Oil&Gas Eurasia #9-10 September-October 2016

#9-10 

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

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

2016 

SEPTEMBER-OCTOBER 

СЕНТЯБРЬ-ОКТЯБРЬ 

California 

Dreamin' 

Surgutneftegaz Visits 

Kern River USA 

Грезы о 

Калифорнии 

Делегация «Сургутнефтегаза» 

посетила месторождение 

Керн-Ривер в США 

p. / стр. 18 

p. / стр. 24 

Tech Trends p. / стр. 8 

Новые технологии 

The latest cutting-edge tech solutions 

Передовые разработки и решения 

для отрасли 

Gubkin’s SPE Student Chapter Comments: 

Renewables Make Sense to Power Remote 

Gas Transport Facilities — Efficiently 

and Securely

ОТ ИЗДАТЕЛЯ 

Are hopes for Higher Oil 

Wishful Thinking or the New 

Reality? 

Рост цен на нефть – 

иллюзия или новая 

реальность? 

Pat Davis Szymczak 

Пэт Дэвис Шимчак 

Predicting the price of oil these days is akin to betting 

on a horse race. I’ve read good news, bad news and 

“maybe, but who knows?” news. 

Here I’d like to present the view of Chris Weafer, Senior 

Partner, Macro-Advisory Ltd., Moscow. As Chris wrote in a 

recent email advisory note. 

As the World Energy Congress opened in Istanbul in 

October 10-13, President Putin was expected to attend 

the opening day session and to give verbal support to the 

notion of an oil production freeze. (He did so.) 

This was to provide some additional short-term oil 

price support. But Russia will not/cannot commit to a 

reduction in oil output. Neither will the Iranians and most 

other OPEC producers. 

That burden can only fall to the Saudis and, to a lesser 

extent, the UAE and Kuwait. In reality, the notion of a cut 

mostly shouldered by Saudi Arabia is a non-starter while 

a production freeze can, at best, only support the price of 

Brent at around US$50 per barrel. 

That is because any higher price will see the return of 

some of the 500,000 barrels of US shale oil which has been 

cut since late last year and this would make it easier for Iran 

to attract some of the billions of dollars it now needs to 

boost oil output further. 

While officials from OPEC countries and other big 

non-OPEC producers will generally support the notion of 

production control, the more serious discussion will only 

occur at the next meeting of OPEC ministers in Vienna 

on 30 November. 

While in Turkey, President Putin also meet with 

President Erdogan and one of the topics on the agenda 

was the formal restoration of the Turk Stream gas pipeline. 

Putin very much wants this pipeline to go ahead. His view 

is that the combination of Nord Stream (1 and 2) plus a 

southern pipeline route will secure Russia’s position in the 

EU gas market long-term. 

The southern pipeline will also act as a deterrent 

against a future Iranian gas pipeline to the EU, or at least 

delay it. Gas supplies from the Caspian or Central Asia are 

not a threat to Russia’s position. 

So we have the following take-aways: 

Saudi will need to bear the brunt. Iran has made clear 

it will not agree to any cuts and Iraq continues to plea special 

status. Nigeria, Venezuela and Libya have already seen 

production drop. 

Прогнозировать цены на нефть все равно, что делать 

ставки на скачках. В прессе я находила хорошие 

прогнозы, плохие прогнозы и прогнозы типа 

«Может быть, но кто знает?» 

Далее я хотела бы представить точку зрения Криса 

Вифера, Старшего партнера фирмы Macro-Advisory Ltd., 

Москва. Вот что Крис писал в своем электронном сообщении. 

Как ожидалось, Президент Путин выступил на первом 

заседании Международного энергетического конгресса, 

открывшегося в Стамбуле 10-13 октября, с поддержкой 

идеи замораживания добычи нефти. 

Это дало бы дополнительную возможность в краткосрочной 

перспективе удержать уровень цен на нефть. 

Однако Россия не желает снижать добычу и не возьмет на 

себя таких обязательств. Не сделает этого и Иран, и большинство 

стран ОПЕК. 

Это бремя может лечь только на Саудовскую Аравию, и 

в меньшей степени, на ОАЭ и Кувейт. В действительности, 

снижение, в основном, за счет Саудовской Аравии никого 

не спасет, в то время как замораживание добычи в лучшем 

случае может поддержать цену марки «Брент» на уровне 

около 50 долларов за баррель. 

Дело в том, что любая цена, превышающая названную, 

приведет к возвращению на рынок около 500000 баррелей 

сланцевой нефти США, добыча которой сокращена с прошлого 

года, и поможет Ирану привлечь часть необходимых 

ему миллиардных инвестиций в дальнейшее наращивание 

своей нефтедобычи. 

Представители стран ОПЕК и других крупных странпроизводителей, 

не входящих в ОПЕК, в целом поддержат 

идею контроля объемов добычи, однако серьезный разговор 

на эту тему начнется лишь на следующей встрече 

министров стран ОПЕК Вене 30 ноября. 

В Турции Президент Путин также встретился с 

Президентом Эрдоганом. Среди прочих вопросов обсуждалось 

возобновление проекта строительства газопровода 

«Турецкий поток». Путин очень нужен этот газопровод, так 

как с его точки зрения «Северный поток» (1 и 2) вместе с 

южной газопроводной трассой обеспечат России прочную 

позицию на газовом рынке ЕС на долгий срок. 

Южный газопровод также стал бы средством конкурентной 

борьбы с будущими трубопроводными поставками 

иранского газа на европейский рынок, или, по крайней 

мере, их отсрочки. Поставки газа из каспийского региона 

или Средней Азии не угрожают позиции России. 

Таким образом, мы можем сделать следующие выводы: 

Саудовской Аравии придется принять удар на себя. 

Иран четко заявил о своем несогласии ни на какое снижение, 

а Ирак по-прежнему претендует на особый статус. В 

Нигерии, Венесуэле и Ливии уже зарегистрировано снижение 

добычи. 

Бюджет Саудовской Аравии выиграет от сокращения 

добычи. Снижение добычи на 600000 баррелей в сутки 

(объем прироста добычи в стране с 3 кв. 2015 г.) при средней 

цене 55 долларов США за баррель окажется фактически 

выгодным для бюджета Саудовской Аравии, поскольку при 

этом бюджет дополнительно получит 14,5 миллиарда долларов 

США. Такая средняя цена также позволит Ирану увеличить 

выручку от продажи нефти на 9,5 миллиарда долларов 

за год, а России – на 28,5 миллиардов долларов США. 

Нефтьи ГазЕВРАЗИЯ 

1

PUBLISHER’S LETTER 

#9-10 September-October 2016 

Saudi budget would benefit from output cut. Saudi 

Arabia’s budget would actually benefit from cutting 600,000 

barrels per day (the amount it added since 3Q15), with an 

average price of US$55 per barrel, as this would add US$14.5 

bln to its budget over a full year. That average price would 

also boost Iranian oil revenue by US$9.5 bln over a full year 

and give Russia an extra US$28.5 bln. 

Cutting production poses risks for Riyadh. Even if 

Saudi Arabia felt in a generous mood it would be taking a 

huge risk cutting production. With an average oil price of 

US$55 per barrel the decline in US shale would be halted 

and much of the 500,000 barrels of daily output lost in the 

US over the past year would start to return. 

We (Macro-Advisory) forecast a range of US$45-55 p/ 

bbl through the winter and a stable ruble. We reiterate our 

view that the price of Brent is more likely to trade between 

a low of US$45 per barrel and a high of US$55 per barrel 

through the winter months, albeit with short-lived spikes, 

and then to move to a higher average range from Q2 or Q3 

next year. 

Russia would not join a production quota regime. This 

is partly because President Putin has consistently rejected 

such an idea, stating that Russia will never seek to influence 

the oil price but will continue to manage the results of oil 

price swings. Unlike OPEC producers, Russia’s biggest oil 

producers are listed companies with significant minority 

shareholder interests. None would voluntarily cut production 

and of course none will be asked to. 

So that was Chris’ analysis and since Chris usually 

is right, I’d be willing to go along with what he says this 

time as well. And guess what? While indeed, Russia is giving 

verbal support to an OPEC freeze, Igor Sechin, head of 

Rosneft, told Reuters that Russia’s state-owned oil company, 

accounting for 40 percent of Russian production, has 

no intention of capping production. 

According to Reuters, President Putin could theoretically 

force companies to cut production or postpone the 

opening of new fields. Russia is currently “pumping at 

post-Soviet record highs of 11.1 milliion barrels a day in 

September thanks to a recovery in oil prices which triggered 

exploration drilling activity,” as was reported in 

Reuters earlier in October. 

