companies participating 

in Rushmore Review Benchmarking. The long 

conductor section of the “champion well”, 1,327 meters 

deep, was drilled in mere 66 hours, which in its turn has 

become a serious time reserve for the entire well construction 

cycle. 

Intergraph SmartPlant Enterprise включает в себя 

передовые разработки для проектирования и обработки 

данных. Они позволяют компаниям перерабатывающей, 

энергетической и судостроительной отрасли объединять 

технические знания на уровне предприятия и получать 

конкурентные преимущества не только сегодня, но 

и в будущем. Пакет SmartPlant Enterprise позволяет повысить 

производительность труда за счет роста эффективности 

проектирования, которое может достигать 30%. 

СПД установила рекорд бурения 

на Салымском нефтепромысле 

Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) 

пробурила на Верхнесалымском месторождении скважину 

глубиной 3 305 м менее чем за восемь суток. Скорость 

строительства данной скважины стала новым рекордом 

для такой глубины. 

«C каждым годом мы строим все более глубокие и 

более сложные скважины, одновременно работая над 

постоянным повышением эффективности бурения и 

увеличением скорости проходки скважин. Новый рекорд 

подтверждает то, что СПД успешно реализует свою 

стратегию по строительству скважин самого высокого 

качества. Это достижение стало возможным благодаря 

высокопрофессиональной работе специалистов СПД 

и подрядных организаций, преданности своему делу, 

новаторскому мышлению и применению передовых технологий», 

– отметил генеральный директор СПД Алексей 

Говзич. 

У рекордной скважины одни из лучших показателей 

бурения среди мировых компаний-операторов, участвующих 

в сопоставительном анализе Рашмор (Rushmore 

Review Benchmarking). Секция длинного кондуктора 

рекордной скважины глубиной 1 327 м была пробурена 

всего за 66 часов, что помогло СПД получить серьезный 

задел по времени на весь цикл строительства скважины. 

В настоящее время на Салымской группе месторождений 

пробурено более 1 065 скважин. 

PHOTO / ФОТО: SPD 



11

PHOTO: TRANSNEFT / ФОТО: ТРАНСНЕФТЬ 

TECH TRENDS 

Currently there are over 1,065 wells drilled at Salym 

group of oil fields. 

Transneft Diascan Has Modernized 

Three Diagnostic Tools 

Transneft Diascan has conducted modernization of 

three diagnostic tools: magnetic defectoscope MD Scan 

12” (МДСкан 12”) and multichannel geometry tools 

10/12 PRN (10/12 ПРН) and 16/20 PRN (16/20 ПРН). 

Modernization of diagnostic equipment was performed 

as part of technical upgrading and revamping 

programme for Transneft Diascan trunk pipeline facilities 

from 2014 to 2020. The renewed tools have passed 

acceptance tests and have been commissioned by the 

Transneft commission. 

● Magnetic defectoscope MDScan 12" (МДСкан 12"). 

● Магнитный дефектоскоп МДСкан 12". 

Magnetic defectoscopes with high resolution capacity 

are designed for detecting, locating, and sizing of 

longitudinal defects, including defects in circumferential 

welds. New airborne electronics and measurement 

system with combined magnetic pick-ups were 

installed during modernization of defectoscope MDScan 

12” (МДСкан 12”). It allowed excluding a section with an 

АО «Транснефть – Диаскан» 

модернизировало три 

диагностических прибора 


АО «Транснефть – Диаскан» провело модернизацию 

трех диагностических приборов: магнитного дефектоскопа 

МДСкан 12” и многоканальных профилемеров 

10/12 ПРН и 16/20 ПРН. 

Модернизация диагностического оборудования 

выполнялась в рамках программы технического перевооружения 

и реконструкции объектов магистральных 

трубопроводов АО «Транснефть – Диаскан» на 2014– 

2020 годы. Обновленные приборы прошли приемочные 

испытания и приняты в эксплуатацию комиссией ОАО 

«АК „Транснефть“». 

Магнитные дефектоскопы высокой разрешающей 

способности предназначены для обнаружения, определения 

местоположения и оценки размеров дефектов 

поперечной ориентации, в том числе в поперечных 

сварных швах. При модернизации дефектоскопа 

МДСкан 12” была установлена новая бортовая электронная 

аппаратура, а также измерительная система с комбинированными 

магнитными датчиками. Это позволило 

исключить из состава дефектоскопа секцию с 

дополнительной измерительной системой и уменьшить 

длину прибора в два раза. Потребляемая мощность 

дефектоскопа уменьшена на 25%. В приборе установлены 

твердотельные накопители информации разработки 

АО «Транснефть – Диаскан». 

Многоканальные профилемеры с навигационной 

системой обнаруживают дефекты геометрии трубопровода 

(вмятины, гофры, овальности) и устанавливают 

пространственное положение трубопровода (радиусы 

изгиба и пространственные координаты). При модернизации 

многоканальных профилемеров 10/12 ПРН и 

16/20 ПРН на приборах установлена бесплатформенная 

инерциальная навигационная система высокой точности, 

что позволяет измерять радиусы изгиба трубопровода 

с точностью измерения радиуса изгиба не более ±10%. 

Кроме того, увеличилась точность определения координат 

оси трубопровода. 

RITEK First in Russia 

Tested Low Frequency 

Seismic Method 

RITEK for the first time in Russia carried out field trial of seismic 

operations with the use of a broadband low-frequency vibration sweep at 

a frequency less than 5.5 Hz. 

The works were carried out in conjunction with Sercel (a leading 

manufacturer of seismic equipment) and Orenburg geophysical expedition 

(a division of Geotech) within Ochakovo license area in the Samara region. 

Using low frequencies increases resolution of seismic data, allows 

to extract large volume of seismic data and increases the depth of 

sweep penetration in the target horizon. Preliminary field trial results 

indicate the possibility of using this seismic method in the Russian 

context. 

RITEK plans to continue research in this direction on its license areas 

in the Volgograd region. 

«РИТЭК» первым в России испытал 

низкочастотный метод сейсмических 

исследований 

«РИТЭК» впервые в России провел опытно-методические сейсморазведочные работы 

с применением широкополосного низкочастотного вибрационного управляющего 

сигнала на частоте менее 5,5 Гц. 

Работы проведены совместно с компанией Sercel (ведущий производитель сейсмического 

оборудования) и Оренбургской геофизической экспедицией (подразделение компании 

« ГЕОТЕК») в пределах Очаковского лицензионного участка в Самарской области. 

Использование низких частот повышает разрешающую способность сейсмических 

данных, позволяет извлечь больший объем сейсмической информации и увеличивает 

глубину проникновения управляющего сигнала в целевой горизонт. Предварительные 

результаты опытно-методических работ свидетельствуют о возможности применения 

этой методики сейсмических исследований в российских условиях. 

«РИТЭК» планирует продолжить исследования в этом направлении на своих лицензионных 

участках в Волгоградской области. 

12 




additional measurement system from the defectoscope 

and reducing the length of the tool twice. Solid-state 

drives, developed by Transneft Diascan, are installed in 

the tool. 

Multichannel geometry tools with a navigation 

system detect pipeline geometry defects (dents, cockles, 

out-of-roundness) and specify pipeline attitude 

(bending radius and space coordinates). Platformless 

inertial navigation system with high accuracy was 

installed during modernization of multichannel geometry 

tools 10/12 PRN (10/12 ПРН) and 16/20 PRN 

(16/20 ПРН) at the tools, which allows measuring 

pipeline bending radius with accuracy of bending radius 

measurement not more than ±10 percent. Besides, 

pipeline axis positional accuracy was increased. 

Weatherford Deep-Set Safety Valve 

Achieves V1 Rating 

Weatherford International plc announced that its 

new model WUDP-10 deep-set safety valve has been 

certified to V1 standards under the American Petroleum 

Institute (API) Specification 14A. 

The valve is designed for deepwater applications 

and is effective at depths in excess of 12,000 feet (3,658 

meters). Additionally, because it operates independent 

of tubing pressure, the valve can also be set in shallow 

applications. 


Глубинный клапан-отсекатель 

компании Weatherford 

сертифицирован по стандартам V1 

Компания Weatherford International plc объявляет о 

сертификации нового глубинного клапана-отсекателя 

модели WUDP-10 по стандартам V1 спецификации 14А 

Американского института нефти (API). 

Клапан предназначен для глубоководных скважин и 

безотказно работает на глубине, превышающей отметку 

в 3 658 м. Поскольку давление в НКТ не влияет на работоспособность 

клапана, то его можно устанавливать и в 

неглубоких скважинах. 

Извлекаемый клапан-отсекатель имеет общепринятый 

гидравлический принцип действия, что обеспечивает 

его продолжительную и бесперебойную эксплуатацию 

без необходимости применения азотной камеры. 

Простота конструкции способствует устранению каналов 

утечки, а силовая пружина с большим усилием сжатия 

обеспечивает безопасное закрытие. 

«Глубинный клапан-отсекатель модели WUDP-10 

входит в состав нашего обширного портфолио технологий 

заканчивания, сертифицированных по стандартам 

V1 и V0 для глубоководной эксплуатации, – отметил 

Марк Хопманн, вице-президент Департамента заканчивания 

скважин компании Weatherford. – В сочетании 

друг с другом эти интегрированные технологии представляют 

собой целый комплекс модульных решений 

для нефтегазовых компаний, стремящихся к повыше- 

building for the heaviest duties 

INDUSTRIE COMETTO S.p.A. 

12011 Borgo San Dalmazzo CUNEO (Italy) 

Tel. +39 0171 263300 - cometto@cometto.com 

MODULAR TRAILERS AND SELF-PROPELLED VEHICLES 

www.cometto.com 



13

TECH TRENDS 


● Tubing-retrievable valve tested for deepwater reliability. 

● Извлекаемый клапан-отсекатель НКТ успешно 

протестирован для установки на больших глубинах. 

The tubing-retrievable valve uses conventional 

hydraulic functionality to provide long-term, reliable 

operation that is not dependent on nitrogen storage. The 

simple design minimizes leak paths and incorporates a 

heavy power spring for fail-safe closure. 

“The WUDP-10 deep-set valve is one element in a 

larger portfolio of V1- and V0-rated completion technologies 

for use in deep water,” said Mark Hopmann, 

Vice President of Completions at Weatherford. “Together, 

these integrated technologies create a toolbox of modular 

solutions for operators looking to increase efficiency 

and reliability on offshore rigs.” 

Halliburton Applies AccessFrac® 

Stimulation Service in Russia 

for the First Time 

AccessFrac® service is aimed at helping operators 

increase production and lower costs both from new 

completions and mature fields in a wide variety of geological 

formations and downhole conditions. 

AccessFrac® service includes engineering design, 

pumping methods and diversion material deployed to 

fully stimulate clusters in the well and initiate new fractures 

in unstimulated areas, resulting in enhanced recovery 

and improved long-term production. 

Halliburton successfully applied this technology for 

the first time in Russia at one of the Western Siberian 

mature fields in December 2015. Production analysis 

and field results prove that hydrocarbons flow rate 

increased by more than 40 percent, improving overall 

performance. 

AccessFrac® service provides more consistent and 

predictable well stimulation results. The main benefits 

of this service are: significant 

time-saving per job, reduced 

risks of complications during 

and after the frac job, 

maximized reservoir contact 

through greater cluster efficiency 

and full lateral coverage, 

and better control of 

existing perforated intervals 

during new zone treatments 

or repeated more efficient 

stimulation of available 

intervals. 

PHOTO / ФОТО: WEATHERFORD 

PHOTO / ФОТО: HALLIBURTON 

нию эффективности и надежности работы на морских 

платформах». 

Halliburton впервые применяет 

технологию интенсификации притока 

AccessFrac® в России 

Технология AccessFrac® нацелена на помощь нефтегазодобывающим 

компаниям для повышения добычи и 

рентабельности как новых активов, так и зрелых месторождений 

в широком спектре геологических и скважинных 

условий. 

Технология AccessFrac® включает в себя инженерный 

расчет, различные методики обработки и отклоняющие 

материалы для полной обработки кластеров трещин 

в скважине и создания новых трещин в необработанных 

зонах для оптимизации извлечения нефти и долгосрочной 

добычи. 

Данная технология впервые в России была успешно 

применена в Западной Сибири на одном из зрелых 

месторождений в декабре 2015 года. Проведенные исследования 

и анализ добычи показали, что дебит УВ увеличился 

более чем на 40% 

Технология AccessFrac® может обеспечить более 

стабильные и прогнозируемые результаты интенсификации 

притока в скважине. К основным преимуществам 

данной технологии можно отнести существенную экономию 

времени на операцию, снижение рисков осложнений 

как в процессе, так и после ГРП, максимальное 

повышение площади контакта с коллектором благодаря 

повышенной эффективности притока из кластера и 

полному вскрытию коллектора горизонтальным стволом, 

а также возможность контроля уже существующих 

интервалов перфораций при обработке новых зон или 

проведения повторной, более эффективной обработки 

имеющихся интервалов. 

Последующие испытания данной технологии и 

адаптация к условиям месторождений Западной Сибири 

позволят проводить повторную стимуляцию всех существующих 

многозонных скважин. 

Клапаны аварийного сброса 

давления с функцией беспроводного 

мониторинга от компании Emerson 

Компания Emerson представляет клапаны аварийного 

сброса давления Enardo 2000 с функцией интеллектуального 

беспроводного мониторинга для безопасного 

управления резервуарами под давлением в 

нефтегазовой, химической, нефтехимической и фармацевтической 

отраслях. 

В штатном режиме клапаны аварийного сброса 

давления закрыты. Если положение клапана меняется, 

важно незамедлительно получить об этом информацию, 

чтобы определить причину происходящего. Клапаны 

аварийного сброса давления находятся высоко на резервуаре 

и труднодоступны для мониторинга. Руководство 

предприятий предъявляет все более высокие требования 

к производительности и уровню безопасности производства. 

14 





Further application of this technology 

to fields in Western Siberia will 

allow for re-stimulation of more multizone 

wells. 

Emerson Introduces 

Wirelessly-Monitored 

Storage Tank Emergency 

Vents 

Emerson has introduced wirelessly-monitored 

Enardo 2000 emergency pressure relief vents (EPRVs) 

that provide safety control by managing abnormally 

high storage tank pressures in the oil and gas, chemical, 

petrochemical and pharmaceutical industries. 

Under normal operating conditions, an EPRV 

remains closed. The immediate knowledge of an open 

position can be vital and should warrant quick investigation. 

However, because these EPRVs are located on top of 

storage tanks, they are difficult to monitor. Site managers 

are increasingly looking for ways to increase safety and 

efficiencies. 

The new product design consists of a proximity 

indicator and wireless transmitter integrated with an 

EPRV. The proximity indicator senses movement of the 

emergency vent. “Open” or “closed” signals are received 

by the wireless transmitter and can be sent to a control 

room via a WirelessHART® gateway. 

● New Enardo 2000 model with Smart Wireless 

technology provides immediate information 

to help prevent safety emergencies. 

● Новые клапаны Enardo 2000 с функцией 

интеллектуального беспроводного мониторинга 

помогают предотвратить аварийные ситуации 

благодаря оперативной передаче данных. 

PHOTO / ФОТО: EMERSON 

Новая конструкция состоит из бесконтактного 

датчика и собственно клапана аварийного сброса давления 

со встроенным беспроводным передатчиком. 

Бесконтактный передатчик регистрирует изменение 

положения клапана аварийного сброса, после чего беспроводной 

передатчик отправляет полученную информацию 

в диспетчерскую через сетевой шлюз по протоколу 

WirelessHART. 

ОПТИМАЛЬНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ДЛЯ 

МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ 

Оптимизируйте фильтрующую 

способность 

 

 

 

 

 

 



15

DRILLING EQUIPMENT 

From Paper Napkin 

to Heavy Metal, 

NOV Proves that Long Term 

Vision Can Win 

От набросков на салфетке 

до воплощения в металле 

NOV доказывает, что можно оказаться в выигрыше, 

думая на перспективу 


Пэт Дэвис Шимчак 

It started eight years ago, at “HY’s 

Steakhouse” in Calgary; a brainstorm 

documented in sketches penned on 

a couple of dozen napkins by two old 

friends who happened also to be colleagues 

in developing National Oilwell 

Varco’s Russian business strategy. 

Today, over $100 million in investment and years 

of work by hundreds of people, has brought to life that 

vision, first voiced over dinner. Today, NOV, the world’s 

largest drilling equipment manufacturer is well into the 

process of fabricating in Russia its first order: a land rig 

for an Azerbaijani client, after having officially opened its 

Kostroma plant on March 9. 

“The NOV Kostroma facility is the flagship among 

NOV’s manufacturing facilities, it is NOV’s newest manufacturing 

facility and it produces the widest range of 

products and parts that NOV manufactures,” Anthony 

Crawford, plant manager at Kostroma, a four-hour drive 

Эта история началась восемь лет назад, 

когда двое старых друзей с энтузиазмом 

обсуждали новые идеи, попутно делая 

заметки на салфетках в ресторане в 

Калгари. Друзья были еще и коллегами 

по развитию бизнес-стратегии National 

Oilwell Varco в России. 

На сегодняшний день воплощение возникшей за 

обедом идеи потребовало свыше $100 млн инвестиций и 

многих лет работы сотен специалистов. Сейчас на заводе 

в Костроме, принадлежащем NOV – крупнейшему в 

мире производителю бурового оборудования, ведутся 

работы по изготовлению наземной буровой установки 

для клиента из Азербайджана. Для NOV этот заказ стал 

первым в России после официального открытия завода 

9 марта. 

«Завод NOV в Костроме является флагманом среди 

предприятий компании и выпускает самый широкий 

ассортимент изделий и комплектующих», – рассказал НГЕ 

16 Oil&GasEURASIA


БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 

north of Moscow, told OGE during a recent tour of the 

plant. 

Eight years ago, it was Crawford who sketched those 

plans on dinner napkins together with the late Brian 

Sydmiller (who until his passing in 2015 was Business 

Development Director for Russia at NOV.) 

“It is well known that the rig fleet in Russia and the CIS has 

been decaying the last 10 or 15 years and that this has caused 

a big demand for rig replacement,” Crawford says. “About eight 

years ago, a very good friend of mine, Brian Sydmiller, and I 

were sitting in a restaurant in Calgary. We pulled out some napkins, 

and we started to sketch on those napkins what a drilling 

rig, downhole tools manufacturer in Russia should look like.” 

At the time, Crawford was working for another company. 

“During the course of the evening, we drew up 20 

or so drawings on those napkins and we put them in our 

briefcase and forgot about it for a couple of years. Then in 

2011, I was contacted by Russia’s presidential administration, 

and asked if NOV would be interested in investing 

and developing a rig and down-hole tools manufacturer 

in Russia. I contacted the president and CEO of NOV at 

the time. Some weeks later the president and CEO of NOV 

came to Moscow and we had meetings in the Kremlin. 

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК 

Энтони Кроуфорд, директор завода в Костроме, расположенной 

в четырех часах езды к северу от Москвы. 

Именно он, вместе с ныне покойным Брайаном 

Сидмиллером, восемь лет назад делал наброски на салфетках 

(до своей кончины в 2015 году Сидмиллер занимал 

в компании NOV пост директора по развитию бизнеса в 

России). 

По словам Энтони Кроуфорда, парк буровых установок 

в России и странах СНГ за последние 10-15 лет значительно 

износился, и это вызвало большой спрос на замену 

установок. «Восемь лет назад в Калгари я сидел в ресторане 

с Брайаном Сидмиллером, моим хорошим другом. Мы 

взяли несколько салфеток и стали чертить на них планы 

будущего завода по производству буровых установок и 

скважинных инструментов, который мог бы быть построен 

в России, – рассказывает Кроуфорд (работавший в то время 

в другой компании). – За вечер мы сделали около 20 набросков, 

которые потом сложили в портфель и забыли о них 

на несколько лет. Но в 2011 году мне позвонили из администрации 

президента России и поинтересовались, готова ли 

NOV инвестировать средства в производство буровых установок 

и забойного инструмента в России и развивать это 

производство. Я связался с тогдашним президентом и генеральным 

директором компании NOV, и спустя несколько 

недель он прибыл в Москву. После предварительных встреч 

в Кремле состоялись переговоры с официальными лицами, 

результатом которых стали масштабные инвестиции, 

позволившие построить завод в Костроме». 

Первая заказанная у NOV в Костроме наземная буровая 

установка – это 320-тонная буровая установка эшелонного 

типа мощностью 1 500 л. с., оснащенная верхним приводом 

NOV TS-11SA. Все оборудование предназначено для работы 

при температурах от −40 до + 45 °С. Как говорит Кроуфорд, 

обеспечиваются «все виды экологического контроля и комфорта 

оборудования, чтобы бурильщик мог работать безопасно 

и комфортно, независимо от условий окружающей 

среды». 

Энтони Кроуфорд сообщил, что данная буровая установка 

будет работать в Азербайджане в районе Каспийского 

моря. Ее отличительная особенность заключается в том, 

что установка может бурить с берега под морским дном, 

используя технологии горизонтального проталкивания. 

● Anthony Crawford, plant manager at Kostroma. 

● Энтони Кроуфорд, директор завода в Костроме. 

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ 


17



PHOTOS: PAT DAVIS SZYMCZAK AND PYOTR DEGTYAREV / 

ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК И ПЕТР ДЕГТЯРЕВ 

● Sergei Smuglyakov (above) is one of an elite group of experienced and 

highly trained welders recruited to work at NOV Kostroma. (Upper left) 

Steel delivered by river barge is off loaded in the rig fabrication area. 

● Сергей Смугляков (выше) входит в группу опытных и 

высококвалифицированных сварщиков, которых нанимают на 

работу в NOV Kostroma. (Вверху слева) Сталь, доставленная по 

реке баржей, разгружается на площадке, предназначенной для 

изготовления буровой установки. 

● NOV buys Russian steel (above) 

that is shaped progressively (right) 

through a series of computerized 

machine processes (CNC) into drill 

bits and other downhole tools. 

● NOV покупает российскую 

сталь (выше), из которой на 

станках с ЧПУ изготавливаются 

буровые долота, а также другое 

внутрискважинное оборудование 

и инструменты (справа). 

● NOV’s downhole tools manufacturing 

line boasts the latest and most advanced 

CNC lathe and milling equipment in the 

region. 

● Для производства скважинного 

инструмента компания NOV использует 

новейшие и самые передовые в регионе 

токарный и фрезерный станки с ЧПУ. 

18 




● (Above left and right) 

Welders assemble steel 

beams to form the rig substructure 

and rail system. 

(Right and below) Raw 

steel is turned into downhole 

tools using computer 

controlled processes run by 

trained technicians. 

● Сварщики монтируют 

стальные балки для 

фундаментальной рамы и 

рельс буровой установки 

(верхние фото слева и 

справа). С использованием 

компьютеризованных 

процессов, выполняемых 

квалифицированными 

специалистами, из 

необработанной 

стали изготавливают 

внутрискважинный 

инструмент и 

оборудование 

(фото справа и ниже). 

● Лидия Премина в 

цехе пескоструйной 

обработки и 

окраски завершает 

изготовление 

комплектующих 

перед сборкой 

буровой установки 

на открытой 

площадке. 

● Lidia 

Premina, in 

the sand blasting 

and paint 

shop, puts a 

finishing touch 

on rig parts 

prior to their 

assembly in 

the rig up yard. 


19



NOV then started discussions with the Russian government 

and that eventually lead to the investment that 

enabled the NOV Kostroma facility to be built.” 

NOV Kostroma’s first land rig order is for a 320- 

ton, 1,500 horse-power train rig equipped with an NOV 

TS-11SA top drive, all designed to operate in temperatures 

as low as minus 40 Celsius to plus 45 Celsius with, 

as Crawford puts it, “all sorts of environmental controls 

and comfort equipment so the driller can work safely and 

comfortably regardless of environmental conditions.” 

“This first rig will be working in Azerbaijan near the 

Caspian Sea. One of this rig’s characteristics is that it has 

the ability to drill from onshore below the seabed, using 

horizontal push technology. By utilizing NOV Triplex mud 

pumps, this rig has the ability to drill long, horizontal sections 

in the earth,” Crawford said. 

As for the down-hole tool side, “we are currently 

manufacturing a full suite of down-hole tools including 

drilling bits, down-hole motors, cross-over subs, fishing 

tools and jars, for customers in Russia and the CIS, including 

Rosneft, LUKOIL and others. We have fixed cutter PDC 

bits in production right now. I think we’re on bit number 

55 or 60 as of this morning,” said Crawford during OGE’s 

early August tour of the facility. “This is the first time in the 

history of National Oilwell Varco that we are manufacturing 

drilling bits completely here in Russia.” 

“We have the only DMG Mori Seiki CNC machine 

(lathe and milling equipment) in this region of the world 

that can manufacture in 5-D. So we are able to take raw 

pieces of steel, place them into the CNC machine and make 

the drilling bit bodies or roller cone bits over the course of 

a couple of hours. This is unique for Russia and the CIS and 

we’re able to do that on a daily basis,” Crawford said. 

NOV’s Kostroma plant services top drives, blow out 

preventers and power sections as well. “We’ve been doing 

power section relines for the last six weeks. We can make 

brand new power sections, but we also do overhauls of old 

power sections that have been in service in Russia and the 

CIS market for the last 10 or 15 years,” he added. 

But most impressive is rig fabrication. “We are now 

well into fabrication and cutting of the mast, the substructure 

and the rails on the rig. It’s massive! And as the 

parts are finished, they go to the sand blasting and painting 

shop from where they are later returned for assembly. 

By September that assembly will be taking place outside 

in the rig up yard because it will be too big for the shop.” 

NOV Kostroma can export if it makes business sense. 

Products are manufactured according to API and other 

global standards as well as local GOST standards; all man- 

A Word About Sanctions 

Foreign companies that remain committed to the Russian market 

have, since mid-2014 created procedures that allow them to remain 

compliant with U.S. and European sanctions, while at the same time 

continuing to sell products and invest in the Russian market. 

NOV is one of those companies. As Anthony Crawford, plant manager 

at NOV’s Kostroma drilling equipment manufacturing facility 

explains: “As long as we can demonstrate at the moment before we 

accept the order that the customer is going to purchase the equipment 

for use in a non-sanction area for a non-sanctioned activity, then we 

are allowed to carry on with business." 

● The only DMG Mori Seiki CNC machine (lathe and milling 

equipment) in this region of the world 

● Единственный в регионе пятиосевой станок DMG 

Mori Seiki с ЧПУ 

По словам Кроуфорда, установка способна бурить длинные 

горизонтальные участки на суше благодаря буровым насосам 

NOV Triplex. 

Что касается скважинного инструмента, как утверждает 

Энтони Кроуфорд, в настоящее время завод производит 

полный набор скважинных инструментов, включая 

долота, забойный двигатели, перепускные переводники, 

ловильный инструмент и ясы для клиентов в России и странах 

СНГ, в том числе для таких компаний, как «Роснефть», 

«ЛУКОЙЛ» и др. «Только что мы поставили на производство 

PDC-долота. Сегодня утром мы выпустили продукцию с 

заводским номером 55 или 60, – сообщил он корреспонденту 

НГЕ во время экскурсии по заводу в начале августа. 

– Впервые в истории National Oilwell Varco мы наладили 

полный цикл производства буровых долот здесь, в России». 

«У нас есть единственный в регионе пятиосевой станок 

DMG Mori Seiki с ЧПУ (токарное и фрезерное оборудование). 

Таким образом, мы можем взять необработанную 

сталь, поместить ее в станок с ЧПУ и сделать корпус бурового 

долота или шарошечное коническое долото в течение 

нескольких часов. Это передовой опыт для России и СНГ, и 

мы в состоянии делать это на ежедневной основе», – сказал 

Кроуфорд. 

Завод в Костроме выполняет сервис верхних приводов, 

противовыбросового оборудования и силовых секций. 

Немного о санкциях 

Начиная с середины 2014 года иностранные компании, которые 

по-прежнему сохраняют приверженность российскому рынку, выработали 

подходы, позволяющие им не идти в разрез с санкциям США и Европы, 

продолжая продавать продукцию и инвестировать на российском рынке. 

NOV является одной из этих компаний. «Мы имеем право работать, 

если можем доказать перед получением заказа, что клиент обирается 

приобрести оборудование для использования в области и для целей деятельности, 

не подпадающих под действие санкций», – объясняет Энтони 

Кроуфорд, директор завода по производству бурового оборудования в 

Костроме. 


20 




PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК 

● It’s massive! 

● Размеры впечатляют! 

● As the parts are finished, they go to the sand blasting and painting shop 

● После того как детали готовы, они отправляются на пескоструйную 

обработку и покраску 

aged by NOV’s own in-house certification department. 

“We can export anywhere if we have a customer, and if 

ordering from the Russian facility makes sense for the 

customer and for NOV,” Crawford said. 

Can the plant compete cost-wise with other Russian 

manufacturers? “Absolutely,” says Crawford, “because 

materials that we’re purchasing is in line with the import 

replacement program of the Russian State. We purchase 

Russian steel.” 

“This is the first time that NOV has had full-cycle 

drilling rig manufacturing inside of Russia; full cycle drilling 

rig engineering inside of Russia; full cycle testing and 

after sales service inside of Russia. NOV has here a onestop 

shop. We have a service organization and we have a 

sales organization for selling products still manufactured 

outside of Russia,” Crawford said. 

“Another thing that is unique about this facility is 

that NOV has been one of the very few investors who have 

come to Russia in the last few years and have managed to 

build a large scale manufacturing operation,” Crawford 

said. “This was done from a strategic standpoint obviously 

because NOV does see a lot of promise and demand 

in Russia and the CIS over the next five to 10 years and 

beyond. This investment was something that NOV went 

into with a long-term vision, and as many of my colleagues 

in Houston and I have joked, I might even end up 

retiring here!” 

«В течение последних шести 

недель мы занимаемся ремонтом 

силовой части. Мы можем 

как изготавливать совершенно 

новые секции, так и выполнять 

капитальный ремонт старых 

силовых секций, которые 

использовались в России и 

странах СНГ в последние 10-15 

лет», – добавил он. 

Но больше всего впечатляет 

производство буровых 

установок. Вот что говорит об 

этом директор завода: «Мы сейчас 

заняты изготовлением и 

резкой мачты, фундаментальной 

рамы и рельс на буровой 

установке. Размеры впечатляют! 

После того как детали 

готовы, они отправляются на 

пескоструйную обработку и 

покраску, откуда позже возвращаются 

на сборку. К сентябрю 

сборка будет проходить на 

улице, на площадке для монтажа, 

потому что в цех установка 

уже не поместится». 

Если это будет выгодно, 

NOV может наладить экспорт 

из Костромы. Изделия изготавливаются 

в соответствии с 

API и другими мировыми стандартами, 

а также местными 

стандартами ГОСТ под руководством 

внутреннего отдела 

сертификации NOV. По словам 

Энтони Кроуфорда, завод 

может экспортировать в любую точку по желанию заказчика, 

если заказ с производственных мощностей NOV выгоден 

для обеих сторон. 

Кроуфорд утверждает, что завод может экономически 

эффективно конкурировать с российскими производителями, 

поскольку приобретает материалы, соответствующие 

программе импортозамещения, в том числе и российскую 

сталь. 

«NOV впервые наладила в России полный цикл производства 

буровых установок, полный цикл проектирования 

буровых установок, а также полный цикл тестирования и 

гарантийного обслуживания. Компания реализовала здесь 

комплексный подход. У нас есть сервисная структура и 

структура для продажи продукции, выпускаемой за пределами 

России», – отметил он. 

«Уникальность завода заключается также и в том, 

что NOV стала одним из немногих инвесторов, пришедших 

в Россию за последние несколько лет и сумевших 

построить крупномасштабное производство, – говорит 

Кроуфорд. – Очевидно, это делалось из стратегических 

соображений, поскольку компания действительно считает 

рынки России и стран СНГ очень перспективными 

как в краткосрочной – на ближайшие 5-10 лет, так и в 

более долгосрочной перспективе. Средства вкладывались 

с расчетом на долгосрочную перспективу, и как 

мы шутим с коллегами в Хьюстоне, я мог бы даже выйти 

здесь на пенсию!» 


21

R&D 

Gazprom Neft R&D Center 

Relies on Integrated Approach 

«Газпром нефть НТЦ» 

делает ставку на 

интегрированный подход 

PHOTO:GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ 

Elena Zhuk 

Елена Жук 

The following year Gazprom Neft R&D Center 

(Gazpromneft NTC) will celebrate its 10th anniversary. 

OGE visited Gazpromneft NTC St. Petersburg 

department, and its staff spoke on the challenges Russian 

oil and gas science faces, on how it helps the producer to 

achieve high production performance, and ultimately, on 

the goal to produce 100 million tons of oil equivalent in 

2020. 

Today Gazpromneft NTC employs 850 people, 600 

of them in St. Petersburg, 250 in Tyumen that enables 

the company to cover its global reach. 

Speaking about the activity of the center, its CEO, 

Doctor of Technical Sciences, Professor, Director of 

Gazprom Neft Technology Directorate Mars Khasanov 

puts emphasis on the word “integrated.” “It means when 

we make technology decisions, we consider oil reservoir 

characteristics and also take into account how wells 

will be drilled to reach the reservoir, what kind of facilities 

will be located at the site, where oil and gas will be 

shipped, and how much all of this will cost,” he explains. 

“The combination of these elements in a technicaleconomic 

model and the adoption of global solutions 

for the entire system is the highlight of our R&D Center”. 

First of all, the center’s activities are aimed at 

achieving Gazprom Neft’s industrial goals. The company’s 

Technology Strategy formulated in 2014 provides 

the toolkit necessary for this. 

В 

следующем году научно-технический центр «Газпром 

нефти» («Газпромнефть НТЦ») отметит свое десятилетие. 

НГЕ побывала в Санкт-Петербургском отделении 

«Газпромнефть НТЦ», сотрудники которого рассказали о 

том, какие задачи решает российская прикладная нефтегазовая 

наука и как это помогает добывающей компании 

достигать высоких производственных показателей, и, прежде 

всего, поставленной цели добывать 100 млн т н.э. в 2020 

году. 

Сегодня в «Газпромнефть НТЦ» трудится 850 человек, 

600 из них – в Санкт-Петербурге, 250 – в Тюмени, что позволяет 

охватить большую географию работы компании. 

Рассказывая о деятельности центра, его генеральный 

директор, доктор технических наук, профессор, руководитель 

дирекции по технологиям «Газпром нефти» Марс 

Хасанов делает акцент на слове «интегрированный». «Оно 

означает, что при принятии технологических решений мы 

не только рассматриваем характеристики нефтяного пласта, 

но также учитываем, как до этого пласта будем бурить 

скважины, какие объекты будут расположены на поверхности, 

куда мы будем транспортировать нефть и газ, и сколько 

все это будет стоить, – поясняет он. – Объединение этих 

элементов в одну технико-экономическую модель и принятие 

глобальных решений для всей системы в целом и есть 

«изюминка» нашего научно-технического центра». 

Прежде всего, работа центра связана с решением производственных 

задач «Газпром нефти». Необходимый для 



НИОКР 

The Strategy consists of nine areas, currently five 

programs have been developed and approved pertaining 

to drilling and well intervention technology, unconventional 

reserves development, oil recovery increase 

and well stimulation, assets e-development (ERA), as 

well as exploration technologies. 

The team of company specialists performs geological 

modeling, creates integrated development concepts, 

carries out drilling control, ensures the effectiveness of 

the drilled well stock and is engaged in increasing oil 

recovery. 

At each of these stages the center develops its own 

methods and software products. 

Gazpromneft NTC Focuses on Basin 

Modeling, Other Technology to Find 

and Estimate Reserves 

“Exploration is a basic foundation of a long process 

chain. This is the most strategically oriented direction 

of our company,” says Oxana Zakharova, Head of the 

Reserve Base Development Department at Gazpromneft 

NTC. 

In accordance with the Strategy, from 2015 to 2025 

access has to be provided to the resource base of 200 

million tons of oil equivalent in basins with complex 

tectonics by creating regional models of deposits that 

will take into account the key exploration areas. 

Along with geomechanics that enables prediction 

of oil and gas traps, cracks, hydrocarbon penetration 

into reservoir, reservoir properties, basin modeling is 

another key area of Gazpromneft NTC’s activity. “The 

task of basin modeling is a search of prospective targets 

(traps), forecast of hydrocarbon type they contain, and, 

of course, the calculation of the amount of these hydrocarbons,” 

said Zakharova. According to her, over the past 

few years R&D Center developed about 15 basin models, 

● Mars Khasanov, Director of Gazprom Neft Technology Directorate 

and Gazpromneft NTC General Director. 

● Хасанов Марс Магнавиевич, руководитель дирекции 

по технологиям ОАО «Газпром нефть», генеральный директор 

ООО «Газпромнефть НТЦ». 


этого инструментарий обеспечивает Технологическая стратегия 

компании, сформированная в 2014 году. 

Всего у стратегии девять направлений, в настоящее 

время разработано и утверждено пять программ, связанных 

с технологиями бурения и внутрискважинных работ, разработкой 

нетрадиционных активов, повышением нефтеотдачи 

и итенсификацией притока, электронной разработкой 

активов (ЭРА), а также технологиями геологоразведки. 

Команда, состоящая из специалистов компании, занимается 

вопросами геологического моделирования, создает 

интегрированные концепты разработки, осуществляет 

контроль бурения, обеспечивает эффективность работы 

пробуренного фонда скважин и занимается увеличением 

нефтеотдачи пластов. 

На каждом из этих этапов в центре разрабатывают собственные 

методики и программные продукты. 

Найти и оценить 

«Геологоразведка – основополагающий фундамент 

длинной технологической цепочки. Это самое стратегически 

ориентированное направление в нашей компании», 

– отмечает Оксана Захарова, начальник департамента развития 

ресурсной базы «Газпром нефть НТЦ». 

В рамках Технологической стратегии планируется с 

2015 по 2025 годы обеспечить доступ к ресурсной базе 200 

млн т н.э. в бассейнах со сложной тектоникой, создавая 

региональные модели месторождений с учетом ключевых 

направлений геологоразведки. 

Наряду с геомеханикой, обеспечивающей прогнозирование 

ловушек нефти и газа, разломов, путей проникновения 

углеводородов в пласт, коллекторских свойств, другим 

ключевым направлением в фокусе активности «Газпром 

нефть НТЦ», является бассейновое моделирование. «Задача 

бассейнового моделирования – это поиск перспективных 

объектов (ловушек), прогноз типа углеводородов, которые в 

них содержатся, и, конечно, расчет количества этих углеводородов», 

– рассказывает Захарова. По ее словам, за несколько 

последних лет в НТЦ построили около 15 бассейновых 

моделей, сравнявшись по некоторым направлениям с мировыми 

лидерами в этом сегменте, компаниями Beicip-Franlab 

и Schlumberger. 

Непосредственному моделированию геофизических 

процессов и оценке результатов, на которые, в среднем, 

уходит несколько месяцев, предшествует анализ геологогеофизической 

информации, начиная от керна и заканчивая 

сейсморазведкой пород, которые откладывались на 

территории. 

«В последнее время технологии сейсморазведки развиваются 

очень интенсивно, происходит обмен опытом и 

технологиями со смежными областями. В компании развиваются 

методики по выявлению сейсмических образов, 

и этом опытом мы делимся с коллегами, которые занимаются 

резонансной томографией, – рассказывает о новом 

направлении Андрей Бочков, зам. генерального директора 

«Газпромнефть НТЦ» по геологоразведочным работам и 

развитию ресурсной базы. «Консолидируя возможности 

нефтегазовой разведки и медицинской томографии можно 

выполнять достаточно детальные исследования, понять, что 

представлял собой пласт, какова была динамика осадконакопления 

и где с наибольшей вероятностью могут располагаться 

залежи нефти и газа», – добавляет он. 

В «Газпромнефть НТЦ» делают ставку на такие технологии 

геологоразведки, как лучевое моделирование, в перспективе 

способное снизить затраты на сейсморазведку и 


23

R&D 


in some areas the company came up to Beicip-Franlab 

and Schlumberger, the world leaders in this segment. 

The modeling of geophysical processes and results 

evaluation, which, on average, takes several months, is 

preceded by geological and geophysical data analysis, 

starting from the core samples and ending with seismic 

of rocks, which were deposited in the territory. 

“In recent years, seismic technology develops very 

rapidly, there is an exchange of experience and technologies 

with allied industries. The company develops 

methods to identify the seismic images and we 

share this experience with colleagues engaged in resonance 

imaging,” Andrei Bochkov, Gazpromneft NTC 

Deputy Director on the Exploration and Reserve Base 

Development tells about new trend. “By consolidating 

the possibilities of oil and gas exploration and medical 

imaging, detailed studies may be carried out to understand 

the structure of the layer, the deposits’ dynamics, 

and the most likely location of oil and gas reserves,” he 

added. 

Gazpromneft NTC relies on such exploration technologies 

as raypath modeling that in the long term 

is able to reduce the cost of seismic and exploratory 

drilling by 2,7 billion rubles by increasing the accuracy 

of geological modeling, and also on the special processing 

of seismic data that enhances the low frequencies’ 

energy in seismic. The latter technology is extremely 

important for the East Siberian fields as it cuts down the 

drilling costs by 2,6 billion rubles. 

Today 10 exploration technology projects are 

being implemented and another four projects are to be 

launched this year. 

Integrated Approach Plays a Critical Role 

After geologists create conceptual geological model 

specialists with expertise in deposits development get 

down to business. 

“We have chosen to use a single software product 

NGT-Smart. This is completely Russian development 

which allowed to unite on a single platform all the 

techniques, tools and approaches used by us starting 

from reservoir engineering to monitoring and correc- 

● Geomate information and geological system comprises about 80 percent 

of operations conducted to analyze geological and geophysical data. 

● Информационно-геологическая система «Геомэйт» объединила 

порядка 80% проводимых операций по анализу геологогеофизической 

информации. 

разведочное бурение на 2,7 млрд рублей за счет повышения 

точности построения геологических моделей, а также специальную 

обработку сейсмических данных, повышающую 

энергию низких частот при сейсморазведке, что особенно 

актуально для месторождений Восточной Сибири, и позволяющую 

снизить затраты на бурение на 2,6 млрд рублей. 

Сегодня реализуется 10 технологических проектов в 

области геологоразведки, четыре планируется к запуску в 

этом году. 

Интегрированный подход 

После создания геологами концептуальной геологической 

модели за дело берутся специалисты по разработке 

месторождений. 

«Мы пошли по пути использования единого программного 

продукта NGT-Smart. Это полностью российская разработка, 

позволяющая на одной платформе объединить все 

методики, инструменты и подходы, применяемые нами от 

стадии проектирования месторождения до мониторинга и 

принятия корректирующих мероприятий по повышению 


Spreading Knowledge 

Not all Gazpromneft NTC activity areas are associated with 

partiсipation in specific technology projects. One of them is the corporate 

system-wide work on the company’s technological development 

management, on the creation of new methods and standards, 

on spreading of knowledge and best practices accumulated by center 

experts, together with specialists from all company’s departments and 

production services during the work on real projects. Thus, says Mars 

Khasanov, there is a synergy of science and practice, which is much 

talked of, but is quite difficult to organize in practice. 

“One of the major challenges of our industry and probably, of 

the entire country is that the knowledge is being lost. We pay great 

attention to the creation of culture, structures, procedures that 

allow you to take care of knowledge, accumulate it, process, recycle, 

extract the most useful knowledge, to spread knowledge,” said 

Khasanov. 

Gazpromneft NTC created an online system of knowledge 

spread, similar to Wikipedia. In addition, the company translates 

Распространение знаний 

Не все направления, над которыми работает «Газпромнефть НТЦ», связаны 

с участием в конкретных технологических проектах. Одно из них – 

общесистемная корпоративная работа над управлением технологическим 

развитием компании, созданием новых методик и стандартов, распространением 

знаний, лучшего опыта, который накапливается специалистами 

центра совместно со специалистами всех подразделений и производственных 

служб компании в работе над реальными проектами. Таким образом, 

говорит Марс Хасанов, происходит синергия науки и практики, о которой 

много говорят, но которую довольно сложно организовать на практике. 

«Одна из основных проблем нашей отрасли, а может быть, и всей 

страны в целом, состоит в том, что знания теряются. Мы уделяем большое 

внимание созданию культуры, структур, процедур, которые позволяют 

бережно относиться к знаниям, аккумулировать их, обрабатывать, 

перерабатывать, выделять из множества знаний наиболее полезные, 

распространять знания», – говорит Хасанов. 

В «Газпромнефть НТЦ» создана онлайн система распространения знаний, 

наподобие Википедии. Кроме того, в компании переводят на рус- 

24 



НИОКР 

tive action to improve the efficiency of development”, 

says Alexander Sitnikov, Deputy Director for Deposits 

Development at Gazpromneft NTC. 

According to Sitnikov, the idea of creating a working 

space of developer is not new, but its uniqueness 

lies in the fact that all the techniques and tools are integrated 

into a single platform. 

Platform “draws” the data from a single database, so 

the same information on wells being drilled some 1,000 

kilometers away from the computers may be seen and 

discussed both at the company’ subsidiary and at the 

corporate center. 

“There are areas, especially basin modeling, simulation 

of hydraulic fracturing, geological modeling, 

where we have a few domestic software products,” 

Khasanov said. “I hope that soon we will resolve all 

problems in this area given Russia’s high educational 

standards in physics and mathematics; much has 

already been done there and work goes at a faster 

pace,” he added. 

Also, integrity is one of the key aspects of the ERA 

(the Electronic Asset Development) long-term technology 

program. ERA is a strategy for Gazprom Neft 

IT-projects development in such fields as exploration, 

geology, drilling, development, production, oilfield construction. 

Currently over 30 projects included in ERA are 

in operation. 

“ERA is not only about digital technology, computers, 

clusters, etc. We talk here about intelligent systems 

that enable you to reach a huge number of different 

data. It may be well logs, production data and geological 

maps hand-drawn some 30 years ago. The challenge 

is to combine all this knowledge and on this basis to 

make decision on the development, construction, infrastructure 

and so on,” says Head of New Technologies 

Department of Gazprom Neft NTC Denis Prokofiev. 

Acknowledged by NOVATEK and Gazprom experts 

as the best practice in 2015, the workplace of engineergeologist 

(Geomate program, ERA component) makes it 

possible to carry out almost 80 percent of analysis in a 

single application. 

эффективности разработки», – рассказывает Александр 

Ситников, зам. генерального директора по разработке 

месторождений «Газпромнефть НТЦ». 

По словам Ситникова, идея создания рабочего места 

разработчика не нова, но ее уникальность состоит в том, 

что все методики и инструменты интегрированы в одной 

платформе. 

Платформа «подсасывает» данные из единой базы, и, 

например, одну и ту же информацию по скважинам, которые 

бурятся за 1 000 километров от компьютера, можно 

видеть и обсуждать как в дочернем обществе, так и в корпоративном 

центре компании. 

«Есть направления, особенно бассейновое моделирование, 

моделирование ГРП, геологическое моделирование, 

где мало отечественных программных продуктов, – говорит 

Марс Хасанов. – Надеюсь, в ближайшее время мы решим все 

задачи в этой области, потому что Россия – страна с хорошим 

физико-математическим образованием, у нас много 

успехов здесь, и работа идет большими темпами». 

Интегрированность также является одним из ключевых 

аспектов долгосрочной программы технологического 

направления ЭРА (электронная разработка активов). ЭРА 

– это стратегия развития IT-проектов «Газпром нефти» в 

таких направлениях деятельности, как геологоразведка, 

геология, бурение, разработка, добыча, обустройство месторождений.На 

текущий момент в работе находится более 30 

проектов, входящих в ЭРА. 

«ЭРА – это не только цифровые технологии, компьютеры, 

кластеры и так далее. Мы говорим об интеллектуальных 

системах, которые позволяют охватить гигантское количество 

разных данных. Это может быть каротаж скважин, 

данные о добыче, геологические карты, нарисованные „от 

руки“ 30 лет назад. Задача – все эти знания объединить и на 

основе этого принять решение о разработке, строительстве 

инфраструктуры и так далее», – рассказывает начальник 

департамента новых технологий Научно-технического центра 

«Газпром нефти» Денис Прокофьев. 

Признанное в 2015 году лучшей практикой экспертами 

«НОВАТЭКа» и «Газпрома» рабочее место инженера-геолога 

(программа «Геомэйт», составная часть ЭРА), позволяет проводить 

около 80% анализа в одном приложении. 

into Russian and publishes international bestsellers in the framework 

of Gazprom Neft series. “Currently, five books have been 

translated and published. We started publishing the famous SPE – 

Petroleum Engineering Handbook, Volumes I-VII; by now, we have 

translated three books. Based on our translations, an electronic 

resource in Russian will be created that provides access to information 

from the handbook. 

Multidisciplinary and integration requires cooperation of specialists 

in different areas, which are now present in Gazpromneft NTC. “We 

have experts in conceptual engineering, although this trend has not yet 

been sufficiently developed in Russia; they are cost engineers who create 

cost models based on information analysis that enables decisionmaking 

on the basis of economic indicators,” said Khasanov. 

At NTC, the amount of physicists, chemists, and math specialists 

is unusually large for an oil company. Their average age is 31 years. 

According to Mars Khasanov, it gives the center a competitive advantage 

as young employees develop new fields and master new methods 

and software products better. 

ский язык и издают в рамках серии «Газпром нефти» международные 

бестселлеры. «В настоящее время переведено и издано пять книг. Мы 

приступили к изданию известного семитомника SPE, справочника SPE 

– Petroleum Engineering Handbook; к настоящему время перевели три 

книги. На основе наших переводов будет создан электронный ресурс на 

русском языке, обеспечивающий доступ к информации из справочника. 

Мультидисциплинарность и интегрированность, требует взаимодействия 

специалистов самых различных областей, которые сегодня присутствуют 

в «Газпромнефть НТЦ». «У нас есть специалисты по концептуальному 

инжинирингу, это направление не так сильно развито в России, 

кост-инженеры, которые на основе анализа информации создают стоимостные 

модели и позволяют принимать решения на основе экономических 

показателей», – говорит Хасанов. 

В НТЦ непривычно большое для нефтяных компаний количество 

физиков, химиков, математиков. Средний возраст специалиста составляет 

31 год, что, по мнению Марса Хасанова, является конкурентным 

преимуществом, поскольку новые месторождения, методики и программные 

продукты лучше осваиваются молодыми сотрудниками. 


25

R&D 


SOURCE:GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ 

w/y 

скв./ г 

600 

400 

200 

High-tech wells drilling 

Динамика бурения высокотехнологичных скважин 

0 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 

By 2025, the effect of the integrated design and 

systematization of geological and engineering data program 

amounts to 24 billion rubles. 

Mastering High-Tech Wells Drilling at DSC 

At NTC, it is possible to receive production data 

from wells in the on-line mode and also to control 

drilling process. While drillers have already mastered 

drilling of traditional vertical wells, drilling of horizontal 

wells with multistage hydraulic fracturing (MSHF), 

as well as drilling of multilateral wells and their combinations 

is still associated with certain difficulties. 

However, today Gazprom Neft put drilling of horizontal 

wells with MSHF on stream, and by summer of 2016 

the number of frac stages conducted in one well has 

reached 30. 

To monitor drilling of these high-tech wells, the 

number of which has been increasing in recent years, 

Drilling Support Center (DSC) was established in 2012 

as part of NTC. In 2015, the share of high-tech wells 

was more than 40 percent of the total number of wells 

drilled by Gazprom Neft. 

DSC operates round the clock, supporting more 

than 600 wells per year, more than 20 wells per day, 

80-100 wells per month. 

“One of DSC’s objectives is to ensure that drilling 

proceeds in accordance with the project. Sometimes 

deviations from the project path happen in the course 

of drilling and you have to react promptly and take steps 

to get back to the oil reservoir. This is the main problem. 

The second problem stems from the fact that the reservoir 

model created initially may be not be confirmed 

in the course of drilling,” says Vitaly Korbyakin, Head of 

Drilling Support Center. 

Geologists and drillers at DSC have a link with 

the field via a dedicated communication channel. 

Information is transmitted on-line via satellite, then 

processed and on its basis, the well trajectory is corrected 

without the need to stop the drilling process. As 

Korbyakin said, with the establishment of DSC and the 

start of high-tech wells monitoring, the drilled horizontal 

part increased on average from 65 percent to 87 

percent in the current year, and the target is 90 percent. 