And to quote Reuters further, “Russian companies 

plan to raise production by about 1.6 percent on average in 

2017” according to various forecasts “as they benefit from 

a weaker ruble and cheaper costs at home.” Sechin has long 

argued, Reuters points out, that any oil price increase as a 

result of joint actions by OPEC and non-OPEC members 

will allow the United States to resume production growth 

from high-cost shale deposits. 

So again boys and girls, it seems we are really in the 

middle of an oil war of sorts, and for the most part it 

appears that the world’s traditional oil exporters view U.S. 

shale as the enemy. Saud Arabia is, as we all know, totally 

paranoid with regard to Iran (and that of course is about a 

whole lot more than just oil market share.) 

I was rereading what I wrote a year ago after traveling 

through the California oil patch and Texas in the month of 

September. I could write pretty much the same thing today 

about the stagnation in oil and gas business. Hopefully, I 

won’t be saying the same things in 2017 … or 2018? Or … 

or … or … ??? 

Сокращение добычи представляет собой определенный 

риск для Эр-Рияда. Даже если Саудовская Аравия расщедрится 

и сократит добычу, это будет для нее очень 

рискованным шагом. При средней цене нефти 55 долларов 

за баррель, сланцевая добыча в США перестанет снижаться 

и большая часть из 500000 баррелей такой нефти, не 

появившаяся в США в прошлом году, начнет поступать на 

рынок. 

В течение всей зимы мы прогнозируем цены на нефть 

в диапазоне от 45 до 55 долларов США за баррель и стабильный 

рубль. Мы повторяем, что с нашей точки зрения, 

в зимние месяцы цена марки «Брент», скорее всего, будет 

колебаться между минимум 45 и максимум 55 долларами за 

баррель, возможно с отдельными кратковременными скачками. 

Затем, начиная со 2-го или 3-го квартала следующего 

года, перейдет в более высокий диапазон. 

Россия не присоединится к квотированию добычи 

– отчасти потому, что Президент Путин неоднократно 

отвергал этот вариант, заявляя, что Россия никогда не 

будет стремиться оказать влияние на цену нефти, но будет 

по-прежнему справляться с ее колебаниями. В отличие 

от стран ОПЕК, крупнейшими производителями нефти в 

России являются публичными компаниями со значительным 

участием миноритарных акционеров. Ни одна такая 

компания не добровольно не снизит добычу, и разумеется, 

ни от одной этого не потребуют. 

Вот таковы результаты анализа Криса Вифера, и, 

поскольку Крис обычно бывает прав, я готова согласиться с 

ним и на этот раз. И знаете что? Хотя Россия действительно 

на словах поддержала идею ОПЕК о замораживании добычи, 

глава «Роснефти» заявил агентству Рейтер, что российская 

государственная компания, добывающая 40 процентов 

российской нефти, не намерена ограничивать добычу. 

По сообщению агентства Рейтер Президент Путин теоретически 

может заставить компании снизить добычу или 

отсрочить введение в разработку новых месторождений. 

В октябре агентство Рейтер сообщили, что «в настоящее 

время добыча в России ведется на рекордно высоком уровне 

за весь постсоветский период – 11,1 миллиона баррелей 

в сутки, что объясняется повышением цен на нефть, стимулировавшим 

работы по разведочному бурению». 

Далее в этом сообщении говорилось, что по различным 

оценкам «в 2017 году российские компании планируют 

повышение добычи в среднем на 1,6 процента, используя 

выгоды от ослабления рубля и снижения расходов на 

внутреннем рынке». В сообщении Рейтер отмечается, что 

Сечин долгое время доказывал, что любое повышение цен 

на нефть в результате совместных действий стран ОПЕК и 

стран, не входящих в эту организацию, позволит США возобновить 

рост дорогостоящей сланцевой добычи. 

Так что, друзья, похоже, мы наблюдаем своего рода 

настоящую нефтяную войну, и представляется, в качестве 

врага традиционные экспортеры нефти по большей 

части рассматривают сланцевую добычу в США. Саудовская 

Аравия, как всем известно, крайне подозрительно относится 

к Ирану (разумеется, далеко не только в связи с долей 

нефтяного рынка) 

Я перечитала то, что писала после поездки на нефтяные 

промыслы Калифорнии и Техаса в сентябре прошлого 

года. Я могу написать практически то же самое и сегодня о 

застое в нефтегазовой отрасли. Надеюсь, мне не придется 

писать того же в 2017… или 2018 году? Или.. или… или? 

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 

Are hopes for Higher Oil Wishful Thinking 

or the New Reality? 

Рост цен на нефть – иллюзия 

или новая реальность? 

1 

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 

8 

OGE TOUR | ТУР НГЕ 

California Dreamin' 

Surgutneftegaz Studies Technology, 

Innovation and Management in 10 Day OGE Tour 


«Сургутнефтегаз» изучает технологии, 

инновации и менеджмент в 10-дневном туре НГЕ 

18 

Since 2013, this activity has focused on the heads of production units at 

Surgutneftegaz. Surgut management choses participants according to performance: 

each year, a group of managers whose units produce the most oil, are chosen 

and sent abroad for 10 days to learn about new technologies and management 

styles. OGE plans and organizes relevant business meetings, matchng technology 

interests of the group with U.S. companies that either currently do business with 

Surgutneftegaz or have a technology or product that could be of interest for use in 

West Siberia. 

С 2013 года эти туры проводились для руководителей производственных 

подразделений «Сургутнефтегаза». Руководство компании выбирает 

участников в соответствии с производственными достижениями. Каждый год 

из руководителей подразделений, где добывается наибольшее количество 

нефти, собирается группа, которая на 10 дней отправляется за границу для 

ознакомления с новыми технологиями и стилями управления. НГЕ планирует 

и организует соответствующие технологическим интересам группы деловые 

встречи с американскими компаниями, которые либо уже ведут бизнес 

с «Сургутнефтегазом», либо имеют технологию или продукт, имеющий 

перспективу применения в Западной Сибири. 

R&D | НИОКР 

The Study of Autonomous Power Installations of Small Capacity 

Based on Renewable Energy Sources for Gas Transportation 

System Facilities Energy Supply 

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ 

«Crisis is the time for great opportunities. 

Especially for strong companies» 

«Кризис – время больших возможностей. 

Особенно для сильных компаний» 

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION 

DRILLING PIPES | БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ 

New Type of Internal Plastic Coating for Drilling 

Tubular Products by Vallourec 

Новое внутреннее пластиковое покрытие 

бурильных труб от «Валлурек» 

24 

26 

32 

4 


CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ 


GAS LIFT | ГАЗЛИФТ 

Optimizing Operating Performance 

of Gas Lift Well Stock With the Implementation of Automated Control 

Systems (ACS) at the Orenburg Oil and Gas Condensate Field (OGCF) 

Внедрение АСУ 

для оптимизации работы газлифтного фонда скважин 

на Оренбургском НГКМ 

SERVICE | СЕРВИС 

Крепление скважин сложного профиля хвостовиками 

с помощью узлов подвески производства 

компании НьюТек Сервисез 

36 

38 

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ 

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

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

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

«Таргин» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 

«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 

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 

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 


GE Unlocks Innovation in Subsea 

Compression and Power for Shell’s 

Ormen Lange Pilot 

Following an extensive, multi-year test program of 

Shell’s Ormen Lange Pilot, GE Oil & Gas announces that 

A/S Norske Shell has successfully completed system testing 

of the world’s first subsea gas compression system 

with a full subsea power supply, transmission and distribution 

system that further advances the development of 

hydrocarbon processing on the seabed. 

The Ormen Lange Pilot was a first of its kind and was 

designed to test a full scale integrated subsea compression 

system in submerged conditions with real hydrocarbons. 

It has been run by A/S Norske Shell and its license 

partners Petoro, Statoil, Dong and ExxonMobil since 

2011 at Shell’s test facility at Nyhamna in Norway where 

the gas from the Ormen Lange field reaches shore. 

GE has been a key collaboration partner with Shell 

in the development of the compression system and 

supplied a number of the ground breaking technologies, 

including GE Oil & Gas’ Blue-CTM compressor – a 

centrifugal compressor specifically designed for subsea 

– and the world’s first subsea power supply, transmission 

and distribution system. The system enables operators 

to conduct gas compression on the seabed, reducing 

the need to introduce additional power generation on 

nearby offshore facilities. 

Sitting at the heart of the compressor is the electrical 

package provided by GE’s Power Conversion business 

and due to GE’s deep domain expertise in electrical engineering, 

the high-speed motor and the high power drive 

provided are capable of operating hundreds of meters 

below the sea level reliably. 

GE раскрывает возможности 

технологии подводной компрессии в 

пилотном проекте на Ормен Ланге 

В рамках обширной многолетней программы испытаний 

в пилотном проекте на месторождении Ормен 

Ланге компании Shell, GE Oil & Gas объявила об успешном 

завершении A/S Norske Shell испытаний первой в 

мире подводной газокомпрессорной системы с полностью 

подводной системой снабжения, передачи и распределения 

энергии. Система обеспечивает дальнейшее 

развитие переработки углеводородов на морском дне. 

Первый в своем роде пилотный проект на Ормен 

Ланге был разработан, чтобы проверить полномасштабную 

комплексную систему сжатия в условиях погружения 

с реальными углеводородами. Он находится под 

управлением A/S Norske Shell и ее лицензионных партнеров 

Petoro, Statoil, Dong и ExxonMobil с 2011 года на 

испытательном полигоне компании Shell на полуострове 

Нихамна в Норвегии, куда поступает газ месторождения 

Ормен Ланге. 

GE является ключевым партнером Shell по сотрудничеству 

в разработке системы компрессии, поставляющим 

ряд прорывных технологий, в том числе, компрессор 

GE Oil & Gas Blue-CTM, центробежный компрессор, 

специально разработанный для применения под водой, 

и первую в мире подводную систему снабжения, передачи 

и распределения электроэнергии. Система позволяет 

операторам осуществлять сжатие газа на морском дне, 

уменьшая потребность в дополнительной выработке 

электроэнергии на близлежащих объектах обустройства. 

В центре компрессора находится электрический 

пакет, предоставляемый подразделением GE, занимающимся 

преобразованием энергии и, в связи с большим 

● Showing Blue-C, the first subsea product in GE’s proven Integrated 

Compressor Line (ICL). The subsea compression module has an extremely 

robust design including a single-sealed housing to withstand extreme 

pressures and temperatures, and a simplified mechanical configuration 

for reliable unattended operation. It consists of a centrifugal compressor 

driven by a gas-filled, high-speed electric motor, stacked in a vertical 

orientation and packaged in a single-sealed housing designed to 

withstand the surrounding hydrostatic pressure. 

● Blue-C , первое изделия для подводного применения в 

зарекомендовавшей себя комплексной линейке компрессоров (ICL) 

компании GE. Модуль подводной компрессии имеет конструкцию 

повышенной надежности, включающую цельный герметичный 

корпус, чтобы выдерживать повышенное давление и температуру, 

а также упрощенную механическую конфигурацию для надежной 

работы без присмотра. Модуль состоит из центробежного 

компрессора с приводом от газонаполненного высокооборотного 

двигателя, установленного с вертикальной ориентацией и 

упакованного в цельный герметичный корпус, спроектированный в 

расчете на гидростатическое давление среды. 

8 

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com 


№9-10 Сентябрь-Октябрь 2016 

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 

The GE technologies that were 

tested as part of the Ormen Lange 

Pilot include: 

● Blue-CTM subsea compressor 

– a 12.5 MW, fully marinized, 

vertically orientated centrifugal 

compressor at the heart of the 

system. 

● Subsea Power Supply, 

Transmission and Distribution 

System. 

● Subsea Switchgear (SWG) – supplies 

power and protection to 

multiple loads from a single 

cable to shore, providing significant 

savings in cable and installation 

costs. 

● Subsea Variable Speed Drives 

(VSD) – takes output from the 

subsea switchgear, and provides 

the optimal frequency for the 

individual supply lines feeding the compressor and 

pump. 

● Subsea Uninterruptible Power Supply (UPS) – supplies 

power and protection to all the subsea compression 

station auxiliary loads, ensuring continuous 

supply of power during system disruptions to 

protect the subsea compressor and ensure a safe 

shut-down process. 

● MECON Dry-Mate Connector 145/700 – enables 

power transmission at 145 kV for a 120 km tie-back 

distance. 

● IFOKUS Electric Actuators – anti-surge actuators 

developed for 80 kN fail open operation. 

● NAXYS Acoustic Leak Detection System – used during 

the submerged pit testing to monitor for potential 

gas leakages as well as operation of rotating 

machinery and power modules. 

Ruselectronics Lithium Batteries 

for Drilling Equipment to Replace 

Their Imported Counterparts 

Ruselectronics Holding, a part of State Corporation 

Russian Technologies, has developed a series of hightemperature 

lithium batteries for self-contained power 

supply of telemetry systems. 

A feature of the series with rated voltage 13.4 V, 16.5 

V, 27 V, 33.5 V is a wide range of operating temperature 

(0 to +150-165 C), high reliability and long-term resistance 

to vibration and shock loads. The developer of 

the series is Lithium Element, JSC (Saratov), a part of 

Ruselectronics Holding company. 

Batteries consist of serial and parallel-to-serial 

assembly of lithium-thionyl chloride electrochemical 

system elements and are equipped with a replaceable 

fuse cutout, 3 A or 10 A, depending on battery type, and 

specialized connectors. 

MWD (Measurement While Drilling)\LWD (Logging 

While Drilling) telemetry systems allowing to manage 

navigation and geophysical drilling parameters in real 


● 

● 

● 

● 

● 

опытом GE в области электротехники, 

предлагаемый высокооборотный 

двигатель и привод большой мощности 

способны надежно работать 

на сотни метров ниже уровня моря. 

Технологии GE, испытанные в 

составе пилотного проекта на Ормен 

Ланге включают: 

● подводный компрессор Blue- 

CTM – основу всей системы, полностью 

подходящий для морских 

условий, вертикально ориентированный 

центробежный 

компрессор на 12,5 МВт; 

● подводную систему питания, 

передачи и распределения электроэнергии; 

● подводную распределительную 

подстанцию (SWG), обеспечивающую 

питание и защиту 

нескольких нагрузок от одного 

кабеля к берегу и позволяющую 

сократить расход кабеля и затраты 

на установку; 

подводный привод с регулируемой скоростью (VSD), 

который получает выходной сигнал из подводной 

распределительной подстанции, а также обеспечивает 

оптимальную частоту для отдельных линий 

подачи, питающих компрессор и насос; 

подводный источник бесперебойного питания 

(UPS), обеспечивающий питание и защиту всех 

вспомогательных нагрузок подводной компрессорной 

станции и позволяющий осуществлять непрерывную 

подачу энергии во время системных сбоев 

для защиты подводного компрессора и его безопасного 

отключения; 

соединитель MECON Dry-Mate 145/700, который обеспечивает 

передачу мощности на 145 кВ на расстояние 

120 км для близлежащего месторождения; 

электроприводы IFOKUS – приводы с регулированием 

противодавлений, разработанные для нормально 

закрытого применения на 80 кН; 

акустическую систему обнаружения утечек NAXYS, 

которая используется при испытаниях подводного 

колодца для контроля возможных утечек газа, 

а также работы вращающихся машин и силовых 

модулей. 

Литиевые батареи для бурового 

оборудования от «Росэлектроники» 

заменят импортные аналоги 

Холдинг «Росэлектроника» Госкорпорации Ростех 

разработал серию высокотемпературных литиевых батарей 

для автономного питания телеметрических систем 

бурового оборудования. 

Особенностью серии номинальным напряжением 

13,4 В, 16,5 В, 27 В, 33,5 В являются широкий температурный 

диапазон работы (от 0 до +150-165 °С), высокая 

надежность и длительная устойчивость к вибрационным 

и ударным нагрузкам. Разработчиком серии выступи- 

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ruaseurasia 

9

TECH TRENDS 


time and 

to adjust the 

direction of wellbore, if 

necessary, are becoming more 

common. Thus, wire telemetry, in spite 

of the speed and reliability, has many limitations 

for its use. A wireless communication channel, preconditioning 

the use of self-contained power supply, is a good 

alternative. 

Lithium Element is Russia’s largest manufacturer of 

lithium-thionyl chloride (Li/SOCl2), lithium-manganese 

dioxide (Li/MnO 2 ), thermal and ampule batteries and 

power supplies, has a number of developments for oil 

ло входящее в Росэлектронику АО «Литий-Элемент» (г. 

Саратов). 

Батареи состоят из последовательной и параллельно-последовательной 

сборок элементов 

электрохимической системы литий-тионилхлорид, 

снабжены заменяемым плавким 

предохранителем в зависимости от типа 

батареи 3 А или 10 А и специализированными 

разъемами. 

Телеметрические системы (MWD 

– measurement while drilling, измерения 

в процессе бурения; LWD – logging 

while drilling, каротаж в процессе бурения), 

позволяющие в реальном времени контролировать 

навигационные и геофизические параметры бурения, 

при необходимости корректировать направление 

ствола скважины, получают все большее распространение. 

При этом организация электропроводного канала 

связи наземного оборудования с забойной аппаратурой, 

несмотря на быстродействие и надежность, имеет 

Honeywell UOP Introduces Range Of New 

Hydrotreating Catalysts 

Honeywell UOP announced that it is introducing an expanded 

portfolio of new hydrotreating catalysts used to remove impurities 

and contaminants from petroleum and other refining feedstocks to 

produce cleaner-burning gasoline and diesel that meets new global 

emissions regulations. 