Horizontal wells (HW) + 

sidetracks 

ГС + боковые стволы 

Horizontal wells, total 

Горизонтальные 

скважины, всего 

ГС + МГРП 

HW + MSHF* 

*Horizontal wells (HW) with 

multistage hydraulic fracturing 

(MSHF) 

* Горизонтальные скважины (ГС) с 

многостадийным гидроразрывом 

пласта (МГРП) 

Эффект программы интегрированного 

проектирования 

и систематизации геолого-технических 

данных до 2025 года 

составляет 24 млрд рублей. 

Бурение под 

пристальным 

наблюдением 

В онлайн-режиме в НТЦ 

можно не только получать промысловые 

данные по скважинам, 

но и контролировать проведение 

бурения. Если бурение 

традиционных вертикальных 

скважин в практике буровиков 

– освоенный этап, то бурение 

горизонтальных, скважины с 

многостадийным ГРП (МГРП), 

многоствольных скважин и их комбинаций связано с рядом 

сложностей. Вместе с тем, сегодня в «Газпром нефти» бурение 

горизонтальных скважин с МГРП поставлено на поток, а 

к лету 2016 года число проводимых стадий ГРП на скважине 

достигло 30. 

Для контроля бурения таких высокотехнологичных 

скважин, число которых в последнее время увеличивается, 

в 2012 году в рамках НТЦ был создан Центр сопровождения 

бурения (ЦСБ). На долю высокотехнологичных приходится 

более 40% от общего числа скважин, пробуренных «Газпром 

нефтью» в 2015 году. 

ЦСБ работает в круглосуточном режиме, поддерживая 

ввод более 600 скважин в год, ежедневно – 20 и более скважин, 

ежемесячно – 80-100 скважин. 

«Одна из задач ЦСБ – контролировать, что бурение 

идет в соответствии с проектом. Случается, что в процессе 

бурения происходят отклонения от проектной траектории, 

нужно своевременно реагировать и разрабатывать мероприятия, 

чтобы вернуться в нефтяной пласт. Это основная 

задача. Вторая задача связана с тем, что модель пласта, которая 

была создана изначально, может в процессе бурения не 

подтвердиться», – рассказывает Виталий Корбякин, начальник 

Центра сопровождения бурения. 

Собранным на площадке ЦСБ геологам и буровикам 

обеспечивается канал связи с месторождением, информация 

передается через спутник в режиме онлайн, обрабатывается 

и на ее основе без остановки бурения корректируется 

траектория скважины. 

Как рассказал Корбякин, с момента создания ЦСБ и 

контроля за высокотехнологичными скважинами, пробуренная 

горизонтальная часть в нефтяном пласте увеличилась 

в среднем с 65 до 87% в текущем году, целевой показатель 

– 90%. Вдвое сокращено время строительства наиболее 

сложных скважин, в том числе – в баженовском пласте. 

Неприступная свита 

Последний, на протяжении нескольких последних лет 

являющийся предметом детального изучения, пока не дает 

желаемого коммерческого вклада в добычу. Тем не менее, 

это направление, наряду со строительством высокотехнологичных 

скважин в связи с ухудшением структуры запасов 

является одним из важнейших для компании, поставившей 

цель добывать из баженовской свиты 2,5 млн т углеводоро- 

26 



НИОКР 

Construction time reduced twice for the most difficult 

wells, including those in the Bazhenov formation. 

Rock-Solid Bazhenov Formation 

Bazhenov formation that has been the subject of 

detailed study in the last few years still does not give 

the desired contribution to the commercial production. 

However, along with the construction of hightech 

wells due to reserves’ deterioration this formation 

is one of the most important for the company 

that has set a goal to produce from the Bazhenov 

formation 2.5 million tons of hydrocarbons in 2025, 

and to prepare about 100 million tons of recoverable 

reserves. 

Meanwhile, the company conducts experimentalindustrial 

study of Bazhenov formation. “It would be 

unfair to say that we do not know Bazhenov formation 

geology. Another thing is that we have not yet 

learned how to predict it at the micro level, and most 

importantly, have not learned to develop,” says Alexei 

Vashkevich, Director of Exploration and Resource Base 

Development Directorate at Gazprom Neft. 

According to Vashkevich, one of the limitations 

is associated with the possibilities of the Russian oilfield 

services market. “For example, for Priobskoye 

field, having all the preliminary research and testing 

done and samples taken, we’ve decided that today 

we can’t do well design and frac design that we need. 

We didn’t even try and decided to get back to it in 

two-three years, after learning to make the necessary 

assemblies for well completion.” Still, Vashkevich 

notes that Gazprom Neft became the first oil producer 

in Russia to use a domestic service company 

for a comprehensive well placement and completion 

in Bazhenov formation, thus creating a new sector of 

services. 

One of technological challenges is to study the 

opportunities of cluster hydrofrac that has not yet 

been studied properly worldwide, to carry out up to 30 

fracture initiation points by 100 meters. To create a geomechanical 

frac simulator for unconventional reserves 

, the company united in the consortium with Gubkin 

Russian State University of Oil and Gas, MIPT, Skoltech, 

and Lomonosov Moscow State University. 

“The most important indicator¸ which pushes us 

today from commercial production with Bazhen is 

the cost. We need to spend about 5,000 rubles per ton 

of future production, this is the trigger point,” says 

Vashkevich. 

Today, the company’s cumulative production per 

well of Bazhenov formation is on average about 10,000 

tons. The task is to ensure the growth rate of up to 35,000 

tons, compared with the average well at Priobskoye field 

providing about 60,000 tons of cumulative production. 

“We have to trod the same path as our Western 

counterparts with regard to standardization and cost on 

the one hand, and increasing of wells’ productivity up to 

the limit – on the other hand,” Vashkevich says about 

the technological goals set until 2025, aimed at commercializing 

of Bazhenov formation’s oil production. 

Over the past two years, Gazprom Neft investments 

in Bazhenov formation study amounted to 2 billion 

rubles a year. 

дов к 2025 году, подготовив около 100 млн т извлекаемых 

запасов. 

Пока же ведется опытно-промышленное изучение 

бажена. «Сказать, что мы не знаем геологию „бажена“, было 

бы несправедливо. Другое дело, что мы пока не научились 

его прогнозировать на микроуровне, и, самое главное, не 

научились разрабатывать», – говорит Алексей Вашкевич, 

возглавляющий дирекцию по геологоразведочным работам 

и развитию ресурсной базы компании «Газпром нефть». 

По словам Вашкевича, одно из ограничений связано 

с возможностями российского нефтесервисного рынка. 

«Например, по Приобскому месторождению, проведя все 

предварительные исследования и испытания, отобрав 

пробы, проделав камеральную работу, мы пришли к выводу, 

что дизайн скважины и ГРП, который нам нужен, на 

сегодняшний день выполнить не сможем. Мы даже не стали 

пробовать и решили, что к этой теме вернемся через дватри 

года, когда научимся делать необходимые компоновки 

заканчивания». 

42% 

High-tech drilling share as a percentage of total well 

number in 2015 

Доля высокотехнологичного бурения в общем 

количестве скважин 2015 

Вместе с тем, Вашкевич отмечает, что «Газпром нефть» 

стала первой из добывающих компаний в России, воспользовавшейся 

услугами отечественного подрядчика для 

комплексного сопровождения и заканчивания скважин на 

баженовской свите, тем самым создавая новый сектор сервисных 

услуг. 

Одной из технологических задач является изучение 

возможностей кластерного ГРП, пока еще малоизученного 

в мире направления, с тем, чтобы выполнять около 30 точек 

инициации гидроразрыва на 100 м. Чтобы создать геомеханический 

симулятор ГРП для нетрадиционных запасов, 

компания объединила усилия с РГУ нефти и газа им. 

Губкина, МФТИ, Сколтехом и МГУ им. М. В. Ломоносова в 

составе консорциума. 

«Самый важный показатель¸ который нас сегодня оттесняет 

от коммерческой добычи с бажена, – стоимость. Мы 

должны тратить около 5 000 рублей на одну тонну будущей 

добычи, это триггерный показатель», – говорит Вашкевич. 

Сегодня в компании на одну скважину баженовской 

свиты в среднем приходится около 10 тыс. т накопленной 

добычи. Задача – обеспечить рост показателя до 35 тыс. т, 

для сравнения средняя скважина Приобского месторождения 

обеспечивает около 60 тыс. т накопленной добычи. 

«Мы должны повторить тот путь, который прошли 

наши западные коллеги с точки зрения стандартизации и 

затрат, с одной стороны, а с другой стороны – повышения 

производительности скважин до максимального предела», – 

говорит Вашкевич о технологических задачах, намеченных 

до 2025 года, с целью коммерциализации добычи нефти 

баженовской свиты. 

За последние два года инвестиции «Газпром нефти» в 

изучение бажена составляют порядка 2 млрд рублей в год. 


27

MEASUREMENT 

Guided Wave Radar 

Today’s Vanguard in Level Measurement 

Волноводный радар 

На передовых рубежах технологий измерения уровня 

SOURCE / ИСТОЧНИК: MAGNETROL 

Robert Botwinski 

Senior Global Product Manager, Magnetrol International 

Guided Wave Radar (GWR), the increasingly popular, 

industrial, loop-powered transmitter we know 

today, burst on the scene in the late 1990s. The 

Magnetrol® Eclipse® Model 706, like most devices, is based 

on the revolutionary Lawrence Livermore National Lab patent 

that in 1995 Popular Science magazine called “Radar on 

a Chip for $10”. 

Hard-fought Early Battles 

At first the Eclipse GWR was almost shunned. Why 

would a customer use an “RF capacitance-looking device” 

with a probe? Non-contact devices had clear advantages 

over contact with ultrasonic and radar transmitters already 

carving out their own niche in the marketplace. Installing 

a probe seemed almost archaic. But, the probe WAS the 

secret. 

What almost 15 years of experience has taught us is 

that the probe, the initial perceived weakness, is the real 

strength of the system. First, the probe offers a conductive 

path for the extremely low-energy signal to travel. This 

allows a maximum amount of energy to reach the surface 

where it is reflected and sent back to the transmitter for 

interpretation. Extremely low dielectric/low SG liquids 

like propane and butane can be measured with no problem. 

Non-contact radars can measure these liquids using a 

stillwell/ standpipe that essentially provides a guided wave 

device, but at a far greater cost. DPs can measure these 

materials but are subject to SG variations that will greatly 

affect accuracy. Secondly, since the probe is a conductive 

path that maintains control of the signal, energy is not scattered 

within the tank (like non-contact radar) where it can 

encounter numerous objects that create false targets. 

What has been revealed in the past 15 years is the special 

qualities of Eclipse Model 706 GWR that has allowed 

it to seep into the bag of instrumentation tricks we have 

Роберт Ботвински 

старший менеджер по продукции, Magnetrol International 

Завоевывающий все большую популярность промышленный 

волноводный радарный уровнемер (GWR) 

с питанием от токовой петли, которым мы пользуемся 

в настоящее время, появился на свет в конце 1990- 

х годов. Как и большинство устройств подобного типа, 

уровнемер Magnetrol® Eclipse® модели 706 основан на 

революционной технологии, патент на которую получила 

Национальная лаборатория Лоуренса в Ливерморе (США), 

о чем в 1995 году сообщал журнал Popular Science в статье 

«Радар в микросхеме за $10». 

Ожесточенные бои на ранних этапах развития 

технологий 

Вначале существовала определенная настороженность 

в использовании радарных уровнемеров Eclipse. С какой 

стати потребитель станет применять прибор, работающий 

на высокой частоте и при этом оснащенный зондом? 

Бесконтактные приборы имели явные преимущества над 

контактными устройствами, а ультразвуковые и радарные 

датчики уже прочно заняли свою нишу на рынке. Установка 

зонда выглядела просто архаично. Но именно в зонде таился 

главный секрет. 

Опыт, накопленный в течение 15 лет, показал, что зонд, 

считавшийся самым слабым местом, в действительности 

является сильной стороной системы. Во-первых, зонд обеспечивает 

путь для прохождения очень маломощного сигнала. 

Это обеспечивает подведение максимального количества 

энергии к поверхности среды, где происходит ее 

отражение и передача в обратном направлении к датчику 

для последующей обработки. Таким образом, появляется 

возможность измерения уровня жидких фракций таких 

газов, как пропан и бутан, обладающих низкой диэлектрической 

проницаемостью и малой удельной плотностью. 

Бесконтактные радары тоже могут измерять уровень 



ИЗМЕРЕНИЯ 

come to count on every day. GWR, as a technology, has 

slowly become the standard in process and storage tanks 

around the globe. First it was used as a problem-solver. 

Then, as users gained confidence, it became a daily staple 

on their level measurement menu. 

This article will not explore the simple, generic applications 

we know can be solved with almost any level measurement 

technology including GWR. Rather, we intend to 

highlight a few of the special areas where users have found 

particular success in solving nagging measurement problems 

and the Eclipse GWR has become their go-to technology 

as application knowledge and product performance 

have evolved. 

Radar Echo – Is Bigger Always Better? 

Much has been said in the radar world about the need 

for a strong signal, (i.e., a high-amplitude transmitted signal 

to the medium you are measuring). It might seem like 

heresy to say it is not the real issue, but is it? In some ways, 

the radar signal is like the sound from a radio to which you 

are listening. If you want it louder, you amplify the signal – 

an easy task. However, if there is a high noise level behind 

the desired signal, what you get is garbled. The same situation 

occurs in the radar world. This relationship between 

the wanted and unwanted signals is called Signal to Noise 

Ratio, abbreviated as SNR. Strong amplitude is a “brute 

force” approach and is much easier to achieve than overall 

SNR. In practical use the design with a greater SNR is more 

robust and far less likely to have issues with unwanted 

reflections than one that has an inferior value. 

Modern radar designs strive to increase their SNR, and 

users would be wise to keep this lesser-known trait in mind 

as they choose between the various designs offered in the 

market. Low dielectric, turbulence and other challenging 

conditions are made easier with a superior SNR – and the 

new Eclipse Model 706 leads the industry in this area. 

Overfill Capability 

It is commonly understood that no level measurement 

technology is perfect in all applications. Many have 

issues measuring accurately to the very top of the tank. The 

most advanced of GWR designs remove this weakness that 

plagues so many devices in the radar category. This can be 

critical with media that are highly corrosive, toxic or otherwise 

dangerous in a spill. The ability to read to the very top 

of the vessel is often called Overfill Capability. 


этих фракций при использовании стояков/измерительных 

колодцев, которые, в сущности, также являются волноводными 

устройствами, но гораздо более дорогими. Измерение 

уровня этих материалов можно производить с помощью 

уровнемеров дифференциального давления, но их точность 

сильно зависит от удельной плотности измеряемой 

среды. Во-вторых, так как зонд является проводником, который 

управляет распространением сигнала, энергия не рассеивается 

по всему объему резервуара (что характерно для 

бесконтактных радаров) и не наталкивается на различные 

препятствия, создающие ложные измерительные сигналы. 

За последние 15 лет нам удалось в полной мере раскрыть 

уникальные свойства волноводного радарного уровнемера 

Eclipse модели 706, которые позволили включить его 

в ассортимент наших инструментальных средств, используемых 

в повседневной жизни. Волноводные радары – это 

технология, которая медленно, но уверенно становится 

стандартной во всем мире для применения в технологических 

резервуарах и емкостях-хранилищах. Сначала она 

использовалась для решения ограниченного круга задач. 

Впоследствии, когда пользователи обрели достаточную уверенность, 

эта технология стала основным элементом парка 

уровнемеров. 

В этой статье не рассматриваются простые и типовые 

задачи, которые, как мы считаем, могут быть решены 

с использованием почти любой технологии измерения 

уровня, включая и волноводные радары. Скорее, наша задача 

− обратить внимание читателя на специализированные 

области применения, где пользователи достигли наиболее 

значительных успехов в решении довольно трудных задач 

в области измерения уровня и где радарные волноводные 

уровнемеры Eclipse стали основной технологией по мере 

накопления новых знаний и совершенствования эксплуатационных 

характеристик оборудования. 

Отражение радарных сигналов: всегда ли 

«больше» значит «лучше»? 

В международном сообществе специалистов по радарным 

технологиям очень часто говорили о необходимости 

формирования мощных сигналов (т.е. сигналов большой 

амплитуды, посылаемых в направлении поверхности измеряемой 

технологической среды). 

На первый взгляд кажется, что отрицать данное утверждение 

совершенно бессмысленно, но так ли это? В некотором 

роде радарный сигнал очень похож на звук, исходящий из 

радиоприемника, который вы слушаете. Если нужно сделать 

его погромче, то вы увеличиваете амплитуду сигнала, что 

сделать довольно просто. Однако, если на полезный сигнал 

наложены значительные помехи, то в результате вы получите 

значительные искажения. То же самое происходит в 

мире радаров. Зависимость между желаемым и нежелательным 

сигналами называется отношением «сигнал – шум», или 

сокращенно ОСШ. Большая амплитуда – это «грубая сила», и 

ее значительно легче получить, чем реализовать необходимое 

отношение «сигнал – шум». На практике, конструкции с 

большими значениями ОСШ являются более надежными, и 

менее вероятно, что возникнут проблемы с нежелательными 

отражениями, чем у конструкций с меньшими ОСШ. 

В современных конструкциях радаров стремятся увеличивать 

значение ОСШ, и пользователи должны иметь 

ввиду эту малоизвестную особенность при выборе разных 

конструкций уровнемеров, предлагаемых на рынке. Низкая 

диэлектрическая проницаемость, турбулентность и дру- 


29

MEASUREMENT 


European agencies like WHG or VLAREM certify 

Overfill proof protection, defined as the tested, reliable 

operation when the transmitter is used as an overfill alarm. 

Further, it is assumed in their analysis that the installation 

is designed in such a way that the vessel or side-mounted 

cage cannot physically overfill. However, there are practical 

applications where a GWR probe can be completely 

flooded with level all the way up to the process connection 

(face of the flange). Although the affected areas are application 

dependent, typical GWR probes have a transition 

zone (or possibly dead zone) at the top of the probe where 

interacting signals can either affect the linearity of the 

measurement or, more dramatically, result in a complete 

loss of signal. 

While some manufacturers of GWR transmitters may 

use special algorithms to “infer” level measurement when 

this undesirable signal interaction occurs and the actual 

level signal is lost, the advanced design of the Eclipse 

Models 705 and 706 offer unique solutions by utilizing a 

concept called Overfill Safe Operation. An Overfill Safe 

probe is defined by the fact that it has predictable and uniform 

characteristic impedance all the way down the entire 

length of the waveguide (probe). This allows the probe to 

measure true level at all times. 

This probe design has the ability to measure accurate 

levels up to the process flange without any non-measurable 

zone at the top of the GWR probe. Overfill Safe GWR probes 

are a unique advancement because coaxial probes can be 

installed at any location on the vessel. Overfill Safe probes 

are offered in a variety of Coaxial and Caged designs. 

Guided Wave Radar in Chambers/Bridles 

and Magnetic Level Indicators 

Bridles and chambers have become popular means of 

level measurement, first due to use with displacer transmitters 

and now as an efficient means of external mounting 


гие неблагоприятные условия легче преодолеть при очень 

высоких значениях ОСШ, и с этой точки зрения новый 

уровнемер ECLIPSE модели 706 занимает лидирующее положение 

в отрасли. 

Работа в условиях переполнения 

Общеизвестно, что ни одна из технологий измерения 

уровня не является совершенной сразу для всех областей 

применения. Очень часто возникают проблемы с точностью 

измерения уровня в верхней части резервуара. В наиболее 

совершенных конструкциях GWR эта проблема, характерная 

для радаров данной категории, уже решена. Такая неточность 

может стать критически важным фактором, когда речь 

идет о возможности разлива агрессивных, высокотоксичных 

и других опасных технологических сред. Способность 

выполнять измерения в самой верхней части резервуара 

часто называют работой в условиях переполнения. 

Такие европейские контрольные органы, как WHG или 

VLAREM, проводят аттестацию систем защиты от переполнения, 

определяемую на базе проведения испытаний 

и подтверждения надежности уровнемера, работающего 

в качестве устройства контроля переполнения. Коме того, 

по результатам их анализа предполагается, что установка 

спроектирована таким образом, при котором в резервуаре 

или в монтируемой сбоку измерительной камере физически 

не может возникнуть переполнение. Однако существуют 

такие области применения, в которых зонд может быть 

залит полностью и уровень среды доходит до самого верха, 

т.е. до монтажного соединения с резервуаром (опорная 

поверхность фланца). Несмотря на то, что подверженные 

влиянию зоны зависят от области применения, в верхней 

части типовых зондов имеется переходная зона (или, возможно, 

«мертвая зона»), в которой взаимодействие сигналов 

может либо влиять на линейность измерений, либо, что 

более существенно, приводить к полной потере сигнала. 

В то время как некоторые производители волноводных 

уровнемеров могут использовать специальные алгоритмы, 

чтобы сделать заключение об измеряемом уровне 

при возникновении нежелательного взаимного влияния 

сигналов и потере сигнала от фактического уровня, в усовершенствованных 

уровнемерах ECLIPSE моделей 705 и 706 

предложены уникальные решения, использующие концепцию 

безопасной эксплуатации при переполнении. Важным 

отличием зонда с защитой от переполнения является то, что 

его характеристическое сопротивление равномерно распределено 

по всей длине волновода (зонда) сверху донизу и 

может быть рассчитано. Это дает возможность зонду всегда 

выполнять измерение действительного значения уровня. 

Такая конструкция зонда обладает способностью точно 

измерять уровни вплоть до фланцевого соединения с резервуаром, 

полностью исключая участки, где измерение невозможно. 

Волноводные зонды с защитой от переполнения 

имеют уникальную конструкцию, позволяющую устанавливать 

коаксиальные зонды в любом месте резервуара. Зонды 

с защитой от переполнения поставляются в различных 

модификациях коаксиального и камерного исполнения. 

Волноводные радарные уровнемеры, 

устанавливаемые в выносных камерах, 

и магнитные индикаторы уровня 

Выносные камеры стали распространенным средством 

для измерения уровня, прежде всего, благодаря совместному 

использованию с поплавковыми уровнемерами, а также 

30 




that allows isolation via shut-off valves. GWR has often 

been used in this configuration utilizing coaxial probes. 

However, the recent popularity of single rod probes (primarily 

due to their cost and higher immunity to buildup) 

has raised a set of important performance issues. 

Coaxial probes are the most efficient propagators of 

microwave energy, which is why everyone’s television signal 

is transmitted over coaxial cable. Single rod probes are 

inefficient in two key aspects: 

1. Launching the signal causes a large impedance 

mismatch at the top of the probe which creates noise that 

interferes with good target acquisition. 

2. Propagation of energy along the single rod probe is 

the least efficient of all GWR waveguides, which is not the 

best approach for optimal performance. 

Both of these issues are resolved in the Eclipse Model 

706 when its single rod probe is carefully impedancematched 

to the typical chambers/bridles seen in the process 

industries. In this way, there is no top-of-probe mismatch 

and, when done very carefully, the single rod probe/ 

cage combination effectively becomes a coaxial arrangement 

creating excellent propagation efficiency. 

The most recent Eclipse Model 706 developments 

have included this probe/chamber matching design which 

yields excellent performance at the lower cost of a single 

rod probe. 

● Saturated Steam applications. 

● Эксплуатация в системах с насыщенным паром. 

PHOTO / ФОТО: MAGNETROL 

Saturated Steam Applications 

Saturated steam applications (i.e., high temperature/ 

high pressure water used in power generation) touch on 

one of the theoretical weaknesses of radar. Radar technology 

has proven to be a successful level measurement technology 

because it can measure liquids that have drastically 

changing characteristics like dielectric, specific gravity 

conditions that cause accuracy headaches for conventional 

technologies like pressure cells and torque-tube transmitters. 

This is true because the speed of microwave propagation 

is based on the equation velocity = speed of light/ 

square root of dielectric (of vapor space). Typical process 

conditions have little effect on this equation until you enter 

the realm of high temperature/high pressure water (steam) 

applications that occur during power generation. 

As the temperature of saturated steam increases in 

these boiler and feedwater heater applications, the dielecнаружному 

монтажу, который позволяет обеспечить изоляцию 

с помощью запорных клапанов. В таких системах 

волноводные уровнемеры часто использовались в комплекте 

с коаксиальными зондами. Однако в последнее время 

широкую популярность приобрели одностержневые зонды 

(в основном благодаря низкой стоимости и устойчивости к 

налипаниям), что высветило ряд проблем, касающихся их 

эксплуатационных характеристик. 

Коаксиальные зонды являются наиболее эффективными 

проводниками энергии микроволнового диапазона, 

и именно поэтому телевизионный сигнал передается по 

коаксиальному кабелю. Эффективность одностержневых 

зондов определяется двумя ключевыми аспектами: 

1. При возбуждении сигнала происходит значительное 

рассогласование комплексного сопротивления в верхней 

части зонда, что приводит к созданию помех, оказывающих 

влияние на правильность обнаружения уровня поверхности 

среды. 

2. Распространение энергии по одностержневому 

зонду является наименее эффективным по сравнению с 

другими видами волноводов, что не очень хорошо сказывается 

на оптимальности эксплуатационных характеристик. 

Обе эти проблемы были решены в уровнемере ECLIPSE 

модели 706, где одностержневой зонд очень хорошо согласован 

по комплексному сопротивлению с типовыми измерительными 

камерами, широко применяемыми в различных 

технологических установках. При этом отсутствует 

рассогласование сопротивления в верхней части зонда, и 

при правильном монтаже комбинация одностержневого 

зонда и измерительной камеры становится коаксиальной 

системой, обеспечивающей превосходное распространение 

сигнала. 

В самых последних модификациях уровнемеров 

ECLIPSE модели 706 уже предусмотрено такое согласование 

зонда и измерительной камеры, что позволило получить 

отличные показатели при низкой стоимости одностержневого 

зонда. 

Эксплуатация в системах с насыщенным 

паром 

Системы с насыщенным паром (например, вода при 

высоких давлениях и температурах, используемая в энергетических 

установках) выявляют еще один теоретический 

недостаток радаров. Радарная технология доказала свое 

бесспорное преимущество в области измерения уровня, так 

как она может использоваться с жидкостями, имеющими 

сильно меняющиеся характеристики, такие как диэлектрическая 

проницаемость, удельная плотность, т.е. условия, 

которые влияют на точность традиционных измерительных 

приборов, например, преобразователей давления и 

датчиков, основанных на измерении крутящего момента. 