The addition of a range of hydrotreating catalysts expands Honeywell 

UOP’s line of catalysts, which are used to produce transportation fuels 

and petrochemicals. 

Hydrotreating is a critical step in the refining process where hydrogen 

and proprietary catalysts are used to pre-treat petroleum and other 

products to remove sulfur, nitrogen, metals and other contaminants 

before conversion into transportation fuels. Hydrotreating helps 

produce cleaner-burning gasoline and diesel that meets increasingly 

stringent global fuel regulations, including Euro-V, China-V, and in 

India, BS-VI – all of which specify sulfur content of less than 10 parts 

per million in transportation fuels. 

Honeywell UOP’s new offerings include more than two dozen 

hydrotreating catalysts for applications including: 

● Hydrocracking and Fluid Catalytic Cracking (FCC) pre-treat; 

● Diesel and kerosene hydrotreating; 

● Coker naphtha hydrotreating. 

Honeywell UOP also offers catalysts for naphtha hydrotreating as 

well as FCC gasoline desulfurization. 

The new catalysts will be produced at Honeywell UOP’s production 

facility in Shreveport, La., which in June inaugurated new and 

upgraded production facilities to produce the new catalysts. 

With the introduction of the new catalysts, Honeywell UOP is ending 

an alliance with Albemarle that began in 2006 when the two companies 

partnered to provide hydroprocessing technologies. While the alliance 

was a success for both companies, Honeywell UOP now will apply its 

expertise in catalytic chemistry to compete across a wide range of 

hydroprocessing technologies, while completing work started with 

Albemarle on projects initiated under the alliance. 

Honeywell UOP inaugurated the use of catalysts in the refining industry 

in 1931, beginning with solid phosphoric acid. This and subsequent processes 

significantly raised the yield of high-octane transportation fuels. 

Honeywell UOP представляет серию новых 

катализаторов для процесса гидроочистки 

Компания UOP, входящая в состав Honeywell, объявила о выпуске расширенного 

ассортимента новых катализаторов для процессов гидроочистки, обеспечивающих 

удаление примесей и загрязнений из нефти и другого используемого на НПЗ сырья, 

для производства более чистых марок бензина и дизельного топлива, отвечающих 

новым международным нормативам по вредным выбросам. 

Новая серия катализаторов для процессов гидроочистки расширяет ассортимент 

катализаторов Honeywell UOP, которые используются для производства транспортного 

топлива и нефтехимической продукции. 

Гидроочистка является важным этапом процесса переработки, где водород и патентованные 

катализаторы используются для предварительной очистки нефти и других 

продуктов от серы, азота, металлов и прочих примесей перед их превращением 

в транспортное топливо. Гидроочистка помогает производить более чистый бензин и 

дизельное топливо, соответствующие все более жестким мировым стандартам, включая 

Euro-V, China-V и BS-VI в Индии, которые ограничивают содержание серы в транспортном 

топливе до менее чем 10 частей на миллион. 

Новое предложение Honeywell UOP включает в себя более двадцати катализаторов 

гидроочистки для применения в следующих процессах: 

● Подготовка сырья для установок гидрокрекинга и каталитического крекинга; 

● Гидроочистка дизельного топлива и керосина; 

● Гидроочистка нафты коксования. 

Кроме того, Honeywell UOP предлагает катализаторы для гидроочистки нафты, а 

также для очистки от серы бензина каталитического крекинга. 

Новые катализаторы будут производиться на заводе Honeywell UOP в г. Шривпорт 

(Луизиана, США), где в июне были введены в эксплуатацию новые и модернизированные 

производственные мощности для выпуска новых катализаторов. 

С выпуском новых катализаторов Honeywell UOP завершает свое сотрудничество с 

корпорацией Albemarle, которое началось в 2006 году, когда обе компании стали партнерами 

по разработке технологий гидроочистки. И хотя сотрудничество было успешным 

для обеих компаний, однако теперь Honeywell UOP намерена применить свой 

опыт и знания в области каталитической химии для укрепления своих конкурентных 

преимуществ в широком спектре технологий гидроочистки, одновременно завершая 

работу над проектами, которые были инициированы в рамках партнерства с Albemarle. 

В 1931 году Honeywell UOP впервые вывела на рынок катализаторы для нефтеперерабатывающей 

промышленности, представив фосфорно-кислотный катализатор 

на твердом носителе. Этот и последующие процессы помогли значительно увеличить 

выпуск различных марок высокооктанового транспортного топлива. 

10 





and gas industry. In particular, the company produces 

pig inspection equipment, as well as backup and selfcontained 

power for various gas industry facilities. 

Royal Dutch Shell Has Developed 

a Robot to Monitor Kashagan Field 

Development in Kazakhstan 

Undersea robots are commonly used in the energy 

industry to maintain equipment in deep waters, where 

extreme pressures stop humans from venturing. 

Now a robot can help tackle minor hazards on the 

surface or on land before they grow more serious, without 

needing additional protection like a human would. 

Called Sensabot, it is waterproof and dustproof and can 

work on platforms in stormy seas or in oil and gas fields 

in remote, hostile environments. It can go for up to six 

months at a time without the need for servicing. 

Oil and gas operations are usually safe enough for 

technicians in protective gear to carry out inspection 

and maintenance tasks. But to improve safety where 

potential hazards exist, scientists at Carnegie Mellon 

University’s National Robotics Engineering Center in 

Pittsburgh, USA, worked with Shell engineers to develop 

Sensabot, for use in Kazakhstan by the joint venture 

North Caspian Operating Company. 

A close-up view 

Sensabot is a multi-talented robot packed with sensors 

and cameras. It can drive through gravel, mud, slush 

and snow and can even climb vertical surfaces using rails 

on the outside of process modules. It can travel up to 

3 km with at least four hours’ operating time between 

charges. 

An operator sitting in a control centre out of harm’s 

way guides Sensabot over a wi-fi or mobile network. 

Progress is monitored via high-definition video as it 

inspects pipes and valves in complex installations. It 

gathers data about temperature, noise and vibrations, 

and sniffs for any toxic and flammable gases that might 

be present. 

An additional advantage is that operators can also 

draw on a range of experts around the world using its 

remote connection, helping to assess Sensabot’s findings. 

According to FT, Adam Serblowski, an engineer with 

Shell’s robotics program, said the technology should be 

seen as an “extension of the human worker” rather than 

as a substitute. 

“It allows a worker to do the same job without 

being in the physical location,” he said. “To begin with 

at Kashagan we will do that from the main manned 


множество недостатков, затрудняющих его применение. 

Хорошей альтернативой является беспроводной канал 

связи, который обуславливает применение автономных 

источников питания. 

АО «Литий-Элемент», являющееся крупнейшим в 

России производителем литий-тинилхлоридных (Li/ 

SOCl2), литий-диоксидмарганцевых (Li/MnO 2 ), тепловых, 

ампульных батарей и источников тока, имеет целый 

ряд разработок для нефтегазовой промышленности. В 

частности, продукция предприятия поставляется для 

внутритрубного диагностического оборудования нефтепроводов, 

а также резервного и автономного электропитания 

различных объектов газодобывающей отрасли. 

Работы на месторождении Кашаган 

будет контролировать робот, 

разработанный Royal Dutch Shell 

Подводные роботы получили широкое применение 

при обслуживании оборудования добывающей отрасли 

на глубоководье, где нахождению персонала препятствуют 

условия высокого давления. 

Теперь робот помогает справиться с некоторыми 

сложными ситуациями на поверхности или на суше, 

прежде чем они становятся все более серьезными, без 

необходимости дополнительной защиты, которая 

потребовалась бы для человека. Робот, защищенный 

от проникновения влаги и пыли, может работать на 

платформах в штормовых морях или на нефтегазовых 

месторождениях в отдаленных, агрессивных средах. Он 

может обходиться без технического обслуживания до 

шести месяцев. 

Нефтяные и газовые операции, как правило, достаточно 

безопасны для специалистов со средствами индивидуальной 

защиты при выполнении осмотра и техническом 

обслуживании. Но для повышения уровня 

безопасности в случае риска возникновения чрезвычайных 

ситуаций, ученые Национального центра робототехники 

Университета Карнеги-Меллона в Питтсбурге, 

США совместно с инженерами компании Shell разработали 

Sensabot для использования в Казахстане в рамках 

совместного предприятия North Caspian Operating 

Company. 

Вид крупным планом 

Sensabot – это робот с большим количеством возможностей, 

снабженный датчиками и камерами. Он 

может перемещаться по гравию, грязи, слякоти и снегу 

и может даже подниматься по вертикальным поверхностям, 

используя рельсы на внешней стороне модулей. 