Это справедливо, потому что скорость распространения 

микроволн определяется уравнением: скорость = скорость 

света, деленная на корень квадратный из диэлектрической 

проницаемости (пространства пара). Типовые условия технологического 

процесса мало влияют на это уравнение 

до тех пор, пока дело не касается высоких температур и 

давлений воды (пара) в установке, которые характерны для 

систем производства энергии. 

По мере роста температуры насыщенного пара в котлах 

и нагревателях питательной воды диэлектрическая проницаемость 

полярного газа в объеме пара также возрастает. 

Это повышение диэлектрической проницаемости является 


31

MEASUREMENT 


Одна из сфер применения, набирающая все большую 

популярность, носит общее название «установки с питанием 

от солнечных батарей». Это относится к удаленным, 

часто необслуживаемым площадкам, на которых установлены 

системы, работающие на солнечной энергии с резервными 

батареями питания. На первый взгляд повышенные 

требования к эксплуатационным параметрам уровнемера 

не столь очевидны. Такие системы, исходя из принципа 

своего построения, имеют три основных критерия, которым 

они должны отвечать: малую потребляемую мощность, 

высокую скорость включения и высокое быстродействие. 

Требование малой потребляемой мощности сводится к 

способности работы от источника с минимальным напряжением 

12 В пост. тока (240 мВт при 20 мА). Это можно обеспечить 

напрямую либо с помощью цифровой линии связи 

HART® или MODBUS®, имеющей фиксированную и достаточно 

малую величину выходного тока, например 8-10 мА. 

В этом случае потребление энергии можно контролировать 

с достаточной степенью точности (в частности, с помощью 

многоканальной системы передачи данных). 

Высокая скорость включения является очень важным 

фактором для использования в установках с питанием от 

солнечной энергии. Учитывая, что площадки с оборудованием 

расположены на удалении, непрерывная передача 

информации обычно не является необходимым требованием. 

Часто достаточно обновления данных один раз в час или 

даже в сутки. Это позволяет строить высокоэффективные 

установки, потребляющие минимальное количество энергии. 

Настоящей проблемой уровнемеров является их способность 

возвращаться в рабочее состояние после выклюtric 

constant of the polar gas steam vapor space also 

increases. This increase in vapor space dielectric causes a 

delay in the GWR signal propagation as it travels down the 

probe, causing the liquid level to appear lower than actual. 

NOTE: The measurement error associated with this 

propagation delay depends on temperature and is a function 

of the square root of the vapor space dielectric constant. 

For example, with no compensation, a 450 F application 

would show a level error of about 5.5 percent, while 

a 600 F application would show an error approaching 20 

percent. 

The Eclipse GWR Model 706 features advanced measurement 

techniques that provide a unique solution to this 

application. Utilizing a mechanical steam target placed 

10-20 inches (250-500 mm) down a single rod probe can 

compensate for the effects of the changing steam conditions. 

(Some advanced designs have shortened this distance 

to 5 inches [125 mm] by utilizing a coaxial probe, 

which allows measurement closer to the very top.) 

Knowing exactly where the target is located at room 

temperature, then continuously monitoring its apparent 

location, the vapor space dielectric can be back-calculated. 

By knowing the vapor space dielectric, accurate compensation 

of the actual liquid level reading is accomplished. 

Remote Site and Solar Power Applications 

One application that has been gaining in popularity 

is generically called a “solar application.” This refers to a 

remote, often unmanned site, with a solar powered system 

with battery backup. The demand on transmitter performance 

may not be obvious at first glance. These systems, by 

their very design, have three key criteria that must be met: 

low power, fast turn-on time and fast response time. 

Low power has evolved to mean the ability to operate 

at 12VDC minimum (240mW@20mA). This can be 

accomplished directly or with the use of a digital signal like 

HART® or MODBUS® with a fixed output current to some 

low value, say 8-10mA. In this way, power usage can be 

controlled to a tolerable level (particularly if using a multidrop 

configuration). 

Fast turn-on is the key to successful solar power applications. 

Since these are remote sites, continuous reporting 

of information is usually not a requirement. Updating once 

per hour, or even once per day, is not unusual. This allows 

for a highly efficient installation with minimal power 

usage. The real challenge for transmitters is the ability to 

come back from being turned off (“sleep” mode), power 

up and take a reliable reading within 15-30 seconds before 

being put back to sleep to await the next measurement 

cycle. The latest GWR designs can accomplish this powerup 

cycle in less than 15 seconds, making for an extremely 

nice fit in these installations. 

Non-standard Measurement Techniques 

GWR is a time-of-flight technology with a microwave 

echo that yields a reliable level reading even in changing 

process conditions. This direct measurement of true product 

level is key to accurate performance. However, there are 

times when a calculated (inferred) measurement may be 

necessary. Again, the probe becomes a critical component. 

Knowing the exact probe length (a standard parameter) 

allows the transmitter to look for the end-of-probe signal 

to be in a precise location. In applications of extremely 

low dielectric (



tics or process conditions 

(e.g., flashing), detecting 

the “apparent location” 

of the end of probe can 

be used to calculate the 

amount (level) of the 

medium. 

Why? The speed 

of propagation of the 

microwave signal is 

constant when passing 

through the typical 

vapor space (air) of 

liquids normally measured. 

However, when the 

signal passes into a low 

dielectric liquid, the speed of the electromagnetic signal 

slows based on the equation velocity = speed of light/ 

square root of dielectric. By knowing the medium dielectric 

and the expected end of probe location (based on probe 

length), the level of the medium can be calculated based on 

the apparent (delayed) end of probe location. 

The delayed position of the end of probe will vary as 

the dielectric of the process medium varies. As a result, this 

technique will not provide the same accuracy as measuring 

the true product level. For that reason, this is not a commonly 

used technique but it can come in handy when using 

today’s more sophisticated GWR transmitters in troublesome 

applications. The goal of dedicated GWR manufacturers 

is to always detect the true level signal, so this feature 

should only be used when conventional gain/threshold 

troubleshooting techniques are exhausted. 

Guided Wave Radar Measurement Bonus 

Interface 

Many industries encounter interface applications that 

contain two, immiscible liquids of different specific gravities. 

The oil and gas industry is rife with oil/water vessels 

in which separation is critical. Water can be a major liquid 

that accompanies hydrocarbons from within their original 

rock formations or a minor liquid that condenses out after 

long periods. In many cases, it is advantageous to measure 

both the hydrocarbon that rises to the top and the water 

that settles to the bottom. 

The ECLIPSE GWR transmitter is capable of effectively 

measuring both an upper liquid level and an interface 

liquid level. As only a portion of the pulse is reflected from 

a low dielectric upper surface, some of the transmitted 

energy continues down the GWR probe through the upper 

liquid. The remaining initial pulse is again reflected when 

it reaches the higher dielectric lower liquid. It is typically 

required that the upper liquid has a dielectric constant 

less than 10, and the lower liquid has a dielectric constant 

greater than 15. A typical interface application would 

be oil over water, with the upper layer of oil being nonconductive 

(ε r ≈2.0), and the lower layer of water being 

very conductive (ε r ≈80). The ECLIPSE GWR transmitter 

can accurately detect upper layer thicknesses as small as 2 

inches (50 mm) while the maximum upper layer is limited 

to the length of the GWR probe. 

One consideration with interface applications is emulsion 

layers. For applications containing an emulsion layer 

(also called a “rag layer”) of 4 inches or less, the ECLIPSE 


чения (режим ожидания) и последующего включения питания 

таким образом, чтобы была возможность выполнять 

надежные измерения в течение 15-30 секунд перед новым 

переходом в режим ожидания, предшествующий следующему 

циклу измерений. В последних конструкциях волноводных 

уровнемеров можно выполнить цикл включения питания 

на период менее 15 секунд, что очень хорошо подходит 

для их применения в установках подобного типа. 

Нестандартные методы измерений 

Радарные уровнемеры работают на принципе измерения 

времени прохождения сигнала микроволновой энергии, 

отраженной от поверхности жидкости, что позволяет 

получить точные результаты измерения уровня даже при 

изменении параметров технологической среды. Такое прямое 

измерение действительного уровня среды является 

ключевым аспектом обеспечения необходимой точности. 

Однако существуют ситуации, когда могут потребоваться 

дополнительные вычисления (расчетные измерения). И в 

этом случае зонд является критически важным компонентом. 

Знание точной длины зонда (стандартный параметр) 

позволяет уровнемеру обнаруживать сигнал отражения от 

конца зонда и принимать его за эталонное значение глубины. 

В системах с очень низкой диэлектрической проницаемостью 

(

MEASUREMENT 


Технологические уплотнения ANSI/ISA 12.27.01 

При измерении горючих сред всегда требовалась более 

высокая степень надежности результатов измерений. В ходе 

поисков достижения максимального уровня безопасности 

постоянно возникал вопрос, как обеспечить необходимую 

герметичность между горючей средой, находящейся внутри 

резервуара, и внешним миром. Целью является исключение 

возможности проникновения технологической среды (газа 

или жидкости), находящейся под давлением, через кабельные, 

проводные или изолирующие вводы обратно в помещение 

в случае нарушения основного уплотнения. Литые 

уплотнения каналов ввода не являются средством сдерживания 

жидкостей, находящихся под давлением. 

Эта проблема стала темой для дискуссий на предмет 

сравнения одинарного и двойного уплотнения. Достаточно 

ли одинарного уплотнения для обеспечения безопасности 

систем подобного рода? Может быть, двойное уплотнение 

является лучшим решением? 

Каналы для ввода термопар, изготовленные из нержавеющей 

стали, имеют показатели надежности, отвечающие 

требованиям ТУ ASNI/ISA 12.27.01, и являются приемлемыми 

видами одинарных уплотнений. Однако при удалении 

канала ввода термопар из нержавеющей стали и установке 

на их место уплотнительного кольца эти показатели станоwill 

detect the emulsion/water interface level. For applications 

with an emulsion layer greater than approximately 4 

inches, the ECLIPSE will tend to read the top of the emulsion 

(the oil/emulsion interface). 

ANSI/ISA 12.27.01 Process Seals 

Measurement of flammable media has always taken 

on a higher level of criticality. In search of ultimate safety, 

the issue has been raised as to what makes an appropriate 

seal between flammable media inside a vessel and the outside 

world. The intent is to eliminate the possibility of process 

fluids (gas or liquid) migrating under pressure through 

conduit/cable/wiring systems back to the control room in 

the event of a primary seal failure. Poured, conduit seals are 

NOT considered a deterrent to pressurized fluids. 

This issue has evolved to a discussion of “single seal” 

vs. “dual seal.” Does a single seal have enough integrity to 

be considered safe in these applications? Is a dual seal a 

better solution? 

Stainless steel thermowells have the kind of robust 

characteristics that meet the ASNI/ISA 12.27.01 specifications 

as an acceptable single seal. However, removing the 

stainless steel well and creating an O-ring compression 

removes those same robust characteristics. This design 

would demand a secondary seal as a back-up, the doubleseal 

approach. 

Single seals must pass the following tests: 

● Leakage and burst: must not show visible signs of leakage 

when subjected to overpressure. 

● Temperature cycling: must not fail when subjected to 

repeated changes in temperature near the manufacturer’s 

rated maximum. 

● Fatigue cycling: must not fail when subjected to changes 

in pressure over 100,000 cycles which includes 

cycling from atmospheric pressure to the manufacturer’s 

rated maximum. 

Dual-seal designs must pass the following tests: 

● Leakage and burst: same as single seal. 

● Venting: must account for pressure and flow capacity 

of the worst-case primary seal failure. Pressure is 

applied until the needed annunciation has indicated 

failure. 

● Annunciation: must be verified by further testing. 

It should be clear that the goal is to use, where possible, 

a single seal, given its more robust design and rigorous 

testing. There are premium GWR probes on the market that 

have been approved to the ANSI/ISA 12.27.01 specification. 

These designs offer the kind of safety, via robust designs, 

that users need. ECLIPSE Model 705 and ECLIPSE Model 

706 GWR probe designs meet these specification demands. 

Improvements in User Interface 

and Software Tools 

The use of personal computers (PCs) has been a 

boon for instrument users. The ability to do sophisticated 

calibration and remote diagnostic troubleshooting means 

optimized performance and less downtime. PACTware is 

one program in the Field Device Tool (FDT) family that has 

become popular with many users. Manufacturers design 

DTMs that work within the PACTware frame. These DTMs 

present transmitter information in the way each manufacturer 

feels best represents their device. This is important in 

the more sophisticated aspects of PC software use. 

промышленности широко распространены резервуары, 

содержащие нефть и воду, а их разделение является очень 

важной задачей. Вода может быть основной жидкостью, 

которая сопутствует углеводородам, находящимся в исходных 

геологических пластах, или являться незначительной 

частью, образовавшейся в результате конденсации на протяжении 

многих лет. В большинстве случаев наиболее 

предпочтительно измерять как уровень углеводородов, 

которые поднимаются вверх, так и уровень воды, опускающейся 

на дно. 

Волноводный радарный уровнемер ECLIPSE может 

эффективно измерять уровень верхней жидкости и границу 

раздела сред. В связи с тем, что от поверхности среды с низкой 

диэлектрической проницаемостью отражается только 

часть энергии импульса, другая ее часть продолжает двигаться 

к концу зонда, проходя через слой верхней жидкости. 

Оставшаяся часть энергии первоначального импульса 

снова отражается от поверхности жидкости с большей диэлектрической 

проницаемостью. В типовом случае требуется, 

чтобы верхняя жидкость имела диэлектрическую проницаемость 

менее 10, а диэлектрическая проницаемость 

нижней жидкости должна превышать 15. Традиционной 

является емкость, в которой нефть расположена поверх 

воды, и верхний слой нефти не проводит электрический 

ток (ε r ≈2,0), а нижний слой воды, наоборот, обладает высокой 

электропроводностью (ε r ≈80). Волноводный радарный 

уровнемер ECLIPSE может достаточно точно обнаруживать 

верхние слои толщиной до 2 дюймов (50 мм), в то время 

как максимальная толщина верхнего слоя ограничивается 

только длиной зонда. 

Еще одним фактором при измерении границы раздела 

сред являются эмульсионные слои. В системах, где имеется 

эмульсионный слой (также называемый «подстилочным») 

толщиной 4 дюйма (102 мм) и менее, уровнемер ECLIPSE 

будет обнаруживать уровень границы раздела между эмульсионный 

слоем и водой. Если толщина эмульсионного слоя 

превышает 4 дюйма (102 мм), уровнемер ECLIPSE, скорее 

всего, определит верхнюю границу эмульсионного слоя 

(границу между нефтью и эмульсионным слоем). 

34 




As transmitters and their accompanying PC programs 

have become more sophisticated, users demand that manufacturers 

keep it simple and intuitive. Magnetrol’s Eclipse 

Model 706 DTM is a logical approach that is centered on 

how the customer uses the information, NOT how the 

transmitter develops it. 

The new Eclipse Model 706 approach breaks the information 

down into usable sections: 

● HOME SCREEN (dashboard) shows a snapshot in time 

of all key information. 

● DEVICE SETUP yields all necessary configuration 

parameters. 

● SETUP WIZARD offers a minimum subset of configuration 

parameters to get up and running quickly. 

● DIAGNOSTICS make all diagnostics and troubleshooting 

available. 

HOME screen (Fig. 1) shows such a layout. 

Key aspects are: 

● HEADER (Fig. 2) that provides all key information and 

is always viewable. 

● Three tabs are visible showing HOME (Fig. 3), DEVICE 

SETUP (Fig. 4) and DIAGNOSTICS (Fig. 5). 

● HOME shows key variables and diagnostic information 

in an easy-to-read graphical format. 

вятся недействительными. При реализации такой конструкции 

в качестве резервного потребуется второе уплотнение, 

что называется двойным уплотнением. 

Одинарные уплотнения должны пройти следующие 

виды испытаний: 

● Испытания на протечки и разрушение – не должно 

быть видимых следов протечек при создании избыточного 

давления. 

● Циклическое изменение температуры – уплотнение не 

должно нарушаться при периодических изменениях 

температуры в пределах установленного производителем 

максимума. 

● Циклическое испытание на усталость материалов 

– уплотнение не должно нарушаться после 100 тыс. 

циклов изменения давления от атмосферного до 

номинального значения, указанного производителем. 

Двойные уплотнения должны пройти следующие виды 

испытаний: 

● Испытания на протечки и разрушение – то же, что и для 

одинарных уплотнений. 

● Вентиляция – необходимо учитывать давление и расход 

при наихудшем случае нарушения главного уплотнения. 

Давление поднимается до тех пор, пока не будет 

выдан необходимый аварийный сигнал нарушения 

уплотнения. 

● Проверка аварийной сигнализации – проверяется в 

ходе дальнейших испытаний. 

Следует иметь в виду, что главной целью является 

использование (там, где это возможно) одинарного уплотнения, 

учитывая его более высокую надежность и тщательность 

испытаний. На рынке существуют волноводные 

радарные уровнемеры премиум-класса, одобренные в соответствии 

с техническими условиями ANSI/ ISA 12.27.01. 

Благодаря более прочной конструкции, они обладают 

повышенной степенью безопасности, которая так нужна 

пользователям. Конструкция зондов уровнемеров ECLIPSE 

модели 705 и ECLIPSE модели 706 в полной мере отвечает 

этим техническим условиям. 

● Fig. 1. 

● Рис. 1. 

● Fig. 2. 

● Рис. 2. 

● Fig. 3. 

● Рис. 3. 




Усовершенствования в интерфейсе 

пользователя и программных средствах 

Применение персональных компьютеров (ПК) стало 

несомненным удобством для пользователей измерительных 

приборов. Возможность производить сложную калибровку 

и дистанционную диагностику неисправностей означает 

оптимизацию эксплуатационных параметров и снижение 

времени простоя. PACTware представляет собой одну 

программу из семейства коммуникационных интерфейсов 

администрирования промышленных устройств (FDT), взятого 

на вооружение многими пользователями. Диспетчеры 

типа устройств производителя (DTM) работают в формате 

программы PACTware. В этих DTM производитель предоставляет 

информацию об уровнемерах, которая, по его мнению, 

наиболее полно описывает то или иное устройство. 

Это имеет огромное значение при использовании более 

сложных инструментальных средств программного обеспечения. 

По мере того, как уровнемеры и программное обеспечение, 

поставляемое в комплекте с ними, становятся все 

совершеннее, пользователь хочет, чтобы производитель 

предоставлял в его распоряжение простой и интуитивно 

понятный интерфейс. DTM компании MAGNETROL, входящий 

в комплект уровнемера ECLIPSE модели 706, является 


35

MEASUREMENT 


● Fig. 4. 

● Рис. 4. 


примером логичного подхода, который концентрируется 

на том, как потребитель использует информацию, а не на 

том, как уровнемер ее формирует. 

В новом уровнемере ECLIPSE модели 706 вся информация 

удобно распределена по разделам: 

● ГЛАВНЫЙ ЭКРАН (на индикаторной панели) содержит 

всю основную информацию, полученную в конкретный 

момент времени. 

● МЕНЮ НАСТРОЙКИ ПРИБОРА содержит все параметры, 

подлежащие настройке. 

● МАСТЕР НАСТРОЙКИ предлагает минимальный набор 

настраиваемых параметров для быстрого запуска прибора 

в работу. 

● ДИАГНОСТИКА предоставляет все средства для диагностики 

и поиска неисправностей прибора. 

На рис. 1 ГЛАВНОГО ЭКРАНА показано расположение 

информации. Основными элементами являются: 

● ЗАГОЛОВОК (рис. 2), который содержит всю ключевую 

информацию и всегда видим на экране. 

● Три вкладки для вывода ГЛАВНОГО ЭКРАНА 

(рис. 3), МЕНЮ НАСТРОЙКИ ПРИБОРА (рис. 4) и 

ДИАГНОСТИКИ (рис. 5). 

● На ГЛАВНОМ ЭКРАНЕ в удобном графическом формате 

представлены основные переменные и диагностическая 

информация. 

● МЕНЮ НАСТРОЙКИ ПРИБОРА предлагает набор 

инструментальных вкладок для настройки. 

● МЕНЮ ДИАГНОСТИКИ открывает другой набор вкладок, 

помогающих найти неисправность. 

Двойной щелчок мыши переносит пользователя в 

любой раздел с информацией об уровнемере. Кроме того, 

имеется всплывающая СПРАВКА, доступная при наведении 

курсора на любое поле с информацией. 

● Fig. 5. 

● Рис. 5. 


● DEVICE SETUP opens up a set of tabs instrumental for 

configuration. 

● DIAGNOSTICS opens up a different set of tabs for 

troubleshooting. 

Two clicks of the mouse takes the user to any of the 

transmitter information. In addition, “flyover” HELP is 

available by positioning the cursor over any piece of information. 

Unattended Echo Capture 

It would be a wonderful world if transmitters never 

experienced a process upset or problem throughout their 

entire life cycle. Of course, this utopia has never been 

found. The best that can be done it so improve the speed at 

which a user can turn around a problem and get the device 

back online to minimize down time. One of the most 

important tools used to troubleshoot a GWR application is 

the echo curve. 

This graphical representation of a GWR echo speaks 

volumes to those trained to interpret them. It is like a snapshot 

in time of the health of the transmitter. It is actually 

like seeing inside of the tank. 

The challenge with echo curves is acquiring them in 

a timely fashion. However, most problems develop when 

Автоматический захват эхо-сигнала 

Как был бы совершенен мир, если бы у уровнемеров 

никогда не возникало нарушений рабочих характеристик 

или проблем в течение всего их срока службы. Конечно, 

добиться подобного невозможно. Наилучшее возможное 

решение – увеличить скорость решения проблемы пользователем 

и как можно быстрее вернуть устройство в строй, чтобы 

свести время простоя к минимуму. Одним из самых важных 

инструментов, используемых для поиска неполадок в установках 

с радарными уровнемерами, является кривая эхо-сигнала. 

Это графическое представление эхо-сигнала, формируемое 

уровнемером, может очень много рассказать специалистам, 

имеющим соответствующую подготовку в области 

интерпретации диаграмм. Такой график представляет 

собой снимок «здоровья» уровнемера в любой заданный 

момент времени. Он позволяет как бы заглянуть внутрь 

резервуара. 

Основной проблемой графиков эхо-сигналов является 

их снятие с определенной периодичностью. Однако 

большинство подобных проблем возникает в случае, когда 

установка обслуживается бригадами сокращенной численности 

и никто не ведет наблюдения за резервуаром. К тому 

времени, когда специалист сможет исследовать какую-либо 

неполадку, сигнал неисправности уже будет снят, и станет 

невозможно понять, почему она произошла или, что еще 

более важно, когда она возникнет снова. 

В связи с тем, что кривая эхо-сигнала имеет очень 

большое значение для поиска неисправностей в приборе, 

очень важно производить ее съем именно в тот момент, 

когда возникает проблема. Зачастую это означает под- 

36 





there is a skeleton crew and no one watching this tank. By 

the time an instrument tech can investigate, the alarm has 

cleared and no one understands why it occurred or, more 

importantly, when it will happen again. 

Since an echo curve is so important in troubleshooting 

the device, it is critical to capture the curve at the 

instant a problem occurs. Too often this means connecting 

a laptop and gathering information AFTER the 

first signs of the problem, which is obviously not ideal. 

The advanced Eclipse Model 706 GWR design makes this 

much less painful. These advanced designs are shipped 

from the factory so an echo curve is captured based on 

Time (using an on-board clock) or a key Event (such 

as Loss of Echo or Low Echo Strength). The transmitter 

has the ability to store a number of echo curves in its 

on-board memory. These echo curves can then be downloaded 

to a laptop running software such as PACTware. 

The user can then email the information to the factory 

for expert assistance in troubleshooting. This enables the 

problem to be resolved much more quickly, minimizing 

possible downtime. 

NE107 

For many years transmitters could yield only 4-20 

mA information related to a change in a primary variable. 

Smart (microprocessor-based) devices raised that bar by 

offering the ability to do self-diagnosis and transmit information 

over digital networks such as HART, Profibus and 

Foundation fieldbus. Many manufacturers evolved their 

diagnostics into three basic categories: Fault (most critical), 

Warning (less critical), Informational. 

NAMUR, an international association dedicated to 

automation in the process industries, has been influential 

in improving various areas of this industry for many years. 

The NAMUR NE43 recommendation, which is modifying 

the original 4-20mA loops to a 3.8-20.5mA working range 

with low alarm below 3.8mA and high alarm above 21mA, 

is now widely accepted as a de facto standard by many 

manufacturers. 

NAMUR is raising the bar again with the release of 

its NE107 recommendation for diagnostic information 

(Self-monitoring and Diagnosis of Field Devices). The new 

NE107 recommendation offers the following categories (in 

order of importance): 

1. Failure Output invalid due to 

a malfunction. 

ключение ноутбука и сбор информации после появления 

первых признаков проблемы, что явно не очень хорошо. 

Усовершенствованный уровнемер ECLIPSE модели 706 облегчает 

эту процедуру. Уровнемеры этой конструкции поставляются 

с завода настроенными так, чтобы съемка кривых эхосигнала 

производилась по времени (с помощью встроенных 

часов реального времени) или при возникновении определенных 

событий (например, таких, как потеря или низкий 

уровень отраженного сигнала). Уровнемер имеет возможность 

сохранять некоторое количество кривых эхо-сигнала 

во встроенной памяти. Впоследствии эти кривые могут быть 

загружены в компьютер с установленной на нем программой 

PACTware. У пользователя есть возможность отправить 

эту информацию на завод-изготовитель для исследования 

специалистом с целью оказания помощи в поиске неисправностей. 

При таком подходе проблему можно решить гораздо 

быстрее и свести время простоя к минимуму. 

NE107 

В течение многих лет уровнемеры могли выдавать 

информацию только по токовой петле 4-20 мА, что позволяло 

отследить лишь изменение главной переменной. 

Интеллектуальные (построенные на базе микропроцессоров) 

устройства сняли такое ограничение, обладая способностью 

производить самодиагностику и передавать 

информацию по цифровым сетям, таким как HART, Profibus 

и Foundation fieldbus. Большинство производителей поделило 

всю диагностическую информацию на три основные 

категории: «неисправность» (наиболее важная), «предупреждение» 

(менее важная) и «информация». 

Международная ассоциация NAMUR, занимающаяся 

вопросами промышленной автоматизации, в течение 

многих лет оказывает значительное влияние на улучшение 

различных составляющих этой сферы деятельности. 