11

TECH TRENDS 


Робот способен проехать до 3 км в течение, по крайней 

мере, четырех часов между зарядками. 

Оператор из центра управления направляет 

Sensabot через Wi-Fi или мобильную сеть. Продвижение 

отслеживается с помощью видео высокой четкости, 

по мере того как робот ведет осмотр труб и клапанов в 

сложных установках. Она собирает данные о температуре, 

шуме и вибрации, а также любых токсичных и горючих 

газах, которые могут присутствовать. 

По словам Адама Сербловски, инженера программы 

робототехники Shell, технология должна рассматриваться 

с точки зрения «расширение возможностей человека», 

а не в качестве его замены, написала газета FT в 

сентябре этого года. 

«Это позволяет работнику делать ту же работу без 

необходимости физического присутствия, – сказал он. 

– Для начала на Кашагане мы будем делать это с главного 

обитаемого острова, но теоретически это возможно 

и для города на расстоянии тысячи километров». Как 

рассказали в Shell, перед отправкой в Казахстан Sensabot 

проходил окончательное тестирование в Нидерландах. 

Группа планирует использовать его на других удаленных 

нефтяных месторождениях, а в перспективе и на 

нефтеперерабатывающих и химических заводах и терминалах 

СПГ, пишет FT. 

12 

● Sensabot is a robot bristling with sensors and cameras that can 

carry out inspections of oil and gas field equipment in the most 

challenging environments. It is controlled remotely by operators 

and can go anywhere humans can, but without needing additional 

protection. 

● Sensabot – это робот, оснащенный датчиками и 

камерами для проверки оборудования нефтяных и газовых 

месторождений 

в самых сложных условиях. Он управляется дистанционно 

с помощью оператора и может добраться до тех же мест, что и 

люди, но без необходимости дополнительной защиты. 

Для того чтобы в полной мере воспользоваться преимуществами 

солнечной энергетики, которая, в свою 

очередь, характеризуется таким недостатком, как перебои 

с энергоснабжением, когда небо покрыто облаками 

или в ночное время, необходимо иметь запас энергии. В 

последние несколько лет технологии концентрации солнечной 

энергии позволили начать генерировать дополнительное 

электричество в ночное время и в периоды 

повышенного спроса за счет использования аккумулированной 

тепловой энергии для вращения паровой турбины. 

В современных системах накопления тепловой 

энергии используются материалы, которые аккумулируют 

меньше энергии на килограмм и, таким образом, 

для удовлетворения требований по запасаемой энергии 

необходимо больше материала, что и стоит дороже. 

Исследователи Аргоннской национальной лаборатории 

при Министерстве энергетики США разработали 

систему аккумулирования тепловой энергии, значительно 

меньшую по размерам и в 20 раз более производительную 

в сравнении с существующими тепловыми 

системами. 

В настоящее время коллектив лаборатории 

с финансированием по программе SunShot Initiative 

Министерства энергетики США работает над созданием 

опытно-промышленного прототипа системы аккумулирования 

энергии скрытой теплоты (Latent heat thermal 

energy storage — LHTES) для проведения испытания. 

SunShot Initiative объединяет усилия в рамках национальной 

программы, направленной на повышение к 

2020 году конкурентоспособности бездотационной солisland, 

but in theory it could be done from a city thousands 

of kilometres away.” Shell said the Sensabot was 

undergoing final testing in the Netherlands before being 

deployed to Kazakhstan. The group plans to roll it out to 

other remote oilfields, as well as potential roles in refineries, 

chemical plants and LNG terminals, wrote FT. 

New Technology Puts Solar Power 

to Work All Night Long 

Energy storage is crucial for taking full advantage 

of solar power, which otherwise suffers interruptions 

from cloudy skies and nightfall. In the past few years, 

concentrating solar power plants have begun producing 

additional electricity at night and during peak demand 

periods by using stored heat energy to propel a steam 

turbine. 


Новая технология обеспечит 

круглосуточную работу солнечных 

электростанций 




SOURCE: ARGONNE NATIONAL LABORATORY / 

ИСТОЧНИК: АРГОННСКАЯ НАЦИОНАЛЬНАЯ 

ЛАБОРАТОРИЯ 

Current thermal energy storage systems rely on 

materials that store less energy per kilogram, requiring 

more material at a greater cost to meet energy storage 

requirements. 

Now, researchers at the U.S. Department of Energy's 

(DOÉs) Argonne National Laboratory have designed an 

inexpensive thermal energy storage system that will be 

significantly smaller and perform more than 20 times 

better than current thermal systems. 

With funding from DOE's SunShot Initiative, the 

Argonne team is building a pilot-scale prototype of 

their high-efficiency latent heat thermal energy storage 

system (LHTES) for testing. The SunShot Initiative is a 

national collaborative effort to make unsubsidized solar 

● Argonne National Laboratory mechanical engineer Wenhua Yu 

prepares to test a prototype thermal energy storage system developed 

at Argonne that will charge and discharge 20 times faster than current 

high-efficiency latent heat thermal energy storage systems. Testing 

validates the amount of thermal energy that can be stored and how 

efficiently it can be recovered for concentrated solar power and other 

potential applications. 

● Инженер-механик Аргоннской национальной лаборатории 

Венхуа Ю готовится испытывать разработанный прототип системы 

аккумулирования тепловой энергии, которая будет заряжаться 

и разряжаться в 20 раз быстрее, чем современные системы 

аккумулирования энергии скрытой теплоты. Испытания проверяют 

количество тепловой энергии, которое может аккумулироваться, а 

затем восстанавливаться в качестве концентрированной солнечной 

энергии и для других возможностей применения. 

нечной энергетики в сравнении с другими видами генерации 

электричества. 

Принцип работы системы аккумулирования тепловой 

энергии, разработанной в Аргонне, заключается в 

использовании «материала фазового перехода», который, 

накапливая энергию, расплавляется, и отдает энергию, 

возвращаясь в твердое состояние. 

В качестве такого материала могут использоваться 

недорогие соли, наподобие обычной каменной соли, 

однако, возможности использования ее в данной системе 

ограничены из-за низкой теплопроводности материала. 

В системе LHTES теплопроводность солей увеличена 

за счет смешения ее с графитовой пеной. В таком соче- 

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 


14 

energy cost-competitive with other forms of electricity 

production by 2020. 

Argonnés thermal energy storage system relies on a 

«phase-change» material that melts as it stores thermal 

energy and releases energy as it re-freezes – similar to the 

charge-discharge cycle in a battery. 

Inexpensive salts like rock salt (sodium chloride) 

can be used as phase-change materials, but their use in 

existing thermal storage systems is limited because of the 

poor thermal conductivity of the salts. 

However, the Argonne LHTES system drastically 

improves the conductivity of these salts by integrating 

them with a high-conductivity graphite foam. This 

combination reduces the overall amount of material 

needed to build the system and its cost, while making the 

thermal energy transfer significantly more efficient and 

still providing up to 8 to 12 hours of energy storage – a 

typical night of storage for a concentrating solar power 

plant. 

The porous graphite foam traps the salts in pores, 

facilitating rapid melting and freezing. The team demonstrated 

that this rapid phase change holds up over time. 

After building and testing an initial prototype about the 

size of a blender, the team is now scaling up the prototype 

size by 50 times. 

Although still smaller than a full-scale power plant 

system, the pilot-scale modular system will be tested this 

fall and could expand on applications, such as providing 

back-up power on a microgrid or storing waste heat 

from another energy source. The pilot system will also 

further improve 3-D thermal modeling used for estimating 

performance and planning the design of a full-scale 

system. 

The full-scale design is expected to meet the needs 

of current power plants that operate steam turbines at 

about 450 to 600 C (850-1,100 F) using magnesium chloride 

as the storage medium. When advanced supercritical 

carbon dioxide turbines – which are more efficient than 

steam turbines but operate at a hotter 700 C (1,300 F) – 

come online, the same design can be used with sodium 

chloride. 

Copyright 2016. Argonne National Laboratory. 

(2016, September 12). New technology puts solar 

power to work all night long. ScienceDaily. Retrieved 

September 14, 2016 from www.sciencedaily.com/releases/2016/09/160912122848.htm 

Electric Drive from TOMZEL’s New 

Product Range Received for Pilot 

Operation 

Transneft East received an electric drive from the 

new product range of Tomsk Plant of Electric Drives 

(TOMZEL) for pilot operation. 

Using innovative solutions, TOMZEL (a subsidiary 

of Transneft Central Siberia) developed a range of EPTsR 

electric drives with the side-mounted starting equipment 

for stop valves with the torque from 100 to 50,000 

Nm within the work for the improvement of quality and 

reliability of the products. 