Рекомендации NAMUR NE43, в которых старая токовая 

петля 4-20 мА заменена новым рабочим диапазоном 3,8- 

20,5 мА, где сигнал низкого аварийного уровня соответствует 

току 3,8 мА, а высокого аварийного уровня – более 

21 мА, теперь широко используется в качестве «стандарта 

де-факто» большинством производителей. 

NAMUR еще раз поднял планку, выпустив новые рекомендации 

NE107 для диагностической информации (самоконтроль 

и диагностика полевых устройств). Новые рекомендации 

NE107 предлагают деление на следующие категории 

(по степени важности): 

1. Неисправность Неправильные 

выходные данные из-за 

неисправности. 

2. Проверка 

работоспособности 

3. Выход за пределы 

допуска 

4. Требуется техническое 

обслуживание 

Выходные данные 

временно неправильны 

из-за выполнения 

другого вида работы 

(например, техническое 

обслуживание). 

Работа за указанными 

пределами диапазона 

измерений. 

Выходная информация 

правильная, но нуждается 

во внимании 

специалиста. 

5. OK Диагностика не выявила 

каких-либо проблем. 


37

MEASUREMENT 


2. Function Check Output temporarily 

invalid due to other 

activity (e.g. maintenance). 

3. Out of Specification Operating 

out of specified measurement 

range. 

4. Maintenance Required Output valid, but in 

need of some attention. 

5. OK No diagnostic issues. 

This relatively new standard allows the user to categorize 

diagnostic indicators in a way that suits their specific needs. 

The more advanced GWR transmitters are already incorporating 

this approach into their transmitters diagnostic scheme 

to allow much greater flexibility for the sophisticated user. 

All transmitters are shipped with default values for these 

diagnostic categories, so the casual “non-NE107” user will still 

have them at their disposal with no added effort. 

Summary 

GWR has emerged as a level measurement staple 

in instrument shops around the world and the new 

Magnetrol Eclipse Model 706 is leading the way in GWR 

transmitter performance. It can effectively and reliably 

measure up to the process seal of the probe. With specially 

bent probes, GWR can measure to almost the last drop of 

liquid in a tank. This makes them particularly attractive 

for industries like pharmaceuticals with extremely high 

value products. 

From the first drop to the last, the Eclipse Model 706 

has shown the ability to tackle some of the toughest industry 

challenges. With its ease of installation and stellar performance 

in changing process conditions, it is no wonder 

the Eclipse Model 706 GWR transmitter has become a go-to 

product for problem applications, yet it is seen worthy of 

even the most generic plant applications. 

Этот относительно новый стандарт позволяет пользователям 

распределять по категориям диагностические 

индикаторы так, чтобы они отвечали их конкретным 

нуждам. В наиболее совершенных волноводных радарных 

уровнемерах такой подход уже реализован и встроен 

в диагностический алгоритм, что позволяет опытным 

пользователям получить большую степень гибкости. Все 

уровнемеры поставляются с предустановленными значениями 

для этих диагностических категорий, поэтому 

обычный потребитель, не использующий рекомендации 

NE107, все равно получает их без дополнительных затрат 

со своей стороны. 

Итоги 

Волноводные радарные уровнемеры были выпущены 

в качестве основного прибора для измерения уровня 

на предприятиях во всем мире, и новый MAGNETROL 

ECLIPSE модели 706 указывает путь дальнейшего развития 

рабочих характеристик уровнемеров. Они эффективно 

и надежно измеряют уровень вплоть до точки 

монтажного соединения зонда. С помощью специальных 

изогнутых зондов волноводные радарные уровнемеры 

могут производить измерения почти до последней капли 

жидкости в резервуаре. Именно это делает их наиболее 

привлекательными для применения в фармацевтической 

промышленности, где используются дорогостоящие 

материалы. 

Измеряя от первой до последней капли жидкости, 

уровнемер ECLIPSE модели 706 демонстрирует 

свою способность решать наиболее сложные задачи 

в разных отраслях промышленности. При простоте 

установки и исключительно высоких рабочих 

характеристиках в меняющихся условиях технологической 

среды совершенно не удивительно, что 

уровнемер ECLIPSE модели 706 стал самым лучшим 

прибором для применения в проблемных установках, 

и вместе с тем его также можно использовать 

в обычных системах. 

Features Magnetrol Eclipse Other Brands Benefit 

PROBES 

Overfill probes: a broad range of Coaxial and Caged probes, 

which offer accurate readings to the very top of the probe 

Probe seals that are fired and bonded for true hermetic 

performance. The glass ceramic alloy means no concerns 

about O-ring material compatibility, which is an upgrade to 

previous borosilicate designs 

√ 

√ 

Typical single rod probes may have non-measurable areas 

at the top, resulting in signal loss 

Most offer “soft” non-bonded seals 

No dead zones, which provide Overfill 

Capability and improved safety 

Greatly reduced risk of process fluid 

leak, and material compatibility issues. 

Operation up to +850 F and 2,500 psi 

service 

Steam probe with patented compensation technique. Steam 

target is only 5 inches down the probe. Offered in lengths 

up to 20 feet long 

ISA 12.27.01/single seal and dual seal approved 

Patented offering that contains a GWR transmitter 

integrated and matched to a Magnetic 

Level Indicator 

√ 

√ 

Large unusable range on probe. Some offer no compensation 

at all 

May charge extra, or not offer 

Optional segmented probe configuration √ Available from some 

NACE and B31 construction codes are standard options √ May include as a special 

√ 

N/A 

Maintains accuracy in saturated steam 

applications, and increases usable range 

Increased safety. Compliance with NEC/ 

CEC 

Provides redundant local indication, 

with independent technology 

Available to assemble segments on site 

where limited overhead clearance may 

be an issue 

Required for critical applications in power 

plants and refineries 

38 




ELECTRONICS 

Full graphic local user interface that is easily added or 

removed. Displays echo curves and trends. Configurable to 

show only the info you want to see. Offers context sensitive 

help screens 

√ 

Non graphic indicator, with no local interface 

No need for expensive hand-held terminal, 

or external software 

Fully encapsulated electronics √ May have exposed circuitry Reliable, even under extreme moisture 

Can operate down to 11V supply voltage, even in hazardous 

areas 

Highest signal-to-noise ratio, up to three times better 

than some competitors. Patent pending “Diode Switched 

Front End” circuit completely isolates the transmitted and 

received signals for more robust operation 

Built-in “virtual technician” automatically saves echo curves 

during upsets and other events. Real time clock calendar 

on board to time stamp events. Supply voltage to device is 

continuously monitored 

“Fast Boot” fully functional level measurement in under 15 

seconds from the application of power 

One transmitter model handles all probe and application 

types 

Published specifications are achieved with true direct level 

measurement 

Best in class interface performance can resolve down to 2 

inches of upper medium. Top tracking of large emulsions 

Patented “Split Barrier” design provides full safety 

compliance in explosion proof applications, without 

reductions in loop loading performance 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

May require 16VDC or higher, particularly in cold climates 

and hazardous areas 

Some offer similar, but less effective techniques 

May need a technician and/or external software to catch the 

issue when it happens 

Slow to get running and update level, may take five times 

longer just to get started 

Different models required for different applications 

May use inferred level measurement when signals are lost, 

which can be less accurate and risky in some applications 

May require 4 to 6 inches of upper medium before the 

interface signal can be detected. Can also be limited to small 

emulsions 

Limited loop loading and high supply voltage requirements 

Ideal for solar power installations 

Robust, reliable operation even in 

challenging applications. Continues to 

work where others would fail 

Save information automatically in the 

transmitter when a problem occurs to 

minimize troubleshooting and downtime 

Fast start up, and short on-time in polled 

applications. Can start up, read the level, 

transmit data and shutdown in under 15 

seconds 

Reduced spares and more flexibility. 

Electronics do not need to be replaced 

if application is different than originally 

expected 

Always reading true level results in 

accurate performance even with dielectric 

changes, water bottoms, etc. 

Handles more challenging interface 

applications 

Can drive more than 630 Ohms 

with a 24VDC supply in XP applications 

SIL 2 Hardware with a Safe Failure Fraction (SFF) = 93% √ May not be available Suitable for use in critical safety systems 

NE 107 Compliant √ May not be available 

Dual Compartment, quick disconnect, factory sealed 

enclosure 

Multivariable device. In addition to level, easy configuration 

of interface, volume or flow with extensive internal library of 

vessel and flow element shapes and types 

√ 

√ 

May offer single compartment, screwed directly on the probe 

May require use of custom strapping tables, developed and 

configured by user 

Compatible with the latest diagnostic 

standards 

Full separation of wiring compartment 

from electronics. No need to pour 

an external seal in XP applications 

Simply choose the Measurement type, 

enter a few configuration parameters, and 

the Eclipse Model 706 does the rest 

Probe buildup monitoring √ N/A Alerts you to needed maintenance 

SOFTWARE 

Free industry standard FDT/DTM offers easy wizard-based 

setup, advanced troubleshooting and documentation tools 

√ 

May require proprietary software, or expensive asset 

management systems, to work with the instrument 

Nothing else to buy. Universal operation 

across many brands 

Особенности 

Зонды для работы в условиях переполнения: широкий ассортимент 

коаксиальных и камерных зондов, которые обеспечивают точность 

измерений вплоть до самого верха зонда 

Уплотнения зонда, которые подвергаются обжигу и 

специальному креплению для получения высокой герметичности. 

Стеклокерамический сплав, пришедший на смену старым 

боросиликатным элементам, устраняет необходимость 

в обеспечении совместимости, которая характерна для 

уплотнительных колец 

Зонд для работы в условиях пара, использующий патентованную 

технологию компенсации. Контрольный объект для измерения 

уровня в условиях пара располагается всего лишь в 5 дюймах (127 

мм) от конца зонда. Предлагаемая длина зонда до 20 футов (6 м) 

Соответствие одинарного и двойного уплотнений требованиям ISA 

12.27.01 

Magnetrol 

Eclipse 

√ 

√ 

√ 

√ 

ЗОНДЫ 

Другие марки 

Типовой одностержневой зонд может 

иметь участки в верхней части, где 

невозможно выполнять измерения, что 

приводит к потере сигнала 

В большинстве случаев предлагаются 

«мягкие», не приклеиваемые уплотнения 

Большой неиспользуемый участок зонда. 

В некоторых моделях компенсация 

отсутствует совсем 

Отсутствует или могут потребоваться 

дополнительные расходы 

Преимущество 

Отсутствие «мертвых зон», что обеспечивает работу 

в условиях переполнения и повышенный уровень 

безопасности 

Значительное снижение риска протечек 

технологической среды и исключение проблем, 

связанных с совместимостью материалов. 

Эксплуатация при температурах технологической 

среды до 850 °F (454 °C) 

и давлениях до 2 500 фунтов /кв. дюйм (172 бар) 

Поддерживает высокую точность в установках 

насыщенного пара и расширяет используемый 

диапазон 

Повышенная безопасность. Соответствие требованиям 

NEC/CEC 


39

MEASUREMENT 


Запатентованное новое изделие, содержащее волноводный 

радарный уровнемер, встроенный и согласованный с магнитным 

индикатором уровня 

Дополнительная модификация с сегментированным зондом √ Имеется в некоторых моделях 

Стандартное обеспечение соответствия строительным нормам NACE 

и B31 

Полностью графический интерфейс пользователя с возможностью 

добавления и удаления элементов. Отображение кривых эхосигнала 

и трендов. Возможность настройки вывода только 

требуемой информации. Контекстно-зависимая справка 

Полностью встроенная электроника 

Может работать от источника питания с напряжением до 11 В даже 

в зонах повышенной опасности 

Самое высокое отношение «сигнал – шум», до трех раз выше, чем у 

конкурирующих изделий. В состоянии ожидания патента на 

схемотехническое решение диодной коммутации по переднему 

фронту импульса, которое полностью изолирует излученный и 

отраженный сигналы для повышения надежности работы 

Встроенный «виртуальный техник» автоматически сохраняет 

кривые эхо-сигналов при нарушениях работы и других событиях. 

Встроенные часы реального времени с календарем для фиксации 

времени возникновения событий. Постоянный контроль напряжения 

питания прибора 

Быстрый запуск – полная готовность к измерению уровня через 

менее чем 15 секунд после подачи питания 

Одна модель уровнемера может использоваться с любыми зондами 

и типами установок 

Предоставляемые технические характеристики получены 

в результате прямого измерения уровня 

Лучший в своем классе измеритель границы раздела сред, 

может определять верхний слой толщиной до 2 дюймов (50 мм). 

Превосходное определение толстых эмульсионных слоев 

Запатентованная конструкция «разделительного барьера» 

обеспечивает соответствие всем нормам по работе 

во взрывоопасных средах, без снижения нагрузочной способности 

токовой петли 

Оборудование с уровнем полноты безопасности SIL 2 и долей 

безопасных отказов (SFF) = 93% 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

√ 

ЭЛЕКТРОНИКА 

Н/П 

Могут включать в отдельных случаях 

Не графический индикатор 

без интерфейса пользователя 

Могут содержать открытые электронные 

компоненты 

Для питания может потребоваться 

источник с напряжением 16 В пост. 

тока и выше, особенно в холодных 

климатических условиях и зонах 

повышенной опасности 

В некоторых изделиях предлагается 

аналогичное, но менее эффективное 

решение 

Может потребоваться техник и/или 

внешнее программное обеспечение для 

обнаружения проблемы во время ее 

возникновения 

Медленный запуск в работу и задержки 

в обновлении значений уровня. Только 

для запуска требуется в пять раз больше 

времени 

Для разных областей применения 

требуются разные зонды 

При потере сигнала может 

использоваться измерение кажущегося 

уровня, которое имеет меньшую 

точность и является рискованным в 

некоторых областях применения 

Для обнаружения сигнала раздела сред 

может потребоваться, чтобы толщина 

верхнего слоя была не менее 4-6 дюймов 

(102-152 мм). Может быть ограничение 

по измерениям только при тонких 

эмульсионных слоях 

Ограниченная нагрузочная способность 

токовой петли и высокое напряжение 

питания 

Такие модели могут не поставляться 

Соответствие требованиям NE 107 √ Такие модели могут не поставляться 

Два отсека, быстрое отключение, корпус герметизированный 

на заводе-изготовителе 

Устройство способно измерять несколько параметров среды. Кроме 

измерения уровня, можно легко настроить прибор 

на измерение границы раздела, объема или расхода среды за счет 

использования расширенной внутренней библиотеки, где собраны 

разные формы и типы резервуаров, а также расходомеров 

√ 

√ 

Может предлагаться модель с 

одним отсеком, навинчиваемым 

непосредственно на зонд 

Может потребоваться использование 

градуировочных таблиц, 

разрабатываемых и настраиваемых 

пользователем 

Контроль налипаний на зонд √ Н/П 

Свободные промышленные стандарты FDT/DTM предлагают простой 

в использовании мастер настройки, а также усовершенствованные 

средства поиска неисправностей и документирования 

√ 

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ 

Для работы с прибором может 

потребоваться лицензионное 

программное обеспечение или 

дорогостоящие системы управления 

активами 

Предлагает дублирующую местную индикацию 

по независимой технологии 

Поставляется в комплекте для сборки сегментов 

на месте эксплуатации, где существуют ограничения 

на установочный зазор в верхней части установки 

Требуется при использовании в установках 

с повышенными требованиями на электростанциях 

и нефтеперегонных заводах 

Отсутствие необходимости в использовании 

портативных ручных терминалов или внешнего 

программного обеспечения 

Высокая надежность даже в условиях чрезмерной 

влажности 

Идеально подходит для питания от солнечных батарей 

Устойчивая и надежная работа даже в самых сложных 

условиях. Продолжает работать там, где другие 

не справляются 

При возникновении проблем автоматически сохраняет 

информацию в уровнемере, что позволяет ускорить 

процесс поиска неисправности и свести к минимуму 

время простоя 

Быстрый запуск и короткое время включения для 

работы в установках с периодическим опросом. 

Запуск, считывание значения уровня, передача 

данных, выключение, и все это менее чем за 15 

секунд 

Малое количество запасных частей и большая 

гибкость. Электроника не нуждается в замене, 

если область применения отличается от ранее 

ожидавшейся 

Всегда считывается действительный уровень 

и с хорошей точностью, даже при изменении 

диэлектрической проницаемости среды, при наличии 

водных подушек и т.д. 

Возможность измерения границы раздела в особо 

сложных условиях 

Во взрывоопасных условиях может работать только 

с нагрузкой более 630 Ом при питании 24 В пост. тока 

Подходит для использования в системах 

с повышенными требованиями к безопасности 

Совместимость с самыми последними стандартами 

в области диагностики 

Полное отделение клеммного отсека для подключения 

проводов от отсека с электронными компонентами. 

Нет необходимости в заливке внешним герметиком 

при использовании во взрывоопасных средах 

Достаточно выбрать тип измерения, ввести несколько 

настраиваемых параметров, а остальное сделает 

уровнемер Eclipse модели 706 

Выдает сообщение о необходимости проведения 

технического обслуживания 

Ничего не надо покупать. 

Универсальная работа с марками других 

производителей 

40 


INDUSTRIAL SAFETY 

Safety Keystone 

Russia Switches to the Advanced Automated 

System of Industrial Safety Control 

Основы oснов 

Реформа промышленной безопасности 


Olga Otis, Lada Ponomareva, Natalia Afonina, 

Natalia Mikhashova, Nurlan Sultanov 

In September, the Russian government must approve 

the Basic Principles of State Policy for Industrial 

Safety for the Period Through to 2025, developed by 

Rostekhnadzor. After that, the requirement will come into 

effect for mandatory equipping of hazardous industrial 

facility (HIF) with remote monitoring systems, safety systems 

and telemetry systems that meet the new challenges. 

Thus, a unique automated system of industrial safety control 

will be created in the Russian Federation with the ability 

to predict and prevent accidents – Rostekhnadzor will 

turn into “industrial MES”. However, up to that moment the 

supervisory authority should put the things in order in the 

market of the HIF, this expertise causes the resistance of the 

expert community. 

Four Principles 

The draft of Basic Principles of State Policy is published 

on Rostekhnadzor website and does not yet contain 

any specifics, only general provisions. However, 

ideology is defined and is awaiting expert discussion. 

Ольга Отис, Лада Пономарева, Наталья Афонина, 

Наталья Михашова, Нурлан Султанов 

В 

сентябре правительство РФ должно утвердить 

Основы госполитики в области промышленной безопасности 

на период до 2025 года, разработанные 

Ростехнадзором. После этого вступит в силу требование 

об обязательном оснащении опасных производственных 

объектов (ОПО) системами дистанционного мониторинга, 

системами безопасности и телеметрии, которые отвечают 

новым задачам. Таким образом, в РФ будет создана уникальная 

система автоматизированного контроля за промышленной 

безопасностью с возможностью прогнозирования 

и предотвращения аварий – Ростехнадзор превратится в 

«индустриальный МЧС». Но до этого момента надзорное 

ведомство должно навести порядок на рынке экспертизы 

ОПО, что пока вызывает сопротивление экспертного 

сообщества. 

Четыре принципа 

Проект Основ госполитики опубликован на сайте 

Ростехнадзора и пока не содержит никакой конкретики, 

лишь общие положения. Однако идеология определена и 



ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 

Among the key elements of the industrial safety doctrine 

are: 

● strengthening the requirements for examination of 

hazardous industrial facility (HIF); 

● introduction of a risk-based approach; 

● creation of the state system of industrial safety remote 

monitoring; 

● enhancing the role of the institute of compulsory 

liability insurance of an owner of a hazardous facility. 

Engineered Safeguard Systems (ESS) market is 

interested in perturbations exactly to the degree in 

which they promise to increase demand for products 

and solutions. 

The intention of Rostekhnadzor to begin mass 

connection of HIF to an integrated information system 

of the authority (IIS RTN) in 2016 indicates that 

such projects will take place. Subject to integration are 

explosion-proof video surveillance systems, security 

and fire alarm systems, telemetry sensors and hazardous 

industrial facility APCSs. 

On the basis of the entire data set IIS RTN analytical 

module will forecast the situation on the enterprise 

and make adjustments to supervisory activities plan of 

the authority. 

Industrial safety remote monitoring system is very 

similar to HSC “Safe City” by its design and functionality. 

However, no information has been received yet on 

these systems possible integration or synergy neither 

from Rostekhnadzor nor from the developers of “Safe 

City” integration platforms. 

Examination on the Verge of Foul 

There is an upheaval on the market of industrial 

safety examination. When in October last year 

Rostekhnadzor announced a total re-evaluation of 

experts, these news were welcomed by industrial top 

guns – it was necessary to clear their “ancestral lands” 

from one-day firms and shoddiness. However, the proposed 

re-evaluation methods, in fact, left behind experienced 

engineers, PhDs, certified under the old rules. 

As a result, now there are only 384 legitimate 

experts left all over the country of 7,500 previously certified. 

The industry demand for 300,000 examinations 

per year has not changed significantly. Technically, 

most of the hazardous industrial facilities can be shut 

down for violating requirements to HIF, namely, for the 

lack of legal expertise to extend lifetime of equipment, 

buildings and structures. 

SEVEN PRECONDITIONS FOR REGULATORY 

REFORM IN INDUSTRIAL SAFETY 

Until the autumn of 2015 Rostekhnadzor had no 

relation to the experts certification in industrial safety 

– commercial training centers issued certificates for 

them. More than 7,500 professionals received expert 

status. Since 2009, the industry has developed on the 

principles of self-regulation, and largely spontaneous 

and with no control by the state. 

In 2014–2015 through the rating process the number 

of HIFs under surveillance decreased by 110,000, 

but the number of industrial safety expertise for the 

same period increased by a quarter. According to 

Rostekhnadzor, the number of examinations increased 

ожидает экспертного обсуждения действий. В числе ключевых 

элементов доктрины промбезопасности: 

● усиление требований к экспертизе опасных производственных 

объектов (ОПО); 

● внедрение риск-ориентированного подхода; 

● создание системы государственного дистанционного 

мониторинга состояния промышленной безопасности; 

● повышение роли института обязательного страхования 

гражданской ответственности владельца опасного 

объекта. 

Рынку ТСБ пертурбации в системе промышленной безопасности 

интересны ровно в той степени, в которой они 

обещают рост спроса на продукцию и решения. 

О том, что такие проекты появятся, говорит намерение 

Ростехнадзора с 2016 года начать массовое подключение 

ОПО к комплексной системе информатизации ведомства 

(КСИ Ростехнадзора). Интеграции подлежат системы видеонаблюдения 

во взрывозащищенном исполнении, охранно-пожарные 

сигнализации и оповещение, датчики телеметрии, 

АСУ ТП опасных производственных объектов. 

Аналитический модуль КСИ Ростехнадзора на основании 

всего массива данных будет прогнозировать ситуацию 

на предприятии и вносить коррективы в план надзорных 

мероприятий ведомства. 

По архитектуре и назначению система дистанционного 

мониторинга промышленной безопасности во многом 

схожа с АПК «Безопасный город». Однако пока о возможной 

интеграции или синергии этих систем никакой информации 

не поступало ни из Ростехнадзора, ни от разработчиков 

интеграционных платформ «Безопасного города». 

Экспертиза на грани фола 

Рынок экспертизы промышленной безопасности лихорадит. 

Когда в октябре прошлого года Ростехнадзор объявил 

тотальную переаттестацию экспертов, зубры промбезопасности 

обрадовались – их вотчину давно надо было очистить 

от фирм-однодневок и откровенных халтурщиков. 

Однако предложенные методы пересдачи, по сути, оставили 

за бортом опытных инженеров, кандидатов и докторов 

наук, аттестованных по старым правилам. 

Результат: сейчас на всю страну есть 384 легитимных 

эксперта из 7 500 ранее аттестованных. Потребность промышленности 

в 300 тыс. экспертизах в год никуда не делась. 

Формально большую часть опасных производственных 

объектов можно останавливать в связи с нарушением требований 

к ОПО, а именно, отсутствием законных экспертиз 

на продление сроков эксплуатации оборудования, зданий и 

сооружений. 

СЕМЬ ПРЕДПОСЫЛОК ДЛЯ РЕФОРМЫ 

ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ 

До осени 2015 года Ростехнадзор не имел отношения 

к аттестации экспертов по промышленной безопасности – 

удостоверения им выдавали коммерческие учебные центры. 

Статус экспертов получили более 7 500 специалистов. С 

2009 года отрасль развивалась на принципах саморегулирования, 

а во многом стихийно и при нулевом контроле со 

стороны государства. 

В 2014–2015 годах в ходе категорирования количество 

поднадзорных ОПО сократилось на 110 тыс., но количество 

экспертиз промышленной безопасности за это же время 

увеличилось на четверть. По данным Ростехнадзора, возросло 

число экспертиз, которые выполнялись явно ради 

списания средств. 


43



Около 4 000 юрлиц получили лицензию Ростехнадзора 

на проведение экспертизы. Вход на этот рынок до осени 

2015 года был упрощен предельно: для получения лицензии 

фирме было достаточно иметь в штате одного аттестованного 

эксперта, даже если по образованию он ветеринар или 

скрипач. Как заметил на парламентских слушаниях глава 

правового управления Ростехнадзора Дмитрий Яковлев, «на 

рынок хлынули однодневки-посредники». 

До 370 тыс. экспертиз в год выполняется в России. Около 

80% всех экспертиз – на техническое перевооружение и 

продление нормативных сроков безопасной эксплуатации 

оборудования, зданий и сооружений ОПО. Нормативноправовые 

акты, устанавливающие порядок экспертизы в 

этих сегментах,требуют конкретизации (на это указано в 

рекомендациях парламентских слушаний от 04.02.2016). 

К 2014 году Ростехнадзор перестал утверждать экспертизы 

по промышленной безопасности, введя уведомительный 

порядок их регистрации. Качество экспертизы 

резко ухудшилось. По оценке Ростехнадзора, на тот момент 

минимум треть экспертных организаций была недобросовестной. 

С 1 января 2014 года введена уголовная ответственность 

эксперта за составление заведомо ложной экспертизы 

и штраф для юридического лица за аналогичное нарушение. 

Но эксперт-нарушитель в случае угрозы уголовной 

ответственности ссылался на выводы лаборатории-юрлица, 

а лаборатория отделывалась штрафом или исчезала. 

К концу 2014 года ситуация настолько осложнилась, 

что потребовалось вмешательство президента РФ. 

Минэнерго уже высказало озабоченность в связи с 

возможным срывом контрактов на техническое перевооружение 

предприятий, работающих в зоне ответственности 

министерства, – они заказчики львиной доли промышленных 

экспертиз. Однако Ростехнадзор считает все происхоthat 

had been carried out apparently for the writing-off 

of amounts. 

About 4,000 legal entities received the 

Rostekhnadzor license for examination. Entrance to 

this market has been extremely simplified until the 

autumn of 2015: to obtain a license if was enough for 

the company to have a staff of certified experts, even if 

the education was veterinarian or violinist. As the head 

of Rostekhnadzor Legal Department Dmitry Yakovlev 

noted at the parliamentary hearings, “intermediate 

sellers-shadow companies rushed to the market”. 

In Russia, up to 370,000 examinations per year 

are conducted. About 80 percent of all examinations 

are in the modernization and extension of the normative 

terms of safe operation of equipment, buildings 

and facilities of HIF. Normative legal acts establishing 

the procedure for the examination in these segments 

require specification (indicated on the recommendations 

of the parliamentary hearings of 02.04.2016). 

By 2014 Rostekhnadzor has stopped approving 

industrial safety expertise, and introduced notification 

procedure for their registration. Examination quality 

has deteriorated sharply. According to Rostekhnadzor 

estimates, at that time at least a third of expert organizations 

was unfair. 

On January 1, 2014 criminal responsibility of the 

expert was introduced for drawing up the deliberately 

false expertise and a fine for a legal entity for the same 

violation. However, in jeopardy, expert-infringer relied 

on laboratory-legal entity findings, and laboratory put 

off with the fine or disappeared. 

By the end of 2014, the situation has become 

so complicated that it took the intervention of the 

President of the Russian Federation. 

Rybas Alexander, Ph.D. (Engineering), D.Sc. 

(Economics), State Secretary — Deputy Head 

of Rostekhnadzor 

At the parliamentary hearings in February 2016, 

Rybas stated the department’s position: “As Viktor 

Khristenko said once, a camel is an Arabic horse that 

passed the procedure of inter-ministerial coordination. 

That’s why we have to finalize the rules and method 

of industrial safety experts certification based on 

the expert community’s opinion. 

The State moves towards a risk-based approach, 

and we need objective information about the state 

of HIF. With the examination quality we have now, 

a dynamic model of risk assessment is unfeasible. 

Also, the investments allotted for the replacement of 

fixed assets currently will be used to prolong the industrial facilities 

operation. How it will be done depends on the examination quality. Of 

course, some issues could be addressed within the SROs framework. 

However, the SROs operate effectively only where there is a responsible 

professional community, and the industry expertise market is highly 

criminalized. From 4,500 expert organizations that have obtained the 

licenses, only 400 really work. The rest have been created to carry out 

a couple of examinations; afterwards they either do nothing or disappear. 

With regard to certification itself, there is nothing to worry about: 

two hours is enough to answer 200 questions, and those who have 

passed the test, answered those questions before the time expired.” 

Александр Рыбас, к.т.н., д.э.н., статс-секретарь — 

заместитель руководителя Ростехнадзора 

На парламентских слушаниях в феврале 2016 года Рыбас 

так сформулировал позицию ведомства: «Как говорил 

в свое время Виктор Христенко, верблюд – это арабский 

скакун, прошедший процедуру межведомственного 

согласования. Поэтому правила и способ аттестации экспертов 

по промышленной безопасности будем дорабатывать 

с учетом мнения экспертного сообщества. 

Государственный курс – переход на рискориентированный 

подход. Для него нам нужна объективная 

информация о состоянии опасных промышленных 

объектов, а при таком качестве экспертизы, которое есть 

сейчас, динамическая модель оценки рисков невозможна. 

Кроме того, инвестиции, запланированные на обновление 

основных фондов, сейчас пойдут на продление сроков эксплуатации 

промышленных объектов. Как это будет сделано, зависит от качества 

экспертизы. Конечно, какие-то вопросы можно было урегулировать 

в рамках СРО. Но СРО эффективно работают только там, где есть ответственное 

профессиональное сообщество, а рынок промышленной экспертизы 

чрезвычайно криминализирован. Из 4 500 экспертных организаций, 

которым выданы лицензии, реально работает 400 – остальные 

создаются ради одной-двух экспертиз и потом либо бездействуют, либо 

исчезают. Что касается самой аттестации, то ничего страшного в ней нет: 

2 часа на 200 вопросов вполне достаточно, те, кто ее прошел, отвечают 

до истечения этого времени». 

44 




The Energy Ministry has already expressed concern 

about the possible breakdown of contracts for modernization 

of enterprises working in the ministry’s area of 

responsibility – they are the lion’s share of industrial 

expertise customers. However, Rostekhnadzor said 

everything that happens is transition difficulties, and 

expects to solve the problems in consultation with the 

expert community. Why they decided to carry out consultations 

just now is a rhetorical question. 

Danger in Dynamics 

Rostekhnadzor started transition to risk-based 

approach in 2013. The ultimate goal is to make 

supervision adequate to the risk level at every hazardous 

industrial facility. If the risk grows – RTN 

quick response system turns on, if the risk reduces – 

monitoring operating mode acts. Together, it means 

reducing the administrative burden on business, on 

the one hand, and HIF accidents reduction due to 

more efficient operation of the supervisory authority 

– on the other. 

One of the basic elements of a risk-based approach 

is an RTN integrated information system with intelligent 

risk assessment module. All HIF, regardless of 

the class of danger, should be integrated into its production 

control subsystem (PCS “Monitoring”) within 

several years, states the Declaration of the agency goals 

and objectives. 

By that, HIF must be classified and analyzed, including 

for security systems presence. Russian Union of 

Industrialists and Entrepreneurs (RUIE), which accompanies 

this activity as an expert, proposes to make the 

availability and quality of safety systems at production 

facilities as one of the key factors determining the HIF 

hazard category. 

In 2013, the regulatory authority committed all 

hazardous industrial facility owners to pass through 

categorization procedure with data entry in HIF register. 

For hazardous industrial facilities four hazard 

categories has been established: I – very high danger, 

II – high danger, III – average danger, IV – low danger. 

When classifying by hazard categories a static 

method of risk assessment has been used: high risk 

means danger; if it’s about work with hazardous substances 

–high danger. 

During categorization of facility by hazard categories 

Rostekhnadzor was able to focus on the control of 

the I-II categories facility and ease the administrative 

burden on the III hazard category facility. 

The IV category facility, in fact, have been 

removed from under state supervision, but fell under 

the monitoring of RTN automated monitoring systems 

for compulsory liability insurance contracts 

accounting. 

However, the expert community, namely, the RUIE 

and the Higher School of Economics, offer to increase 

the complexity of an approach to hazard categories 

definition and apply integral (by points) estimation 

method. 

INTEGRAL METHOD 

For example, when adding into the HIF register a 

plant has II hazard category and an integrated indicator 

of 10 points. Thus, “penalty” points are awarded for 

дящее трудностями переходного периода и рассчитывает 

снять все вопросы в ходе консультаций с экспертным сообществом. 

Почему консультации решили проводить только 

сейчас – риторический вопрос. 

Опасность в динамике 

Переход на риск-ориентированный подход 

Ростехнадзор осуществляет с 2013 года. Конечная цель – 

сделать надзор адекватным уровню риска на каждом опасном 

промышленном объекте. Нарастает риск – включается 

система быстрого реагирования Ростехнадзора, снижается 

риск – действует режим мониторинга. Все вместе означает 

снижение административного давления на бизнес, с 

одной стороны, и снижение аварийности ОПО за счет более 

эффективной работы надзорного ведомства – с другой. 

Один из базовых элементов риск-ориентированного 

подхода – комплексная информационная система 

Ростехнадзора с интеллектуальным модулем оценки 

рисков. В ее подсистему производственного контроля (СПК 

«Мониторинг») в течение нескольких лет должны быть 

интегрированы все ОПО вне зависимости от класса опасности 

– об этом говорится в декларации целей и задач 

ведомства. 

Но до тех пор ОПО должны быть классифицированы 

и проанализированы, в том числе, на наличие систем безопасности. 

Российский союз промышленников и предпринимателей 

(РСПП), который сопровождает эту деятельность 

в качестве эксперта, предлагает сделать наличие и качество 

систем безопасности производственных объектов одним из 

ключевых факторов определения класса опасности ОПО. 

В 2013 году регулятор обязал всех владельцев опасных 

производственных объектов пройти процедуру категорирования 

с внесением данных в реестр ОПО. Для опасных производственных 

объектов было установлено четыре класса 

опасности: I – чрезвычайно высокая опасность, II – высокая 

опасность, III – средняя опасность, IV – низкая опасность. 

При разнесении по классам опасности использовался 

статический способ оценки риска: большой – значит, опасный; 

если при этом работает с опасными веществами – значит, 

опасный чрезвычайно. 

В ходе категорирования объектов по классам опасности 

Ростехнадзор смог сосредоточить усилия на контроле 

за объектами I–II классов и ослабить административное 

давление на объекты III класса опасности. 

Объекты IV класса, по сути, были выведены из-под 

государственного надзора, но попали под мониторинг автоматизированных 

систем Ростехнадзора по учету договоров 

обязательного страхования ответственности. 

Однако экспертное сообщество, а именно РСПП и 

Высшая школа экономики, предлагают немного усложнить 

подход к определению классов опасности и применить 

интегральный (балльный) метод оценки. 

ИНТЕГРАЛЬНЫЙ МЕТОД 

Допустим, при внесении в реестр ОПО некий завод 

имеет II класс опасности и интегральный показатель 10 

баллов. При этом за износ оборудования, за аварийные 

ситуации, за нарушения требований к ОПО начисляются 

«штрафные» баллы, а за установку дополнительных систем 

безопасности и каждый год безаварийной работы – минусуются 

«бонусные». 

Таким образом, «плохой» завод может подняться из II 

класса опасности в I и угодить под непрерывный госнадзор, 

а «хороший» – перейти в III класс со всеми вытекающими 


45



depreciation of equipment, for emergencies, for violation 

of the requirements to HIF, and for extra safety 

systems installation and every year of trouble-free 

operation “bonuses” are added. 

Thus, the “bad” plant can climb out of II to I hazard 

category and become a target to a continuous state 

supervision, and “good” – can go to class III, with all the 

breaks on State Control. The Economic Development 

Ministry supports this idea. 

Currently, the risk management system (RMS) is 

used in the implementation of 12 types of federal government 

control (see. Fig. 1), including the supervision 

of industrial safety, fire control and other. Fig. 1 shows 

the quality of RMS in various fields, which is estimated 

on the basis of two elements. 

The first element is the system of hazard category 

identification. The second element is the existence of a 

differentiated approach to surveillance depending on 

facility classification in terms of risk. 

The Big is Seen From a Distance 

Since 2016 Rostekhnadzor intends to start mass 

HIF connection to its integrated information system 

(IIS RTN). Subject to integration are video surveillance 

systems, security and fire alarms, telemetry sensors and 

hazardous industrial facility APCSs. 

отсюда послаблениями по госконтролю. Эту идею поддерживает 

Минэкономразвития. 

В настоящее время система управления рисками 

(СУР) используется при осуществлении 12 видов федерального 

государственного контроля (см. рис. 1), включая 

надзор в промышленной безопасности, пожарный надзор 

и другие. На рис. 1 представлено качество СУР в различных 

областях, которое оценивалось на основе двух 

элементов. 

Первый элемент – система определения класса опасности. 

Второй элемент – наличие дифференцированного подхода 

к надзору в зависимости от классификации объектов 

по уровню риска. 

Большое видится на расстоянии 

С 2016 года Ростехнадзор намерен начать массовое 

подключение ОПО к комплексной системе информатизации 

ведомства (КСИ Ростехнадзора). Интеграции подлежат 

системы видеонаблюдения, охранно-пожарные сигнализации 

и оповещение, датчики телеметрии, АСУ ТП опасных 

производственных объектов. 

Летом этого года председателю правительства РФ 

Дмитрию Медведеву была представлена первая пилотная 

модель системы дистанционного контроля промышленной 

безопасности (СДКПБ). 

Port control / Портовый контроль 

(FAMART port administration) 

(Администрация портов Росморречфлота) 

Customs control 

Таможенный контроль 

(FCS of Russia) / (ФТС России) 

Supervision in Civil Defence 

Надзор в области ГО 

(MES of Russia) / (МЧС России) 

Fire supervision 

Пожарный надзор 

(MES of Russia) / (МЧС России) 

Safety control in FEC 

Контроль за обеспечением 

безопасности ТЭК 

(RF Interior Ministry) / (МВД России) 

Supervision in waste management 

Надзор в обращении с отходами 

(Federal Service on Surveillance for Consumer rights protection and 

human well-being, constituent entities of Russia) / 

(Роспотребнадзор, субъекты России) 

Transportation security control 

Контроль в транспортной безопасности 

(Federal Transportation Inspection Service) / (Ространснадзор) 

Sanitary and Epidemiological Surveillance 

Санитарно-эпидемиологический надзор 

(Federal Service on Surveillance for Consumer rights protection 

and human well-being) / (Роспотребнадзор) 

Industrial Safety Supervision 

Надзор в промышленной безопасности 

(Rostekhnadzor) / (Ростехнадзор) 

Environmental supervision 

Экологический надзор 

(Federal Service for Supervision of Natural Resource Usage, 

constituent entities of Russia) / (Росприроднадзор, 

субъекты России) 

Tax management 

Налоговый контроль 

(FTA of Russia) / (ФНС России) 

Supervision in Safety of Hydraulic Structures 

Надзор в безопасности гидротехнических сооружений 

(Rostekhnadzor, Rostransnadzor) / (Ростехнадзор, Ространснадзор) 

* According to the analytical report, "Control and supervisory activities in the Russian Federation (Ministry of Economic Development, Higher School of Economics, RUIE, 2016) 

*По данным аналитического доклада «Контрольно-надзорная деятельность в Российской Федерации» (Минэкономразвития, НИУ ВШЭ, РСПП, 2016 г.) 

Risk assessment procedure 

Процедура оценки риска 

Risk minimization activities 

Меры минимизации риска 

High qality / Высокое качество 

Everage quality / Среднее качество 

Low qality / Низкое качество 

Type of state control (supervision) 

Вид государственного контроля (надзора) 

Inspection body / Орган контроля 

● Fig. 1. Quality of the risk management system. * 

● Рис.1. Качество системы управления рисками.* 

46 




In summer this year, first pilot model of industrial 

safety remote control system (ISRSC) has been introduced 

to Prime Minister Dmitry Medvedev. 

As it follows from Rostekhnadzor ISRSC implementation 

road map, within three months after tests 

completion organizational-methodological and soft 

hardware of the system will be modified. Then the 

requirements will become known of the supervisory 

authority to the structure and parameters of industrial 

processes safety and control systems, the presence 

of which is necessary for HIF integration with 

IIS RTN. 

For one oil industry facility of the hazard category 

I the system cost is about 9 million rubles. It is based on 

the collection and analysis of some HIF parameters in 

an automated continuous mode. 

If the parameters are within normal limits, 

Rostekhnadzor has no interest in the facility. If the 

parameters are changed, the ISRSC analysis module 

responds issuing the forecast of the situation development. 

In this case, the interaction begins of RTN with 

HIF operator that, firstly, allows to inform about the 

problem in time, and secondly, to make a supervisory 

function targeted and effective. Thus, for the owners of 

HIF it would be more profitable to invest in the systems 

of facility safety and production processes monitoring 

to ensure the most favorable mode of interaction with 

the supervisory authority. 

The system consists of four units, each of them is 

responsible for specific tasks: 

● documentary unit – analysis of the documents of state 

bodies, organizations and contractors; 

● control and processing unit – operational control of 

technological processes, incidents; 

● control-visual unit – video, audio and photos of industrial 

safety control, satellite images; 

● analytical unit – operational analysis, event correlation, 

analysis of historical data, forecast, industrial 

safety, risk assessment. 

If the model of remote monitoring software is 

approved by the government, starting from the fall 

this year its widespread implementation will begin first 

on oil production and refining facilities, then on oil 

and gas complex facilities and then on all HIF register 

regardless of the facility hazard category. 

ISRSC is one of the priorities of the Basic 

Principles of State Policy for Industrial Safety. 

However, it does not correlate with the other system 

with similar functionality – HSC “Safe City”, on the 

creation of which the government is working on 

behalf of the ministry. 

We interviewed integrators HSC “Safe City” who 

believe that this is due to incomplete legal status of the 

documents: both Basic Principles of State Policy for 

Industrial Safety and HSC “Safe city” is there in the form 

of concepts and temporary regulations. Technically, 

there is no problem for ISRSC integration with HSC 

“Safe city”. Problems can only arise in matters of interagency 

cooperation. 

The article was originally published in Rubezh 

Magazine, #2, 2016, pp. 41-51. The article is published 

here with permission of Rubezh Magazine, abridged, 

with a few changes. 

Как следует из дорожной карты внедрения, СДКПБ 

Ростехнадзора, в течение трех месяцев после завершения 

тестовых испытаний будет доработано организационнометодологическое 

и программно-аппаратное обеспечение 

системы. Тогда же станут известны требования надзорного 

ведомства к составу и параметрам систем безопасности 

и управления производственными процессами, 

наличие которых обязательно для интеграции ОПО с КСИ 

Ростехнадзора. 

Для одного объекта нефтяной промышленности I класса 

опасности стоимость системы составляет около 9 млн 

рублей. В ее основе – сбор и анализ в автоматическом 

непрерывном режиме некоторых параметров деятельности 

ОПО. 

Если параметры остаются в пределах нормы, 

Ростехнадзор не проявляет интереса к объекту. Если параметры 

меняются, то аналитический модуль СДКПБ реагирует 

выдачей прогноза развития ситуации. В этом случае 

начинается взаимодействие Ростехнадзора с эксплуатантом 

ОПО, что, во-первых, позволит вовремя проинформировать 

о проблеме, во-вторых, сделает надзорную функцию 

адресной и эффективной. Таким образом, владельцам 

ОПО будет выгоднее вложить средства в системы 

безопасности объекта и мониторинга производственных 

процессов, чтобы обеспечить максимально благоприятный 

режим взаимодействия с надзорным ведомством. 

Система состоит из четырех блоков, каждый из которых 

отвечает за выполнение определенных задач: 

● документарный блок – анализ документов государственных 

органов, контрагентов и организации; 

● контрольно-технологический блок – оперативный 

контроль технологических процессов, инцидентов; 

● контрольно-визуальный блок – видео-, аудио- и фотоматериалы 

контроля промышленной безопасности, 

космические снимки; 

● аналитический блок – оперативный анализ, корреляция 

событий, анализ исторических данных, прогноз 

состояния промышленной безопасности, оценка 

рисков. 

В случае если модель дистанционного мониторинга 

ПО получит одобрение правительства, с осени этого года 

начнется ее повсеместное внедрение сначала на объектах 

нефтедобычи и нефтепереработки, затем на объектах ТЭК 

и далее – по всему реестру ОПО вне зависимости от класса 

опасности объекта. 

СДКПБ является одним из приоритетов Основ госполитики 

в области промышленной безопасности. Однако пока 

она никак не коррелирует с другой системой со схожим 

функционалом – АПК «Безопасный город», над созданием 

которого по поручению правительства работает МЧС. 

Опрошенные нами интеграторы АПК «Безопасный 

город» считают, что это связано с незавершенным юридическим 

статусом документов: и Основы госполитики в сфере 

промбезопасности, и АПК «Безопасный город» пока существуют 

в виде концептов и временных нормативных актов. 

С технической точки зрения никаких проблем для интеграции 

СДКПБ с АПК «Безопасный город» нет. Проблемы 

могут возникнуть только в вопросах межведомственного 

взаимодействия. 

Статья была первоначально опубликована в журнале 

«Рубеж», №2, 2016, стр. 41-51. Публикуется с разрешения 

редакции журнала «Рубеж», в сокращенном виде, с небольшими 

изменениями. 


47

R&D 

Optimisation of Hydraulic Fracture 

Spacing for Gas-condensate 

Reservoirs 

Benson Lamidi Abdul-Latif, Saint Petersburg Mining University, Saint 

Petersburg, Russian Federation; Oppong Riverson, Gubkin Russian State Oil 

and Gas University, Moscow, Russian Federation 

Owing to the gradual depletion of conventional hydrocarbon 

reservoirs there is a great desire of oil producing 

countries to sought new hydrocarbon sources for 

economic, security and political reasons. Shale gas, tight gas, 

coldbed methane (CBM) and gas-condensate reservoirs have 

all become very prominent. 

The advent of horizontal well technology and the 

applications of hydraulic fracturing in horizontal gascondensate 

wells have played a vital role in shale gas 

and condensate reservoir development. The primary 

goal of hydraulic fracturing in horizontal gas wells is 

to generate a highly conductive flow path from the 

reservoir through the created hydraulic fracturesinto 

the wellbore in order to economically and technically 

increase gas well productivity index. The primary variables 

that control the productivity of a fractured well 

are the fracture length, the dimensionless fracture conductivity 

and the fracture density (fracture spacing). 

In moderate and high permeability wells, insufficient 

fracture conductivity is a limiting factor in the production 

potential of the well, whereas the limiting factor 

in tight gas reservoirs is usually the effective fracture 

half-length. Fracture density on the other hand plays a 

pivotal role in optimizing gas well deliverability in both 

tight and lean gas reservoirs. 

Even with the advent of horizontal well technology, 

technological challenges such as condensate banking and 

bottomhole pressure depletion in gas reservoirs makes 

gas condensate reservoirs one of the most challenging 

natural gas reservoirs. Condensate banking is still a major 

problem challenging the exploitation of gas condensate 

and shale gas reservoirs. Formation damage in gascondensate 

reservoirs are usually caused by condensate 

buildup around fractures and wellbore hence reducing 

the relative permeability to gas and thereby decreases the 

gas well deliverability. 

In a gas condensate reservoir, poor fracture density 

(spacing) and design might lead to lower gas production 

with a higher economic cost. Due to the fact that pressure 

gradient are usually created normal to a fracture, liquid 

condensates are usually formed within a fracture which is 

also one of the major factors affecting relative permeability 

to gas in the reservoir. Such permeability reductions 

depend on phase behavior of the fluids and penetration 

of liquid condensate, which in turn, depends on the pressure 

drawdown imposed on the well. This effect causes 

an apparent damage that affects the performance of all 

hydraulic fractures in gas-condensate wells. 

In this paper, optimization techniques and methods 

are used to determine optimal fracture design and density 

(spacing) using hydraulic fracturing and horizontal well 

technology in gas condensate reservoirs, thereby reducing 

fracture interference, unnecessary economic cost 

and minimizing fracture face damages. Using simulation 

methods, fracture spacing was optimized as functions of 

well flow rate, net present values (NPV), gas prices and 

gas cumulative production. Also, the effect of parameters 

such as permeability, pore size on phase behavior and 

non-Darcy flow on the production of gas-condensate reservoir 

is presented in this paper. 

Simulations results showed that higher gas prices 

allow for tighter fracture spacing so as to accelerate gas 

recovery rate and hence increases the well NPV. 

Also, sensitivity tools were used to identify factors 

affecting fracture spacing in gas condensate reservoirs. 

This paper also outlines optimization studies on 

fracture geometry (fracture length in gas-condensate 

reservoirs) andfracture spacing in which both analytical 

and numerical tools were used for several developmental 

scenarios in the gas-condensate reservoir environment. 

The design strategy for optimizing the fracture treatment 

once it has been decided to fracture must evidently 

include economic considerations. We will not carry the 

procedure out to the extent that the return on investment 

is calculated, since all of the factors including interest 

rates, gas prices, taxes, treatment costs, etc., will vary, 

making obsolete any results based on assumed values. 

The technical problem of optimizing fracture design and 

density can, however, be separated from the economic 

aspects if the procedure recommended here is followed. 

Introduction 

There are several challenges in a gas-condensate reservoir 

using horizontal and hydraulic fracturing technology. 

Fracture performance is always likely to be affected 

greatly by the presence of liquid condensate, which normally 

leads to fracture face damages. For unconventional 

reservoirs, gas-condensate become more exciting as the 

condensate banking effect is severer due to high-pressure 

drawdown from matrix to hydraulic fracture (Ismail et al, 

2015). Whilst most condensate banking in conventional 

reservoirs can be mitigated by miscible and immiscible 



НИОКР 

fluid injection, most of the condensates formed in shale 

reservoir matrix remains immobile and hence creates a 

dynamic choke whilst locking the matrix block of fractures 

and therefore very difficult to alleviate. For several 

years now, researchers have presented models to optimize 

and to predict fracture performance in gas condensate 

reservoirs. Many authors have documented productivity 

loss in either simulation studies or measured field data 

(Hinchman et al. (1985), Ali et al. (1997), Blom et al. 

(1999)). Wang, et al. (2000) presented a model to predict 

fractured well performance in gas condensate reservoirs, 

quantifying the effects of gas permeability reduction. In 

addition, fracture treatment designs for condensate reservoirs 

were also presented. Cvetkovic, et al (1990) presented 

a model to predict the bottomhole pressure for lean 

and heavy condensates and hence predicted the effect 

of the relative permeability to gas in these reservoirs. It 

was vividly demonstrated that the composition of a gas 

condensate fluid and fracture density significantly affects 

the relative permeability to gas. It was noted that, for lean 

condensates the problem of relative pressure reduction is 

not as significant as in heavy (rich) condensate fields. 

With all these models presented, it is still very cumbersome 

to predict the optimum reservoir bottomhole 

pressure for effective gas production, though possible. 

This paper presents a model that predicts gas well performance 

using hydraulic fracturing in gas condensate wells 

by adjusting fracture design and spacing. 

Study Objectives 

The processes of hydraulic fracture design in horizontal 

gas-condensate well technology is very vital and 

significant since fracture properties such fracture length, 

number of fractures, fracture conductivity and width 

dictate well productivity and the recovery rates. It is de 

facto clear that horizontal well technology is used in 

unconventional resources and in low permeability reservoirs 

because of its massive productivity index though 

sometimes economically not attractive. To incorporate 

hydraulic fracturing design into horizontal well technology, 

there are some basics questions engineers need to 

ponder over. These might include: 

● Fracture geometry? 

● The number of fractures to be designed? 

● Well and fracture spacing values? 

● Volume of proppant used or fracture fluid properties 

and quantity? 

● Fluid Injection rate? 

Many authors have documented papers predicting 

fracture geometry in the past decades. Malgalhaes et al 

(2007) applied the distributed volume source method 

to study the performance of horizontal wells with or 

without fractures in low-permeability gas formations. 