тании снижается объем и стоимость материала, необходимого 

для создания системы, при этом обеспечивается 

значительно более эффективная передача тепловой 

энергии, благодаря чему энергия аккумулируется 

на 8-12 ч, что примерно и равняется ночному периоду 

работы солнечных электростанций. 

Графитовая пена вбирает соль в поры, облегчая 

быстрое расплавление и затвердевание. По данным разработчиков, 

этот процесс может эффективно поддерживаться 

некоторое время. Уже проведены испытания 

на небольшой системе размеров блендера, в настоящее 

время проводится масштабирование прототипа в 50 раз. 

Осенью будет испытана модульная пилотная система, 

меньшая в сравнении с производственной энергетической 

системой, но все же пригодная для таких областей 

применения как обеспечение резервной мощности 

электросетей или аккумулирование избытков тепловой 

энергии другого источника. Пилотная система позволит 

усовершенствовать 3-D моделирование, применяемое 

для оценки производительности и проектирования производственной 

системы. 

Планируется, что производственная система будет 

отвечать требованиям нынешних электростанций, где 

применяются паровые турбины, работающие в условиях 

примерно от 450 до 600 °С (850-1 100 °F), с использованием 

хлорида магния в качестве среды хранения. Когда 

появятся турбины на двуокиси углерода в жидкой фазе, 

которые эффективнее, чем паровые турбины, но работают 

в условиях более высоких температур, выше 700 °С (1 

300 °F), в той же конструкции может быть использован 

хлорид натрия. 

Электропривод из новой линейки 

продукции АО «ТОМЗЭЛ» поступил 

в опытную эксплуатацию 

ООО «Транснефть – Восток» получило электропривод 

из новой линейки продукции Томского завода электроприводов 

(АО «ТОМЗЭЛ») для проведения его опытной 

эксплуатации. 

АО «ТОМЗЭЛ» (дочернее общество АО «Транснефть 

– Центральная Сибирь») в рамках работ по повышению 

качества и надежности выпускаемых изделий, используя 

инновационные решения, разработало линейку электроприводов 

с выносной пусковой аппаратурой «ЭПЦР» 

для запорной арматуры с крутящим моментом от 100 до 

50 000 Нм. 

Основное преимущество изделия состоит в применении 

схемы размещения электронных узлов и компонентов 

в кондиционируемом помещении. Данное решение 

снижает риск возникновения отказов микроэлектроники 

при повышенных и пониженных температурах 

окружающей среды, а также в условиях возникновения 

повышенных вибраций на трубопроводной арматуре. 

На сегодняшний день приемочные испытания 

электроприводов серий «ЭПЦР» полностью завершены. 

Предстоит проведение их опытной эксплуатации на 

одном из объектов ООО «Транснефть – Восток», расположенном 

в Амурской области. Специалисты Томского 

завода электроприводов считают, что испытания приборов 

в суровом климате Восточной Сибири помогут 




Main advantage of the new electric drive consists 

in the arrangement of electronic units and components 

in a conditioned room. This solution reduces the risk 

of failures of microelectronics at high and low ambient 

temperatures and in the conditions of high vibrations in 

pipeline valves. 

Acceptance tests of the EPTsR series electric drives 

have now been completed, to be followed by pilot operation 

at a Transneft East facility in Amur region. Specialists 

of Tomsk Plant of Electric Drives believe that testing the 

devices in the severe climate of Eastern Siberia would 

help timely identify possible shortcomings of the products 

and make necessary modifications before the start 

of commercial manufacturing that is planned for the 

end of 2017. 

Russian Scientists Test Windmill That 

Does Not Emit Infrasonic Waves 

Russian scientists developed and tested windmill 

with fundamentally different design, with cylinders 

instead of blades. It produces twice as much electric 

energy as conventional windmill and has one advantage 

more. It does not create infrasonic waves that 

might be the course of negative effects on humans, as 

some researches indicate, technology developer, senior 

researcher at the Ioffe Institute Alexei Platonov told TASS 

reporter. 

своевременно определить возможные изъяны продукции 

и внести необходимые изменения еще до запуска 

серийного производства, запланированного на конец 

2017 года. 

Российские ученые разработали 

и испытали ветряк, не испускающий 

инфразвуковые волны 

Российские ученые разработали и испытали ветряк 

принципиально иной конструкции – с цилиндрами вместо 

лопастей. Он вырабатывает вдвое больше электро- 

ОПТИМАЛЬНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ДЛЯ 

МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ 

Оптимизируйте фильтрующую 

способность 

 

 

 

 

 

 



15

TECH TRENDS 


“The main advantages of our wind turbine are 

power generation flexibility, high – up to 40 percent – 

efficiency ratio of wind energy conversion, the opportunity 

to save on batteries, which usually accounts for up 

to 70 percent of the cost of windmill installation and the 

absence of environmental damage from the infrasonic 

waves, as soon as they are not created by the device,» he 

explained. 

Market Requirements 

By the end of this year, a series of field tests of the 

device will be completed, in 2017 it is planned to create 

an industrial model, and in 2018 – to launch the product 

on the market of Russia, Europe and Southeast Asia. 

In Russia, scientists estimate the potential market 

of 1 million households distant from power lines, especially 

in the Arctic zone. Stationary wind turbines will be 

able to produce the amount of electricity sufficient for 

consumption by one household – 5-10 kW. For nomadic 

households, especially the reindeer herders, it is planned 

to create a portable, prefabricated model that could be 

moved from one camp to another. It requires more complex 

design to avoid assembly/disassembly problems. 

The Cylinder Replaces the Wing 

Alexei Platonov said that the use of the cylinder 

instead of the windmill blades allowed switching the 

process of energy production to a controlled mode. «The 

cylinder is symmetrical, it does not create lift by itself, 

but if it is rotated around its axis, the lift appears,» he 

said. The electric motor that runs constantly provides 

rotation. But it consumes only 1-2 percent of the amount 

of energy that the device produces. 

Cylinders rotational speed can be adjusted depending 

on the wind velocity in order to ensure maximum 

энергии, чем обычный, и имеет еще одно преимущество 

– не испускает инфразвуковые волны, по некоторым 

данным опасные для человека. Об этом рассказал корреспонденту 

ТАСС разработчик технологии, старший 

научный сотрудник Физико-технического института им. 

А.Ф. Иоффе Алексей Платонов. 

«Основные преимущества нашего ветряка – управляемость 

процессом выработки электроэнергии, высокий 

– 40% – коэффициент эффективности преобразования 

энергии ветра, возможность экономить на аккумуляторах, 

на которые обычно приходится до 70% стоимости 

установки ветрогенератора, и отсутствие вреда окружающей 

среде от инфразвуковых волн, так они устройством 

не генерируются», – пояснил он. 

Потребности рынка 

К концу нынешнего года завершится серия полевых 

испытаний устройства, в 2017 году планируется создать 

промышленный образец, а в 2018-м – выпустить продукт 

на рынок России, Европы и Юго-Восточной Азии. 

В России потенциальный рынок ученые оценивают 

в 1 млн домохозяйств, удаленных от линий электропередач, 

в первую очередь в арктической зоне. Стационарные 

ветряки будут способны вырабатывать объем электроэнергии, 

достаточный для потребления одним домохозяйством 

– 5-10 кВт. Для кочующих домохозяйств, в 

первую очередь оленеводов, планируется создать портативную, 

сборно-разборную модель, которую можно 

было бы перемещать с одного стойбища на другое. Она 

требует более сложной конструкции, чтобы не возникали 

проблемы при монтаже-демонтаже. 

Как цилиндр заменил крыло 

Алексей Платонов рассказал, что использование 

цилиндра вместо лопасти ветрогенератора позволило 

Weatherford Awarded 

Two Large Completions Contracts 

With Super Major 

Weatherford International plc announced that it has won two large 

contracts with a super-major operator for sand screens and for 

upper completions products including gas-lift equipment, chemicalinjection 

equipment, subsurface safety valves (SSVs) and downhole 

measurement tools. These two multi-year contracts will supply this 

equipment to multiple rig lines drilling extended-reach wells at 

Sakhalin Island. 

The Sakhalin multi-year sand-screen contract covers both extended-reach 

onshore and offshore wells. As part of the second multiyear 

Sakhalin contract, Weatherford will provide gas-lift mandrels, 

gas-lift valves, chemical-injection equipment, surface-controlled 

SSVs, and downhole temperature and pressure gauges for wells on 

multiple rig lines. 

“These and other recent contract wins for Weatherford demonstrate 

how we are changing the way the industry approaches 

completions,” Mark Hopmann, Vice President of Completions at 

Weatherford. “Screens are merely one part of our portfolio of 

advanced, 21st-century solutions designed for modern wellbore 

profiles.” 