Sentivity study in his study showed the effect of horizontal 

well length, number of transverse fractures, fracture 

orientation and well spacing on well performance. Britt 

at al (2009) optimized fracture number, fracture halflength 

and fracture conductivity as function of economic 

coefficients and incorporated methods in risk mitigation. 

Marongiu-Porcu et al (2009) predicted the optimum number 

of fractures using methods from the unified design 

approach (Economides, 2002). In the literature view of 

optimizing fracture geometry and fracture spacing most 

authors based their conclusions on sensitivity analysis 

for the optimum fracture design. Though this approach is 

convenient, its disadvantage is that it is time consuming, 

non-automated and usually very tedious with few parameters 

been taken into account in the sensitivity analysis. 

This paper presents a much comprehensive method for 

the optimal hydraulic fracture design and treatment in 

horizontal gas-condensate reservoirs. Also in this paper, 

optimization techniques and analytical methods are used 

to determine optimum fracture design using hydraulic 

fracturing technology in gas-condensate reservoirs with 

the effect of non-Darcy effects in a fracture, in which the 

effects of condensate banking was considered to reduce 

unnecessary economic cost (proppant volume, fracture 

length etc.) and fracture damages. 

Optimising Fracture Geometry: Analytical 

Expressions Using Schechter Approach 

With a known fluid injection history, we can predict 

the fracture dimensions and wellbore pressure in a well 

using models such Penny-shaped, PKN (Fig. 1) and KGD. 

It is though much difficult to predict fracture dimensions 

in a gas-condensate reservoir due to the effects of 

condensate banking in the near wellbore area. The gascondensate 

reservoir behavior is divided into 3 regions 

once the bottomhole pressure falls below the dewpoint 

pressure - the near wellbore region in which both phases 

flow towards the well; the region between the dewpoint 

pressure and the condensate radius with a two phase flow 

but with only gas flowing towards the well and the far end 

region, with a single gas phase. 

In this section, optimization techniques and analytical 

methods are used to determine optimum fracture 

geometry using hydraulic fracturing technology in gascondensate 

reservoirs with the effect of non-Darcy effects 

in a fracture, in which the effects of condensate banking 

was considered to reduce unnecessary economic cost 

(proppant volume, fracture length etc.) and fracture damages. 

● Fig. 1. Basic notation for Perkins-Kern fracture geometry model for 

a vertical well (Economides, 2000). 

Fracture Length Optimization: Analytical Model 

for Darcy Flow, Above the Dew Point 

Analytical Expression for Optimum Fracture Length 

using Schechter approach 

When a fractured well is put on production, the flow 

is linear into the fracture. If the well flowing pressure is 


49

R&D 


● Fig. 2. Top view of vertically fractured 

well with variable fracture conductivity 

without the effect of condensate banking. 

constant, the production rate will initially be large and 

flow approaches the semisteady state production. But, 

if the production rate is held constant, the well flowing 

pressure will decline. The initial linear flow period is 

not often of great importance when optimizing fracture 

design in gas-condensate reservoirs. In this section we 

present the top view of a fractured well with variable 

fracture conductivities in which the effect of condensate 

banking was not considered (Fig. 2). We found an analytical 

expression for the optimum fracture length in a gascondensate 

well as shown below: 

According to Schechter 

Radial flux given by Darcy’s law is 

gas viscosity, the productivity index for a fractured well 

can be derived as: 

On integrating, we get, 

Multiplying both sides by 

gives us 

For unfractured wells productivity is obtained as: 

Where q is the production rate 

The productivity index for liquids and gases are defined 

as, 

for liquids 

for gas 

Assuming a constant pressure P e at the drainage radius r e 

ρ w is the density at the wellbore 

From Schechter sketch of top view of vertically fractured 

well with variable fracture conductivity in Fig. 2 

Assuming, 

we get 

This equation is derived by noting that over an arc of 

length (2πr – 2w f ), the permeability is the formation permeability 

and over the very small length 2w f the permeability 

is the fracture permeability, k f . Hence assuming a constant 

50 



НИОКР 

As we take limits of the denominator, the expression 

reduces to: 

For there to be an optimum, 

Fracture Length Optimization: Analytical Model 

for Darcy Flow Below the Dew Point 

Analytical Expression with Condensate dropout 

using Schechter’s approach 

In this section we present the top view of a fractured 

well with variable fracture conductivities in which the 

effect of condensate banking was considered (Fig. 4). We 

found an analytical expression for the optimum fracture 

length in a gas-condensate well as shown below: 

The productivity index for liquids and gases are 

defined as, 

Using Blake-Kozeny fracture permeability equation 

, and the proppant volume relation 

We find the optimal fracture length as; 

.......................................(1) 

On integrating 

Assuming k f >>>k 

● Fig. 3. Optimum fracture lengths results from simulations compared 

to analytical results above the dew point. 

● Fig. 4. Top view of vertically fractured 

well with variable fracture conductivity with 

the effect of condensate banking. 


51

R&D 


Assuming 

Using Blake-Kozeny fracture permeability equation 

, and the proppant volume relation 

We find the optimal fracture length as; 

● Fracture orientation in the stimulated reservoir volume 

In this section we considered the following: 

1. The effects of non-Darcy flow on cumulative gas production 

The effect of non-Darcy flow on cumulative gas production 

was investigated. It was noted that, non-Darcy 

flow has insignificant effect on the cumulative gas production. 

......(2) 

Note that when r d = 0 or, k rg = 1we get back the equation 

for optimum fracture length for single-phase gas flow 

governed by Darcy’s law in equation (1). 

● Fig. 6. Non-Darcy flow effect on cumulative gas produciton. 

2. Desorption effects on gas-condensate well production 

● Fig. 5. Optimum fracture half-length as functions of proppant mass 

for rich and lean fluids above the dew point. 

Optimizing of Fracture Spacing 

Several simulation runs were performed to investigate 

the effects of different parameters such as PVT 

data correction, permeability, pore size, non-Darcy 

flow effect, desorption effect and fracture spacing 

on the production of a gas-condensate well. Fracture 

spacing was optimized as functions of well flow rate, 

net present values (NPV), gas prices and gas cumulative 

production. Fracture density of 20 meters, 40 meters 

60 meters, and 90 meters are considered within the 

stimulated reservoir volume. 

● Fig. 7. Desorption effect on cumulative gas production. 

52 



НИОКР 

● Fig. 8. Desorption effect on cumulative condensate production. 

● Fig. 11. A basic pressure depletion around the near wellbore area in 

the stimulated reservoir volume. 

3. Effects of fracture spacing on gas-condensate well production 

● Fig. 9. Effect of fracture spacing on cumulative gas production. 

● Fig. 12. A top view of gas phase saturation in a gas-condensate 

simulator reservoir. 

● Fig. 10. Effect of fracture spacing on cumulative condensate production. 

● Fig. 13. NPV values as a function of fracture spacing using simulation 

runs for gas production. 


53

R&D 


August 15, 2015 September 15, 2015 October 15, 2015 

● Fig. 14. NPV values as a function of fracture spacing using simulation 

runs for condensate production. 

The following simulation diagrams show the effects of 

condensate formation relative to reservoir properties such 

as reservoir pressure, condensate saturation and gas relative 

permeability whilst the well is kept on production (Li Fan et 

al. 2015 – Understanding Gas-Condensate reservoirs). 

August 1, 2015 August 15, 2015 


Summary and Conclusion 

In this paper, analytical expression for the optimum 

fracture length is derived for gas flow below and above 

the dew point pressure in which the effect of condensate 

banking was incorporated. Simulations results showed 

that results from the analytical expression coincided with 

that of the results obtained from numerical simulation. 

We therefore recommend that these analytical expressions 

can be used as a simple and less-time consuming 

method to evaluate the optimum fracture lengths for gascondensate 

reservoir. 

It was concluded that the optimum fracture length 

for gas-condensate reservoirs is higher for richer fluids 

and an increment in fracture permeability led to an increment 

in the optimum fracture length. Also, for low permeability 

reservoirs, longer optimum fracture lengths are 

recommended. 

We also presented multiphase compositional modeling 

of a gas-condensate reservoir using real data values 

from SPE archieves. The effects of non-Darcy flow, desorption, 

permeability variation and fracture spacing were 

investigated on a gas-condensate well production. We 

found out that desorption effect on gas-condesate reservoirs 

is insignificant. Also, increasing fracture spacing 

enhanced cumulative gas and initial condensate production. 

The effect of condensate banking was also considered 

outside the stimulated reservoir volume, and we realized 

that due to condensate formation, condensate production 

decreased with an increment in fracture spacing. 

We concluded that the peak production of condensate 

was obtained at a fracture spacing of 40 meters. 


Nomenclature 

w f - fracture width, m 

h f - fracture height, m 

r w - wellbore radius, m 

x f - fracture half-length, m 

r 1, r 2, r 3 - fracture radii at different intervals, m 

k s - permeability of stimulated area, mD 

V p - volume of proppant used, m3 

k f - fracture permeability, mD 

h - formation thickness, m 

ф f - fracture porosity, fraction 

r d - condensate radius, m 

q - production rate 

ρ w - density at wellbore 

J f - fractured well conductivity 

J - well productivity index 

J o - unfractured well productivity 

k rg - relative gas permeability 

L opt - optimum fracture length 



References 

1. Economides M., Deimbachor F.X., Brand C.W., and Heinemann Z.E.: Comprehensive Simulation 

of Horizontal Performance, SPE Formation Evaluation Journal, Vol.6, No.4, December 1, 1991, pp 

418-426. 

2. Economides M., and Martin A.N.: How to Decide between Horizontal Transverse, Horizontal 

Longitudinal, and Vertical Fractured Completions, paper SPE 134424 presented at the Annual 

Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, September 19-22, 2010. 

3. Meyer B.R., Bazan L.W., Jacot R.H., and Lattibeaudiere M.G.: Optimization of Multiple 

Transverse Hydraulic Fractures in Horizontal Wellbores, paper SPE 131732 presented at the SPE 

Unconventional Gas Conference, Pittsburgh, Pennsylvania, February 23-25, 2010. 

4. Al-Anazi H., Al-Kanaan A., Pacheco E., and Rahim Z.: Evaluation and Selection of Stimulation 

Methods in Horizontal Gas Wells for Production Optimization Using Numerical Modeling of Well 

Performances, paper SPE 167090 presented at the SPE Unconventional Resources Conference 

and Exhibition – Asia Pacific, Brisbane, Australia; November 11-13, 2013. 

5. Cipolla, C.L., Lolon, E.P., Mayerhofer, M.J., and Warpinski, N.R. 2009. Fracture Design 

Considerations in Horizontal Wells Drilled in Unconventional Gas Reservoirs. Paper presented 

at Hydraulic Fracturing Technology Conference, The Woodlands, Texas. Society of Petroleum 

Engineers 119366. 

6. Ozkan, E., Brown, M., Raghavan, R., and Kazemi, H. 2009. Comparison of Fractured Horizontal 

Well Performance in Conventional and Unconventional Reservoirs. Paper presented at Western 

Regional Meeting, San Jose, California. Society of Petroleum Engineers 139097. 

7. Wan, J. and Aziz, K.: ‘Multiple Hydraulic Fractures in Horizontal Wells,’ paper SPE 54627 presented 

at the SPE Western Regional Meeting, Anchorage, Alaska, May 26-27, 1999. 

8. Afidick, D., Kaczorowski, N.J. and Bette, S.: “Production Performance of Retrograde Gas 

Reservoir: A Case Study of the Arun Field,” paper SPE 28749, presented at the 1994 SPE Asia 

Pacific Oil and Gas Conference, Melbourne, Australia, November 7-10. 

9. Schechter, R.S., Oil Well Stimulation, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1992. 

54 


ADVERTORIAL SECTION 

AUTOMATION 

AVIST Platform – the Foundation for Improving 

Efficiency of Oil and Gas Assets 

Платформа AVIST – основа повышения 

эффективности нефтяного актива 

Leonid Tikhomirov, Ph.D. (Engineering), 

CEO of Parma-Telecom, ITPS Group 

Sergei Volkov, Ph.D. (Physics and Mathematics), 

“I-Field” solution leader 

Леонид Тихомиров, к.т.н.,генеральный директор компании 

«Парма-Телеком», группа компаний ITPS 

Сергей Волков, к.ф.-м.н., руководитель направления 

«Интеллектуальное месторождение», группа компаний ITPS 

In recent years, the competitive landscape in the global oil and 

gas industry has changed significantly, forcing upstream companies 

to challenge the prospects of their further growth. The era of 

“easy oil” has come to an end – oil and gas assets are often located 

in hard-to-reach places, at deeper horizons, and reserves are often 

difficult to recover. Besides, new players are entering the market 

with advanced approaches to oil production, thus actively changing 

the familiar market. 

Oil and gas companies make significant efforts to retain their 

competitiveness, systematically working to reduce hydrocarbons 

production costs and OPEX, mastering new technologies and 

implementing effective management tools. According to the estimates 

of the Russian Academy of Sciences, ~70 percent of innovative 

solutions enabling oil companies to grow successfully in the 

current environment are based on various methods of oil recovery 

enhancement, while ~30 percent involve intellectual methods of 

production management improvement. 

Development of the latter is largely driven by the significant 

progress of real-time data (RTD) collection and management technologies. 

Automated production facilities make it possible to capture 

large amounts of field data in a more timely manner, whilst 

new means of technological process control based on RTD processing 

enable implementation of advanced approaches to carbohydrate 

production management. 

Management Evolution 

Increased automatization of oil and gas production sites renders 

it possible to move from the traditional model characterized by the 

reactive approach in terms of handling a particular occurrence to 

proactive and predictive management. 

Today, most operational production decisions are made post 

factum: a certain event occurs at a production site, and when the 

time-lagged information reaches the HQ, the causes of the event 

are reviewed, consequences are evaluated and decisions are finally 

made. This approach leads to a significant waste of time and 

reduces operational responsiveness. 

Opportunities of working with RTD, which is automatically processed, 

make it possible to increase responsiveness, i.e. to manage 

proactively. 

В 

последние годы в мировой нефтегазовой отрасли происходят 

существенные изменения конкурентной среды, в связи с чем 

добывающие предприятия вынуждены серьезно задумываться 

о перспективах своего развития. Время «легкой нефти» закончилось 

– новые нефтегазовые активы зачастую открывают в труднодоступных 

местах, углеводороды залегают глубже, все чаще приходится 

работать с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, на рынке 

появляются новые участники, которые применяют новейшие подходы 

в нефтедобыче, тем самым активно изменяя привычный рынок. 

Нефтегазовые компании прикладывают значительные усилия для 

сохранения своей конкурентоспособности: они систематично работают 

над снижением себестоимости добычи углеводородов, сокращением 

капитальных затрат, осваивают новые технологии и внедряют эффективные 

инструменты управления. По оценкам Российской академии наук, 

в инновационных решениях, позволяющих нефтяникам успешно развиваться 

в современных условиях, на долю методов увеличения нефтеотдачи 

и нефтеизвлечения приходится до 70% и до 30% – на интеллектуальные 

методы совершенствования производственного управления. 

Развитию последних во многом способствует значительный прогресс 

технологий сбора и управления данными реального времени (Real Time 

Data, RTD). Благодаря автоматизации производственных объектов, сбор 

промысловых данных осуществляется гораздо более оперативно и в 

больших объемах, а использование новых средств контроля технологического 

процесса на основе обработки полученных данных в реальном времени 

позволяет внедрять передовые подходы к управлению технологическими 

процессами добычи углеводородов. 

Эволюция управления 

Повышение уровня автоматизации производственных площадок 

нефтегазодобывающих предприятий делает возможным переход от традиционной 

модели управления, когда в основном оперативное управление 

выполняется в ответ на то или иное событие, к проактивному и предиктивному 

управлению. 

На сегодняшний день большинство оперативных производственных 

решений принимаются в режиме «постфактум»: на производственной 

площадке происходит событие, информация о нем поступает, как правило, 

с некоторой задержкой, затем анализируются причины события, оцениваются 

последствия, после чего принимаются решения. При таком подходе 

теряется время и снижается оперативность управления. 

Возможности работы с данными реального времени, которые проходят 

через автоматическую обработку, позволяют значительно ускорить 

реагирование на события, что соответствует проактивному управлению. 

Следующий, по-настоящему революционный шаг – переход к управлению 

на основе прогноза, когда использование мощных интегрированных 

аналитических инструментов с возможностью выработки в реальном времени 

вариантов оптимизационных решений позволяет прогнозировать 

события и принимать максимально эффективные решения. 

Ключевым условием реализации такого подхода является интеграция 

данных, прогнозных моделей, операционных планов и персонала 

– внедрение модели управления на основе интегрированных операций. 

Традиционная модель работы производственных служб, когда 

каждая служба (разработки месторождений, геологическая, технологи- 


АВТОМАТИЗАЦИЯ 

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ 

The next truly revolutionary step is management based on forecasting, 

which implies the use of powerful integrated analytical 

tools with opportunities for real-time development of optimization 

solutions, allowing to forecast events and make the most effective 

decisions. 

A key condition for implementing this approach is deep integration 

of data, predictive models, operational plans and staff, i.e. 

implementation of a management model based on integrated operations 

(IO). The traditional operating model of production support 

units, when each unit (field development, geologists, engineers, 

mechanics and power engineers, instrumentations and control, 

etc.) works out a separate solution and then a final decision 

is made at a joint meeting, becomes inefficient if RTD is available. 

Experience has proven effective operational production decisions 

based on RTD should be made based on the ongoing work of interdisciplinary 

teams. 

Global oil and gas leaders, who implemented the oil and gas production 

management model based on IO, have achieved substantial 

effects. For instance, IO helped BP increase the oil and gas production 

rate by 2.5-5.5 percent and reduce labor effort by a quarter. 

Chevron decreased idle well rate by 5-10 percent and reduced 

the attendance of idle well locations by 30 percent. Saudi Aramco 

reduced labor effort and well attendance by almost a third. 

IO model 

Implementation of the IO concept usually begins with the introduction 

of several basic approaches required for launching the 

integrated approach. Among them are Integrated Asset Modeling 

(IAM) and Integrated Activity Planning (IAP) and tools for processing, 

storing and analyzing field RTD, which allow to implement 

the Choke Model approach to asset management. A major 

component of the new management approach is the Center of 

Integrated Operations (CIO), responsible for organizing interdisciplinary 

teamwork to make predictive decisions. 

ITPS Group (incl. Parma-Telecom) established itself as a leader 

in the field of information technologies, management consulting, 

engineering and system integration for major production enterprises, 

including fuel and energy companies in Russia and the CIS. 

Relying on more than 10 years of oil and gas experience, ITPS specialists 

developed an approach to the implementation of IO and an 

AVIST (Asset Visualization Smart Technology) universal software 

platform, designed for exploration and production management 

based on this model. 

During studies and operations of oil and gas company assets 

(licence blocks, production targets, wells, surface production facilities, 

etc.) a lot of data is generated and accumulated in different 

storages and bases. Integrated management requires consolidation 

of this data and an integrated asset model. 

IAM combines separate models of formations, wells, flow line 

and transport systems, oil, water and gas treatment units, and 

allows to take into account their mutual effects, which significantly 

increases prediction accuracy. Integrated models are exactly the 

basis on which the new approach to production planning and optimization 

is realized, as well as event and work planning by various 

functional services. 

Integrated modelling tools for oil and gas production processes 

are also applied at the field development and construction stage. 

They can be used in particular to develop technical specifications 

for asset design, analysis of oil and gas production processes from 

the moment of commissioning, assessment of the equipment’s 

influence on the project’s technical and financial indicators, etc. 

For enterprise monitoring and management based on RTD, visualization 

solutions for operational control and analysis are used. 


ческая, механоэнергетическая, КИПиА и др.) отдельно генерирует решение 

поставленной задачи, после чего на совместном совещании принимается 

окончательное решение, при наличии данных реального времени 

становится малоэффективной. Как показывает практика, для выработки 

эффективных производственных решений на постоянной основе должны 

действовать междисциплинарные группы. 

Лидеры мировой нефтегазовой индустрии, которые внедрили модель 

управления нефтегазодобычей на основе интегрированных операций, 

достигли существенных эффектов. Так, в результате применения интегрированных 

операций компанией BP, прирост дебита нефти и газа составил 

2,5-5,5%, трудозатраты снизились на четверть. Chevron добилась снижения 

простоев скважин на 5-10% и на 30% уменьшила количество выездов 

в места их размещения. В компании Saudi Aramco такие показатели, 

как трудозатраты и число выездов, сократились почти на треть. 

Модель интегрированных операций 

Как правило, концепцию интегрированных операций начинают реализовывать 

с внедрения нескольких базовых подходов, необходимых для 

запуска в работу интегрированного подхода. Среди них – средства интегрированного 

моделирования и интегрированного планирования, инструменты 

обработки, хранения, аналитики промысловых данных в режиме 

реального времени, применение которых позволяет реализовать подход 

к управлению нефтегазовым активом с использованием инструмента 

модель ограничений. Важнейшим компонентом нового подхода к управлению 

является центр интегрированных операций (ЦИО), отвечающий за 

организацию работы междисциплинарных групп с целью принятия решений 

в предиктивном режиме. 

Группа компаний ITPS (в нее входит «Парма-Телеком») является одним 

из лидеров в России и странах СНГ в сфере информационных технологий, 

управленческого консалтинга, инжиниринга и системной интеграции 

для крупных производственных предприятий, в том числе топливно-энергетического 

комплекса. Опираясь на более чем десятилетний опыт работы 

с предприятиями нефтегазовой отрасли, специалисты ITPS разработали 

подход к реализации модели интегрированных операций и универсальную 

программную платформу AVIST (Asset Visualization Smart 

Technology), предназначенную для управления процессами разработки и 

добычи на базе этой модели. 

В рамках изучения и эксплуатации активов нефтегазовой компании 

(лицензионные участки, объекты разработки, скважины, наземные технологические 

объекты и т.д.) формируется множество данных, которые 

собираются в различных средствах хранения и базах данных. Чтобы осуществлять 

интегрированное управление, необходимо объединить эти 

данные и построить интегрированную модель актива. 

Интегрированная модель актива объединяет отдельные модели 

пласта, скважин, системы нефтесбора и транспорта, установок подготовки 

нефти, воды и газа и позволяет учесть их взаимное влияние, 

благодаря чему значительно повышается точность прогнозов. На основе 

применения интегрированных моделей реализуется новый подход к 

оптимизации добычи, планированию работ и мероприятий производственными 

службами. 

Интегрированная модель месторождения также применяется на этапе 

его проектирования и обустройства. В частности, она может использоваться 

для проработки технических заданий на проектирование разработки 

и обустройства актива, для анализа процесса добычи нефти и газа с 

момента запуска месторождения в эксплуатацию, оценки влияния оборудования 

на технико-экономические показатели проекта и т.д. 

Для мониторинга и управления предприятием на основе данных 

реального времени применяются визуализационные решения для 

оперативного контроля и анализа. На организационном уровне создается 

центр интегрированных операций. Это оснащенная необходимыми 

технологиями среда, где созданы все условия для успешной 

совместной работы специалистов разных служб (геологов, технологов, 

механиков и т.д.). Ключевыми компонентами ЦИО являются 

57


AUTOMATION 

OIL AND GAS MANAGEMENT MODEL BASED ON INTEGRATED OPERATIONS 

 

 

Center of Integrated Operations (Production Support Center) 

cross-disciplinary operational activities of production unit employees 

( ) 

 

MES 

(Production, tech.regime, 

research, etc.) 

(, , 

, 

.) 

Geological 

and geophysical 

data 

- 

 

 

Maintenance and repair of equipment 

 

Real-time data 

(RTD) 

● Fig. 1. Oil and gas enterprise management model based on IO and the AVIST Platform. 

● Рис. 1. Модель управления предприятием нефтегазодобычи на основе интегрированных операций с использованием 

платформы AVIST. 

A Center of Integrated Operations is being established at the 

organizational level. It is an environment equipped with the 

required technologies, enabling successful joint work of various 

specialists (geologists, engineers, mechanics, etc.) Among the key 

elements of the Center of Integrated Operations are solutions for 

communication and work flow setup, as well as a knowledge base, 

which enables retention and sharing of experience, even if knowledge 

holders leave the company. 

AVIST Integration Platform 

ITPS offers AVIST – a proprietary integration platform – as a 

technological basis for the Center of Integrated Operations. Its 

goal is to consolidate, process, analyze and visualize engineering 

and field systems’ data, forecast events at production facilities and 

support operational production decision making based on IAM with 

the actual potential of the field taken into account. 

AVIST integrates with the modelling tools and various IT systems 

utilized at the facility, and ensures their synchronization and coordination. 

AVIST includes three modules, combined in a single informational 

space. They can be installed both together and separately. 

AVIST.Prediction & Choke Modeling provides decision making 

support within operational planning and production management, 

решения для коммуникаций и выстраивания рабочих процессов, а 

также база знаний, обеспечивающая сохранение и распространение 

накопленного опыта, даже если специалисты – носители этих знаний 

– покинут компанию. 

Интеграционная платформа AVIST 

В качестве основы для технологического оснащения ЦИО ITPS предлагает 

собственную разработку – интеграционную платформу AVIST, предназначенную 

для консолидации, обработки, анализа и визуализации данных инженерных и 

промысловых систем, для прогнозирования событий на производственных объектах 

и поддержки принятия оперативных производственных решений на основе 

средств интегрированного моделирования актива, с учетом реального потенциала 

месторождения. 

Платформа интегрируется с используемыми на предприятии инструментами 

моделирования и различными ИТ-системами, обеспечивает синхронизацию 

и координацию их работы. 

Платформа AVIST включает три модуля, объединенных в общее информационное 

пространство. Они могут устанавливаться как по отдельности, 

так и в комплексе. 

Модуль AVIST.Prediction & Choke Modeling (Интегрированное моделирование 

и модель ограничений) обеспечивает поддержку принятия решений 

при выполнении оперативного планирования и управления производством, 

автоматизирует процессы выработки вариантов оптимизации 


АВТОМАТИЗАЦИЯ 


and automates the process of developing production optimization 

options with the help of IO technology (IAM, Choke Model). 

The module enables management of integrated model versions 

and their components, automates routine operations focused on 

maintaining the model’s relevant state and enables different scenarios 

of calculation and optimization of production goals. For 

instance, if geologists need to include performance analysis of 

geological and engineering operations in the integrated model, 

engineers – to identify pressure distribution in a pipe at a given 

section, and mechanics – to calculate equipment load, they can do 

it all using this module. 