Weatherford заключила два масштабных 

контракта на поставку оборудования 

для заканчивания скважин 

Компания Weatherford International plc объявила о подписании с крупнейшей нефтегазовой 

компанией-оператором двух масштабных контрактов на поставку и шефмонтаж 

противопесочных фильтров и систем верхнего заканчивания, в том числе оборудования 

для газлифта и закачки химреагентов, забойных клапанов-отсекателей и 

приборов для проведения внутрискважинных исследований. Поставки в рамках этих 

долгосрочных контрактов будут осуществляться на многочисленные буровые площадки 

острова Сахалин, где выполняется бурение скважин с большими отходами от вертикали. 

По условиям одного из договоров планируется установка противопесочных фильтров 

как в сухопутных, так и в морских наклонно-направленных скважинах. В соответствии 

с требованиями второго долгосрочного контракта компания Weatherford 

поставит на Сахалин газлифтные мандрели и газлифтные клапаны, оборудование для 

закачки химреагентов, забойные клапаны-отсекатели, управляемые с поверхности, и 

забойные датчики температуры и давления. 

«Подписание такого рода контрактов свидетельствует об эффективности нашего 

подхода к заканчиванию скважин, – отметил Марк Хопманн, вице-президент по заканчиванию 

скважин компании Weatherford. – Противопесочные фильтры – лишь небольшая 

часть нашего портфолио инновационных технологических решений, разработанных 

для современных скважин». 

16 





PHOTO: NATALIA MIKHALCHENKO, TASS 

ФОТО: НАТАЛИЯ МИХАЛЬЧЕНКО / ТАСС 

electrical energy production at different wind conditions. 

The conventional windmill does not give this 

possibility. They are effective in a narrow range of wind 

speeds. The wind speed is not constant, so conventional 

wind turbines require high capacity battery. 

Battery in the wind energy system is designed for 

redistribution of energy produced over time. A good 

wind gives greater power output, battery stores it and 

enables the consumer to spend it at a convenient time 

to get rid of inconveniences like “the wind picks up, 

you can turn on the washing machine”. A device by St. 

Petersburg scientists can provide high power output at 

different wind speeds. Thereby, increasing investments 

by 1-2 percent due to an electric motor, it is possible to 

obtain a two-fold increase in electricity generation and 

use less batery power. 

Less Infrasound 

The developers did not initially set out to get away 

from infrasonic waves emission of the device, but when 

this problem began to be widely discussed in academic 

and administrative circles as potentially dangerous, they 

tested the system on the possibility of generating ultrasonic 

infrasonic waves and found that it is impossible for 

the laws of physics . 

Infrasound arises at low-frequency vibrations. It is 

dangerous for humans because it is not perceived by the 

senses, but has some impact. “If we hear a loud unpleasant 

sound, we can clamp the ears, if we see welding we 

can close your eyes, and if we do not identify the threat, 

then we can not protect from it,” said the scientist, noting 

that the effects of infrasound on human are not yet 

fully studied . 

Wind turbine with rotating cylinder generates signals 

in two frequency bands, add up, they give a single 

signal, far beyond the frequency range of infrasound, the 

scientist explained. 

Field Test 

Wind turbine is currently field-tested on the shore 

of the Gulf of Finland in the Sestroretsk neighborhood 

and on the bank of Vetryanoye Lake near Sosnovo in the 

Leningrad region. This stage of development is financed 

by Skolkovo Foundation in the amount of 1 million 

rubles. The development of the industrial model requires 

much more, 30 million rubles, which will arrive in the 

form of venture capital investments. 


● Alexei Platonov shows the development. 

● Алексей Платонов демонстрирует разработк.у 

перевести процесс выработки электроэнергии в управляемый 

режим. «Цилиндр симметричен, сам по себе он 

не создает подъемную силу, но если его вращать вокруг 

своей оси, то эта сила появляется», – отметил собеседник 

агентства. Вращение обеспечивает электромотор, который 

работает постоянно. Но он потребляет лишь 1-2% от 

объема энергии, которую вырабатывает устройство. 

Скорость вращения цилиндров можно регулировать 

в зависимости от скорости ветра для того, чтобы обеспечить 

максимальную выработку электрической энергии 

при разных ветровых режимах. У обычного ветряка такой 

возможности нет. Они эффективны в узком диапазоне 

скорости ветра. Скорость ветра непостоянна, поэтому 

для обычных ветряков требуются аккумуляторы большей 

емкости. 

Аккумулятор в системе ветроэнергетики играет роль 

перераспределения выработанной энергии во времени. 

Хороший ветер дает большую выработку энергии, 

аккумулятор ее запасает и дает возможность потребителю 

израсходовать в удобное время, чтобы избавить от 

неудобств, подобных зависимости от силы ветра – «ветер 

поднимается, можно включать стиральную машинку». 

Устройство петербургских ученых способно давать 

высокий выход электроэнергии при разной скорости 

ветра. Тем самым, увеличив вложения на 1-2% за счет 

электромотора, можно получить двукратное увеличение 

выработки электроэнергии и использовать аккумуляторы 

меньшей мощности, то есть более дешевые. 

Минус инфразвук 

Разработчики изначально не ставили перед собой 

задачу уйти от генерации их устройством инфразвуковых 

волн, но, когда эта проблема начала широко обсуждаться 

в научных и административных кругах как потенциально 

опасная, проверили свою систему на возможность 

генерации ультразвуковых инфразвуковых волн 

и обнаружили, что это невозможно по законам физики. 

Инфразвук возникает при низкочастотных колебаниях. 

Для человека он опасен тем, что органами чувств 

не воспринимается, но какое-то воздействие оказывает. 

«Если мы слышим громкий неприятный звук, мы можем 

зажать уши, видим сварку – закрыть глаза, а если мы не 

идентифицируем угрозу, то не можем от нее защититься», 

– пояснил ученый, отметив, что воздействие инфразвука 

на человека еще до конца не изучено. 

Ветряк с вращающимися цилиндрами генерирует 

сигналы в двух частотных диапазонах, складываясь, они 

дают единый сигнал, находящийся далеко за пределами 

частотного диапазона инфразвука, пояснил ученый. 

Полевые испытания 

В настоящее время ведутся полевые испытания ветряка 

на берегу финского залива в районе Сестрорецка и на 

берегу озера Ветряное вблизи Сосново в Ленинградской 

области. Этот этап разработок профинансирован фондом 

«Сколково» в объеме 1 млн рублей. На разработку 

промышленного образца требуется на порядок больше 

– 30 млн рублей, которые поступят в форме венчурных 

инвестиций. 


17

OGE TOUR 


Surgutneftegaz Studies Technology, 

Innovation and Management in 10 Day OGE Tour 


«Сургутнефтегаз» изучает технологии, 

инновации и менеджмент в 10-дневном туре НГЕ 

PHOTO: PAT DAVIS SZYMCZAK / ФОТО: ПЭТ ДЭВИС ШИМЧАК 


Пэт Дэвис Шимчак 

For the last four years, Oil&Gas Eurasia 

has been organizing annual training 

tours to the United States for Russian 

oil companies. 

Since 2013, this activity has 

focused on the heads of production units at Surgutneftegaz. 

Surgut management choses participants according to performance: 

each year, a group of managers whose units produce 

the most oil, are chosen and sent abroad for 10 days to 

learn about new technologies and management styles. OGE 

plans and organizes relevant business meetings, matchng 

technology interests of the group with U.S. companies that 

either currently do business with Surgutneftegaz or have a 

Впоследние четыре года «Нефть и Газ 

Евразия» организовывает ежегодные 

учебные туры в США для российских 

нефтяных компаний. 

С 2013 года эти туры проводились 

для руководителей производственных подразделений 

«Сургутнефтегаза». Руководство компании выбирает участников 

в соответствии с производственными достижениями. 

Каждый год из руководителей подразделений, где добывается 

наибольшее количество нефти, собирается группа, которая 

на 10 дней отправляется за границу для ознакомления с 

новыми технологиями и стилями управления. НГЕ планирует 

и организует соответствующие технологическим интере- 

18 Oil&GasEURASIA


ТУР НГЕ 


сам группы деловые встречи с американскими компаниями, 

которые либо уже ведут бизнес с «Сургутнефтегазом», либо 

имеют технологию или продукт, имеющий перспективу 

применения в Западной Сибири. 

В сентябре этого года Вячеслав Жильцов, главный инженер 

НГДУ «Быстринскнефть» , возглавил группу победителей 

соревнования 2016 года, в которую вошли руководители различных 

производственных участков и подразделений, включая: 

«Сургутнефть» (Роман Суденков), «Федоровскнефть» 

(Георгий Загорский), «Быстринскнефть» (Андрей Корнеев), 

«Лянторнефть» (Сергей Иванов), «Комсомольскнефть» 

(Владимир Решетов), «Нижнесортымскнефть» (Набиджан 

Гафуров) и «Талаканнефть» (Дмитрий Темных). 