The AVIST.Planning module consolidates divisions’ functional 

plans, creates an integrated plan, while calculating the final 

production profile, applying, among other means, the integrated 

model, monitors the integrated plan’s implementation and ensures 

its timely adjustment. 

One of the key capabilities of the module is optimization of 

the integrated plan according to certain criteria and the target 

function. Optimization model examples: reduced shortfalls with 

technological and resource limitations taken into account, production 

maximization based on potentials (with technological 

and resource limitations taken into account), levelling of periodic 

well stock (reduction and stop start balancing for levelling 

of collection system load), optimization of crew schedules and 

resources used. 

The module allows to create a single production planning environment 

for all operational activities on the field and to continuously 

improve the planning process based on multi-criterial and 

multi-target optimization. 

AVIST.Operation Module (Emergency log. Event and alarm management) 

is responsible for monitoring and operational management 

of events in real-time mode. The module controls thousands 

of indicators and provides engineers with tools for developing analytic 

rules – sets of logical rules for filtration of signals from numerous 

technological units, designed to process only those events 

which could have a dramatic effect on key production processes. 

The module allows to reduce the time of reaction to an event, along 

with the possibility of emergency situations. 

The AVIST platform is installed directly at the customer’s location 

and is either integrated with the existing systems or is provided 

as a service according to the SaaS model together with missing 

engineering software, as well as methodological and business 

support. Prior to platform implementation, ITPS specialists perform 

a comprehensive analysis to assess and determine the major 

impacts of implementation. 

The AVIST Platform is used by the oil and gas industry. 

Among the impacts of AVIST are reduced shortfalls and losses 

due to prompt identification and forecasting of technological 

restrictions and complications, as well as increased efficiency 

of equipment handling. For instance, integrated modelling 

at a brownfield in Kazakhstan (~300 wells, total annual production 

– 800,000 tons of oil) with the help of the AVIST solution 

helped significantly reduce shortfalls thanks to the identification 

and elimination of bottlenecks in the product collection 

system and optimization of well equipment operation. The overall 

technological effect amounted to more than 43,000 tons of 

oil (1.2 percent of 2012–2015 production). An additional effect 

was a slowdown in the decline of oil production from 15.5 to 

10.5 percent a year. 

On a long-term horizon the AVIST platform is able to increase 

the current oil recovery index and significantly reduce OPEX and 

CAPEX. 

производства с применением технологий интегрированных операций 

(интегрированного моделирования, модели ограничений). 

Модуль обеспечивает управление версиями интегрированных моделей 

и их компонентов, автоматизирует рутинные операции по поддержанию 

моделей в актуальном состоянии и позволяет настраивать различные 

сценарии расчета и оптимизации производственных задач. Например, 

если геологам необходимо заложить в интегрированную модель анализ 

эффективности геолого-технического мероприятия, технологам – определить 

распределение давления в трубе на заданном участке, а механикам 

– рассчитать нагрузки на оборудование, все эти сценарии могут быть реализованы 

в данном модуле. 

Модуль AVIST.Planning (Планирование добычи) обеспечивает консолидацию 

функциональных планов подразделений, создание интегрированного 

плана с расчетом итогового профиля добычи, в том числе средствами 

интегрированной модели, и мониторинг выполнения интегрированного 

плана, его оперативную корректировку. 

Одна из ключевых возможностей модуля – оптимизация интегрированного 

плана по определенным критериям и требуемой целевой функции. 

Примеры оптимизационных моделей: сокращение недоборов с учетом 

технологических и ресурсных ограничений, максимизация добычи 

на основе потенциалов (с учетом технологических и ресурсных ограничений), 

выравнивание работы периодического фонда скважин (сокращение, 

балансировка пусков-остановов для выравнивания нагрузки на 

систему сбора), оптимизация используемых ресурсов, графика движения 

бригад. 

Модуль позволяет сформировать единую среду производственного 

планирования всей операционной деятельности на месторождении и 

постоянно совершенствовать процесс планирования на основе многокритериальной 

и многоцелевой оптимизации. 

Модуль AVIST.Operation (Аварийный журнал. Управление событиями и 

инцидентами) предназначен для мониторинга и оперативного управления 

событиями в режиме реального времени. Модуль контролирует тысячи 

показателей и предоставляет инженерам-технологам инструменты формирования 

аналитических правил – наборов логических правил фильтрации 

сигналов от множества технологических объектов для обработки 

только тех событий, которые могут оказать критическое влияние на ключевые 

производственные процессы. Модуль позволяет минимизировать 

время реакции на события и снизить вероятность возникновения нештатных 

ситуаций. 

Отечественная платформа AVIST дешевле зарубежных аналогов. Она 

устанавливается непосредственно у заказчика и интегрируется с уже внедренными 

системами или предоставляется как сервис по модели SaaS 

вместе с недостающим инженерным программным обеспечением, а также 

с методологической и бизнес-поддержкой. Прежде чем приступить к внедрению 

платформы, специалисты ITPS проводят всесторонний анализ для 

оценки и определения наибольших эффектов внедрения решения. 

Платформа AVIST используется в нефтегазовой отрасли. В числе 

эффектов применения AVIST – сокращение недоборов и потерь за счет 

оперативного выявления и прогнозирования технологических ограничений 

и осложнений; повышение эффективности эксплуатации оборудования. 

Так, применение решения AVIST для интегрированного моделирования 

на одном из зрелых нефтяных месторождений в Казахстане (около 

300 скважин, суммарный годовой объем добычи – 800 тыс. т нефти) 

позволило существенно сократить недоборы благодаря выявлению и 

устранению узких мест в системе сбора продукции, оптимизации работы 

оборудования скважин. Суммарный технологический эффект составил 

более 43 тыс. т нефти (1,2% от добычи 2012–2015 гг.) Кроме того, 

был получен эффект в виде замедления темпа падения добычи нефти с 

15,5 до 10,5% в год. 

В долгосрочной перспективе использование платформы способно обеспечить 

повышение текущего КИН и существенное снижение операционных 

и капитальных затрат. 


59


INTERVIEW 

ТМК Develops Successful Strategic Partnerships 

ТМК: стратегическое партнерство – залог успеха 

Article supplied by TMK 

Статья предоставлена ТМК 

Under the conditions of oil prices downturn, production companies around the 

world face a number of difficulties. TMK Company that ranks among the global 

top three pipe producers not just copes with the situation, but also benefits 

from it. TMK First Deputy General Director Vladimir Oborskiy talks on the implementation 

of an effective strategy, new projects and achievements in the field of 

import substitution. 

Vladimir Bronislavovich, how has oil price downturn affected the market of oilfield 

tubular products? 

Of course, low oil prices forced oil and gas operators to reduce costs and adjust 

their strategies to the new realities. TMK enterprises operate in Russia, Europe, America 

and the Middle East. And we see that the crisis affected to a greater extent the US market, 

where, because of falling oil prices the companies significantly reduced purchase 

amount of tubular products. But in Russia and the Middle East hydrocarbon producers 

are more optimistic, expecting a speedy recovery of the market, and if the amount of the 

pipes purchase reduced, the decrease is insignificant. 

How the producers of tubular products manage not only to survive in difficult conditions, 

but also to take advantages of them? 

We go through a crisis with confidence, thanks in part to properly structured relationships 

with strategic partners. Moreover, it is in the last year or two, that we started 

to implement the most ambitious and largely breakthrough projects. TMK signed an 

agreement on scientific and technical cooperation with virtually all key Russian oil and 

gas companies, and we go in this work to the next level. We continue to win in a competition 

for the supply of tubular products for the largest consumers – Gazprom, Rosneft, 

Tatneft, Surgutneftegas, LUKOIL, Gazprom Neft, Bashneft. According to the results of 

competitions, TMK further increase its share in the supply of products with TMK UP premium 

connections. Many projects of Russian oil and gas companies have come under 

sanctions, and TMK launches its products, replacing imports. We are now strengthening 

our position in the Russian pipe market and successfully compete in the world with 

other industry leaders. 

What has been achieved in addressing issues of import substitution? 

Over the past ten years we have radically modernized production facilities. In TMK 

result of this work is more than obvious: now in Russia and the CIS countries only we 

can produce the whole range of petroleum products imported analogues of which are 

subject to the sectoral sanctions. Today, we invest in modernization of production facilities, 

although we already completed a basic ten-year investment program as early as 

2014. Now the focus is on finishing operations: heat treatment, finishing pipes, coating, 

threading. That is what will allow us to develop our product and offer in the market pipes 

with high performance for the most complex projects. 

What we offer in the market or have in developments on the partners’ orders covers 

a significant proportion of the needs of our customers. We actively develop insulated 

tubing production technology for Gazprom and for oil companies, large diameter casings 

with premium connections, conductor pipes for the technology of driving into the 

ground from an offshore platform, as well as for running operation. These are the latest 

and unique domestic products, used in modern oil and gas production projects. 

What are the prospects for offshore projects under imposed Western sanctions? 

The sanctions blocked access of offshore projects operators to foreign suppliers and 

technologies, they used to work with, and the attempts to shift quickly to new countries 

failed. However, the work on offshore projects continues. Although without sanctions 

this direction would has been developing faster. And it’s not even about the pipe, but to 

a greater extent about the other equipment, which is used for well construction and offshore 

production. This area is now imperative to active import substitution. As for tubular 

products, we are ready to offer them in the necessary volume and quality. Last year, 

we signed a memorandum of cooperation with Sakhalin Energy Company on Sakhalin-2 

project. Our offer includes tubular products for offshore production, including casing 

with premium connections. Rosneft Company, which has the largest offshore assets 

portfolio, is ready to use our premium products – both existing and new ones, that we 

will develop for specific projects – for its offshore projects. We signed a memorandum 

of partnership with Rosneft to implement the program of tubular products import sub- 

В 

условиях падения цен на нефть производственные компании во всем мире 

сталкиваются с рядом сложностей. Входящая в тройку ведущих мировых 

производителей труб Трубная Металлургическая Компания (ТМК) не просто 

справляется с ситуацией, но и извлекает из нее преимущества. О реализации 

эффективной стратегии, новых проектах и успехах на ниве импортозамещения 

рассказывает первый заместитель генерального директора ТМК Владимир Оборский 

Владимир Брониславович, насколько падение нефтяных цен повлияло на 

рынок труб нефтегазового назначения? 

Безусловно, низкие цены на нефть заставили нефтегазовых операторов 

сократить издержки и скорректировать свои стратегии с учетом новых реалий. 

Предприятия ТМК работают в России, Европе, Америке и на Ближнем Востоке. И 

мы видим, что кризисные явления повлияли в большей степени на американский 

рынок, где из-за падения цен на нефть компании значительно снизили объемы 

закупок трубной продукции. Но в России и на Ближнем Востоке производители 

углеводородов настроены более оптимистично, ожидая скорейшего восстановления 

рынка, и если сократили объемы закупки трубы, то незначительно. 

Как трубникам удается не только выживать в сложных условиях, но и извлекать 

из этого свои плюсы? 

Мы проходим кризис уверенно, во многом благодаря правильно выстроенным 

отношениям со стратегическими партнерами. Более того, именно в последние 

год-два мы приступили к реализации наиболее масштабных и во многом прорывных 

проектов. У ТМК подписаны соглашения о научно-техническом сотрудничестве 

практически со всеми ключевыми российскими нефтегазовыми компаниями, 

и мы выходим в этой работе на новый уровень. Мы продолжаем побеждать 

в конкурсах на поставку трубной продукции для крупнейших потребителей 

– «Газпром», «Роснефть», «Татнефть», «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ», «Газпром 

нефть», «Башнефть». По итогам конкурсов ТМК и дальше увеличивает свою долю 

в поставках продукции с премиальными соединениями ТМК UP. Многие проекты 

российских нефтегазовых компаний попали под санкции, и ТМК выводит на 

рынок свои продукты, заменяя импортные поставки. Мы сейчас укрепляем свои 

позиции на российском трубном рынке и успешно конкурируем в мире с другими 

лидерами отрасли. 

Чего уже удалось достичь в решении вопросов импортозамещения? 

За последние десять лет мы коренным образом модернизировали производство. 

По ТМК результат этой работы более чем очевиден – сейчас в России и странах 

СНГ только мы можем производить весь спектр нефтегазовой продукции, 

импортные аналоги которой попадают под действие секторальных санкций. Мы 

и сейчас инвестируем в модернизацию производства, хотя всю основную десятилетнюю 

инвестпрограмму завершили еще в 2014 году. Сейчас усилия направлены 

на финишные операции: термообработку, отделку труб, нанесение покрытий, 

нарезку резьб. Именно это позволит нам и дальше развивать наш продукт 

и предлагать рынку трубы с повышенными характеристиками, для самых сложных 

проектов. 

То, что мы уже предлагаем на рынке или имеем в разработках по заказам 

партнеров, покрывает значительную долю потребностей наших потребителей. 

Мы активно развиваем технологии производства теплоизолированных лифтовых 

труб, как для «Газпрома», так и для нефтяных компаний, обсадные трубы 

большого диаметра с премиальными резьбовыми соединениями, кондукторные 

трубы, предназначенные для технологии забивки в грунт с морской платформы, 

а также для спуска в пробуренную скважину. Это все новейшая и уникальная продукция, 

отечественного производства, которая находит применение в современных 

проектах добычи нефти и газа. 

Каковы перспективы шельфовых проектов в условиях западных санкций? 

Санкции преградили операторам шельфовых проектов доступ к зарубежным 

поставщикам и технологиям, с которыми они традиционно работали, а переориентироваться 

на новые страны быстро не получилось. Но работа над шельфовыми 

проектами продолжается. Хотя без санкций это направление развивалось бы 

быстрее. И дело даже не в трубе, а в большей степени в другом оборудовании, 


ИНТЕРВЬЮ 


stittution for offshore projects. 

The list of products 

comprises high-strength 

casing and tubing, including 

cold-resistant performance, 

large diameter casing, 

new types of premium 

connections with special 

properties. 

Given the new economic 

conditions, don’t the oilmen 

have incentive to give 

up high-quality seamless 

products in favor of less 

expensive? 

Yes, companies have a 

desire to reduce repair and 

field development costs, 

using cheaper and, in their 

opinion, not less reliable 

product, widely represented 

in the market. Welded 

pipes instead of seamless. 

However, the price of such 

savings can be very high. 

After six months or maximum 

a year you will have 

to change all the pipes in oil 

and gas pipelines or have 

an emergency well abandonment 

or to make its 

overhaul, but with the use 

● Executive Director - First Deputy General 

Director of the Pipe Metallurgical Company 

(TMK) Vladimir Oborskiy 

● Исполнительный директор – 

первый заместитель генерального 

директора Трубной Металлургической 

Компании (ТМК) Владимир Оборский 

of pipes manufactured with the technology that is conventional for well construction– 

hot rolled steel with heat treatment regime for hardening and high temperature tempering. 

Such a situation occurs almost at every emergency, and every time the user returns 

back to seamless solution. In addition to cold molding method in the production of welded 

pipes, their main drawback is the presence of the seam and all related disadvantages: 

metal softening in the joint zone, the presence of welding defects, pores, cracks, low 

toughness of the weld and heat affected zone. There are pluses as well. For example, 

geometric characteristics conditioned upon manufacturing method: minimal variation in 

wall thickness and roundness, specific cut length. However, this advantage of “welding” 

cannot be considered unconditional already. Thus, TMK, thanks to introduction of new 

methods of pipes production, modernization and installation of new pipe-rolling units, 

currently produces seamless pipes, which in geometrical parameters are on a par with 

welded pipes. In addition, our pipes differ for their guaranteed mechanical characteristics 

of the material and high operational reliability. So, as they say, compare the pros, 

cons and feel the difference before you make your choice of the pipe. 

What are the results of the contract on creating the future things that your company 

signed with Gazprom? 

Buying future things is an experience unique for the market; we signed a contract 

with Gazprom to 2020. According to it, under the guarantee of the partner we design 

and develop new products for specific projects and even individual wells. We call this 

“get ahead of imports” strategy. For example, we have already completed the qualification 

of seamless tubing of a nickel-chromium alloy TMK-C for the Astrakhan gas condensate 

field with a high content of hydrogen sulfide and carbon dioxide, and deliver 

it to Gazprom Dobycha Astrakhan. Another important area is the joint development of 

design and engineering solutions for the development of promising Gazprom deposits in 

Eastern Siberia. We are ready to organize comprehensive supply of casing, production 

tools elements and equipment to the provision of additional services. To date, we have 

already developed solutions for Chayandinskoye field wells and we are preparing proposals 

for the Kovykta field. 

What interaction does the agreement with Bashneft imply, which TMK joined recently? 

Bashneft is our long-time partner. The current program provides for over 20 joint 

activities related to the development, introduction and piloting of TMK products at 

Bashneft’s oilfields. In addition to pipes supply, we have agreed to cooperate on well 

completion, conceptual engineering, support of pipe string runs and technical support. 

The range of products to be supplied by TMK includes low-temperature and corrosion-resistant 

pipes, pipes for hydraulic fracturing operations. We are now developing 

technology partnership with all our key partners that best takes into account all the 

needs in the field of oil and gas production. And in our company we develop expertise to 

enhance our comprehensive offerings. 

которое используется для строительства скважин и добычи на шельфе и в море. В 

этой области сейчас крайне необходимо активное импортозамещение. Что касается 

трубной продукции, мы готовы ее предложить в необходимых объемах и качестве. 

В прошлом году мы подписали меморандум о сотрудничестве с компанией 

«Сахалин Энерджи» по проекту «Сахалин 2». Наше предложение включает трубную 

продукцию для шельфовой добычи, в том числе обсадные трубы с премиальными 

резьбовыми соединениями. Компания «Роснефть», обладающая крупнейшим 

портфелем активов на шельфе, готова использовать нашу премиальную 

продукцию для своих офшорных проектов – как уже существующую, так и 

новую, которую мы будем разрабатывать под конкретные проекты. Мы подписали 

с «Роснефтью» меморандум о партнерстве при реализации программы импортозамещения 

трубной продукции для шельфовых проектов. В перечне продукции – 

высокопрочные обсадные и насосно-компрессорные трубы, в том числе в хладостойком 

исполнении, обсадные трубы большого диаметра, новые типы премиальных 

соединений со специальными свойствами. 

В новых экономических условиях нет ли у нефтяников соблазна отказаться от 

высококачественной бесшовной продукции в пользу менее дорогостоящей? 

Да, у компаний возникает желание снизить издержки при ремонте и освоении 

месторождений, используя более дешевый и, по их мнению, не менее надежный 

продукт, широко представленный на рынке. Сварные трубы вместо бесшовных. 

Однако цена такой экономии может быть очень высокой. Через полгода или 

максимум год придется менять все трубы в нефтегазопроводе или аварийно ликвидировать 

скважину, или производить ее капремонт, но уже с использованием 

труб, произведенных по традиционной для строительства скважин технологии – 

горячего проката с термообработкой по режиму «закалка и высокотемпературный 

отпуск». Такая ситуация происходит практически в каждой кризисной ситуации, 

и всякий раз потребитель возвращается к «бесшовке». Помимо холодного 

способа формовки при производстве сварных труб их главный недостаток – наличие 

шва и всех связанных с этим минусов: разупрочнение металла в зоне соединения, 

наличие дефектов сварки, пор, микротрещин, низкая ударная вязкость шва 

и околошовной зоны. Есть и плюсы. Например, обусловленные способом производства 

геометрические характеристики – минимальная овальность и разностенность, 

мерная длина. Однако это преимущество «сварки» сейчас уже нельзя считать 

безусловным. Так, ТМК, благодаря внедрению новых способов производства 

труб, модернизации и установке новейших трубопрокатных агрегатов, сейчас производит 

бесшовные трубы, которые по геометрическим параметрам не уступают 

сварным. При этом наши трубы отличаются гарантированными механическими 

характеристиками материала и высокой эксплуатационной надежностью. Так 

что, как говорится, сопоставьте все плюсы-минусы и почувствуйте разницу, прежде 

чем сделать свой выбор трубы. 

Каковы результаты по договору создания будущей вещи, который ваша компания 

заключила с «Газпромом»? 

Покупка будущей вещи – это уникальная практика для рынка, мы подписали 

такой договор с «Газпромом» до 2020 года. По нему под гарантии партнера 

мы разрабатываем и осваиваем новую продукцию для конкретных проектов 

и даже отдельных скважин. Мы называем такую стратегию «импортоопережение». 

Например, мы уже завершили квалификацию бесшовных насосно-компрессорных 

труб из хромоникелевого сплава ТМК-С для Астраханского нефтегазоконденсатного 

месторождения с высоким содержанием сероводорода и углекислого 

газа, и поставляем ее в адрес «Газпром добыча Астрахань». Еще одно важное 

направление – совместная разработка проектных и технических решений для 

освоения перспективных месторождений «Газпрома» в Восточной Сибири. Мы 

готовы организовать комплексные поставки обсадных труб, элементов технологической 

оснастки и оборудования с предоставлением дополнительного сервиса. 

К настоящему времени уже выработаны технические решения для скважин 

Чаяндинского месторождения и мы готовим предложения по Ковыктинскому 

месторождению. 

Какое взаимодействие предполагает соглашение с «Башнефтью», которое 

ТМК недавно заключила? 

«Башнефть» – наш давний партнер. Нынешняя программа предусматривает 

более 20 совместных мероприятий, связанных с разработкой, внедрением, 

опытно-промысловыми испытаниями продукции ТМК на месторождениях 

«Башнефти». Помимо поставки трубы, мы договорились о взаимодействии по 

вопросам заканчивания скважин, концептуальному инжинирингу, сопровождению 

спусков трубных колонн и технической поддержке. Среди продуктов, которые 

мы будем поставлять – трубы в хладостойком и коррозионностойком исполнении, 

трубы для проведения операции гидроразрыва пласта. Такое технологическое 

партнерство, которое максимально учитывает все потребности в сфере 

нефтегазодобычи, мы сейчас развиваем со всеми ключевыми нашими партнерами. 

А у себя в компании – развиваем компетенции для усиления нашего комплексного 

предложения. 


61

Adler 

Anapa VOLGA-URALS 

Astrakhan Volgograd Veliky Novgorod Kaliningrad 

TIMAN-PECHORA Novorossiysk Orenburg Tyumen 

Nadym Kogalym Perm Kazan WEST SIBERIA Samara 

Saratov Komi Chelyabinsk Ufa Omsk EAST SIBERIA 

Ekaterinburg Tomsk Barnaul SAKHALIN Vladivostok 

Magadan Novy Urengoy Arkhangelsk Volgograd 

TATARSTAN Vologda Noyabrsk 

Murmansk St. Petersburg

Адлер 

Анапа ВОЛГА-УРАЛ 

Астрахань Волгоград Великий Новгород 

Калининград ТИМАНО-ПЕЧОРА Новороссийск 

Оренбург Тюмень Надым Когалым Пермь Казань 

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ Самара Саратов Коми 

Челябинск Уфа Омск ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ 

Екатеринбург Томск Барнаул САХАЛИН Владивосток 

Магадан Новый Уренгой Архангельск Волгоград 

ТАТАРСТАН Вологда Ноябрьск 

Мурманск Санкт-Петербург

Наш журнал предлагает 

подписку на 2017 год 

ПОДПИШИТЕСЬ! 

НА ЖУРНАЛ 

«НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» 

OIL&GAS EURASIA 

2017 

Профессионалы 

доверяют 

нам 

12.910 руб. 

15.576 руб. 

21.364 руб. 

Печатная версия 

Электронная версия 

Комбинированная версия 

(печатная + электронная) 

• Актуальные репортажи с мест событий. 

• Двуязычный формат — естественный 

«языковой мост» для российских 

специалистов и иностранцев, 

работающих в России и СНГ. 

• Среди постоянных читателей нашего 

издания — руководители среднего 

и высшего звена, специалисты по 

развитию бизнеса, техническим 

вопросам, а также главные инженеры, 

руководители предриятий и IT-служб. 

• Мы информируем вас о новых 

технологиях и возможностях их 

практического применения. 

84552 – наш индекс в каталоге 

«Газеты. Журналы» 

агентства «Роспечать»

XII Международный симпозиум 

«ТРУБОПРОВОДНЫЙ 

ТРАНСПОРТ – 2016» 

28 апреля, Москва, «Балчуг Кемпински» 

НЕФТЕГАЗОВЫЕ 

КОНФЕРЕНЦИИ 

2016 

XIII Международная конференция 

«ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА РОССИИ 

И СНГ – 2016» 

20 мая, Москва, «Балчуг Кемпински» 

XV Международный форум 

«СЕРВИС И ОБОРУДОВАНИЕ 

ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ 

РОССИИ – 2016» 

14 октября, Москва, «Балчуг Кемпински» 

I Международный форум 

«РЫНОК НЕФТЕПРОДУКТОВ РФ: 

МАРКЕТИНГ И ЛОГИСТИКА – 2016» 

20-21 октября, Москва 

VII «МОСКОВСКАЯ НЕДЕЛЯ 

СМАЗОЧНЫХ 

МАТЕРИАЛОВ – 2016» 

15-18 ноября, Москва,«Азимут Олимпик» 

+7 (495) 502 54 33; +7 (495) 778 93 32 

Konstantinova.Elena@rpi-inc.ru 

Lisak@rpi-inc.ru 

www.rpi-conferences.com

Intermediate-density 

ceramic proppant 

CARBOPROP 18/25 

1,000 to 710 μm 

Standard 20/40 

850 to 425 μm 

Многие заказчики вынуждены выбирать между 

фракцией 20/40 и более крупной фракцией, чем 18/25. 

Фракция 20/40 используется для создания и набивки 

дальней части трещины. 

Однако пропантная пачка, сформированная с применением 20/40, 

получается очень плотной, с меньшим поровым пространством, т.к. 

размер частиц этой фракции варьируется в широких пределах (от 0.42 

до 0.84 мм) и самые маленькие частички вдвое меньше самых больших, 

занимая пространство вокруг крупных. Фракция 18/25 состоит из частичек 

0.707 – 1мм, т.е. разница в размерах составляет всего 30%. Фракция 18/25 

отличается не только большим размером частичек, но и более плотным 

рассевом, что положительно влияет на размер порового пространства и 

позволяет увеличить расход углеводов в пропантной пачке. 

carboceramic.ru/carboprop1825

Oil&Gas Eurasia July-August 2016

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?