Пунктом назначения в 2016 году стала Калифорния. 

Руководители из Сургута посетили компании, работающие 

в области нефтегазовых технологий и обрудования, в 

Силиконовой долине, Бейкерсфилде (центре добычи нефти 

и газа в Калифорнии), а также Лос-Анджелесе, где добыча на 

шельфе налажена в соответствии с требованиями по защите 

окружающей среды. 

Среди американских компаний, которые принимали 

гостей на заводе и демонстрировали технологии, были: 

в Силиконовой долине – Applied Physics, инновационная 

компания в области разработки и производства систем 

направленного бурения; в Бейкерсфилде – международные 

technology or product that could be of interest for use in 

West Siberia. 

This September, Vyacheslav Zhilkov, chief engineer for 

the Bystrinskneft production association, lead the 2016 winners, 

which included managers for various workshops and 

production units including: Surgutneft (Roman Sudenko), 

Fedorovskneft (George Zagorski), Bystrinskneft (Andrey 

Korneev), Lyantorneft (Sergey Ivanov), Komsomolskneft 

(Vladimir Rechetov), Nizhnesortymskneft (Nabidzhan 

Gafurov), and Talakanneft (Dmitry Temnykh). 

Destination 2016: California where Surgut managers 

visited oil and gas technology companies and manufacturers 

in Silicon Valley, Bakersfield (the heart of California’s 

oil and gas production), and LosAngeles where offshore oil 

operations have been made compatible with environmental 

concerns. 


19

OGE TOUR 


Companies that hosted plant tours and technology 

demonstrations on the U.S. side included: in Silicon Valley, 

Applied Physics, an innovator and manufacturer of rotary 

steerable drilling systems; in Bakersfield, international service 

companies, Halliburton and Weatherford, and industrial 

manufacturer, Western Valve; and in the LosAngeles 

area, top drive manufacturer, National Oilwell Vaco (NOV). 

Innovation and scientific research was also a focus. 

After a weekend in SanFrancisco, the delegation kicked off 

their trip with a visit to Stanford University’s Department 

of energy Resources Engineering. There, they participated 

in a round table with Stanford PhD students. Zhilkov presented 

on Surgutneftegaz and West Siberia, and took questions 

from the researchers who, for the most part, were 


сервисные компании Halliburton и Weatherford, а также 

производственная фирма Western Valve; в районе Лос- 

Анджелеса – производитель верхних приводов компания 

National Oilwell Vaco (NOV). 

Инновации и научные исследования также были в 

центре внимания. После уик-энда в Сан-Франциско, делегация 

продолжила поездку с посещением отделения проектирования 

в области топливно-энергетических ресурсов 

в Стэнфордского университета. Там они приняли участие в 

круглом столе с аспирантами Стэнфордского университета. 

Жильцов, представлявший «Сургутнефтегаз» и Западную 

Сибирь, ответил на вопросы научных сотрудников, по большей 

части, иностранных студентов, представлявших основные 

нефтедобывающие регионы мира. 

Стэнфордский университет представлял профессор 

Энтони Koвчек, заведующий кафедрой проектирования в 

области топливно-энергетических ресурсов в Стэнфорде. 

Ковчек рассказал о нефтегазовом образовании в США и 

провел делегацию по лабораториям Стэнфорда, где исследователи 

продемонстрировали группе свои проекты. 

В районе Силиконовой долины мы встретились с представителями 

Applied Physics и посетили их мощности по 

производству телеметрических систем, датчиков телеметрии, 

магнитометров и другой продукции, продаваемой 

на российском и китайском рынке, а также в Северной 

Америке. Области применения уникальных систем Applied 

Physics включают в себя бурение с подачей воздуха, бурение 

на депрессии, высокоскоростное бурение, ситуации с большим 

количеством материала для борьбы с поглощениями в 

условиях низкого пластового давления, ситуации с бурением 

в труднодоступных местах, а также нефтяного, газового 

и геотермального бурения в условиях высоких температур. 


20 



ТУР НГЕ 

foreign students representing key oil producing regions of 

the world. 

Hosting the Stanford side was Professor Anthony 

Kovscek, head of the Energy Resources Engineering faculty 

at Stanford. Kovscek described petroleum engineering education 

in the U.S. and lead the delegation through Stanford 

laboratories where the PhD researchers demonstrated 

their research projects to the group. 

While in the Silicon Valley area we visited with Applied 

Physics and toured their manufacturing facility for MWD 

systems, MWD sensors, magnetometers and other products 

that are sold into the Russian and Chinese markets as well 

as North America. Applications of Applied Physics unique 

systems include air drilling, underbalanced drilling, high 

speed drilling, low pressure formations with high lost 

circulation material (LCM) situations, drilling in difficult 

areas, and in high temperature drilling applications for oil, 

gas, and geothermal. 

After a few photo ops at Google and Apple headquarters 

(it’s what you do in Silicon Valley, isn’t it?) we then 

headed by bus to Bakersfield, the oil capital of California 

which itself is the fourth largest producing state in the U.S., 

after Alaska, Texas and Louisiana. 

Bakersfield is literally surrounded by a moonscape of 

oil and gas operations much like those surrounding Baku 

in Azerbaijan. Chevron today is the primary producer in the 

Bakersfield – Kern River area, which itself is a part of the 

San Joaquin Basin, California’s largest oil bearing region. 

Though the environment is desert, the San Joaquin 

Basin is relevant to any West Siberian oilman. The Bakersfield 

area fields that are currently in production were discovered 

in the 1970s and so – as mature fields in production for 40 

После небольшой фотосессии в Google и штабквартире 

компании Apple (а именно этим занимаются в 

Силиконовой долине, не так ли?), мы отправились на автобусе 

в Бейкерсфилд, нефтяную столицу Калифорнии, которая 

является четвертым по объему добычи штатом США 

после Аляски, Техаса и Луизианы. 

Вокруг Бейкерсфилда – в буквальном смысле лунный 

ландшафт нефтегазовых промыслов, подобный тому, что 

окружает Баку в Азербайджане. Chevron сегодня является 

основной добывающей компанией в регионе Бейкерсфилда 

и реки Керн, а последняя сама по себе является частью 

бассейна Сан-Хоакин, крупнейшей нефтеносной области 

Калифорнии. 

Хотя окружающая среда представляет собой пустыню, 

бассейн Сан-Хоакин имеет отношение и к любому 

нефтянику из Западной Сибири. Месторождения в районе 

Бейкерсфилда, на которых сегодня ведется добыча, 

были открыты в 1970-х и, будучи месторождениями 

поздней стадии разработки, добыча на которых ведется 

уже 40 лет, требуют применения большого количества 

технологий повышения нефтеотдачи пластов и механизированной 

добычи, в том числе, закачки пара для 

добычи тяжелой нефти, которая широко распространена 

в этой области. 

Chevron ведет добычу на месторождении Керн-Ривер 

(самая глубокая скважина на котором достигает 2 129 метров 

(6,986 футов). Chevron является основным оператором в 

регионе и добывающей компанией номер один в стране. 

Вторая по величине добывающая компания Калифорнии 

Aera Energy разрабатывает месторождение Саус Балридж 

(который находится в 40 милях от Бейкерсфилда и где 

также побывала делегация из Сургута). Он занимает девятое 



21

OGE TOUR 


место среди 100 крупнейших месторождений нефти и газа в 

США. Месторождение было открыто в 1911 году. 

В Бейкерсфилде сургутские нефтяники встретился 

с представителями компании Halliburton для детального 

обсуждения ГРП, жидкостей и других технологий, представляющих 

особый интерес для российской компании. 

Для этого делегация совершила экскурсионный автобусный 

тур по близлежащим нефтяным месторождениям, ознакомившись 

с особенностями методов ПНП, переработки и 

транспортировки нефти, о которых рассказали инженеры 

компании Halliburton. 

Группу также принимало подразделение компании 

Weatherford по заканчиванию скважин, представившее 

обзор оборудования и инструмента для заканчивания скважин, 

которые Weatherford производит в Бейкерсфилде 

для продажи в Европу (и, в том числе, Россию), а также 

Соединенные Штаты. Визит включал экскурсию с осмотром 

операций по заканчиванию в открытом стволе и с обсаженным 

забоем в производственных условиях. 

Состоялось и посещение компании Western Valve, производителя 

промышленной арматуры, который продает 

свою линейку запорно-спускной арматуры, изготовленной 

в Бейкерсфилде, в США, а также на зарубежных рынках, 

включая Россию. Продукция Western Valve уже установлена, 

к примеру, в аэропорту Домодедово в Москве. 

Конечно, любая поездка за границу была бы неполной 

без небольшого отдыха и релаксации, и сургутских нефтяyears 

now, they require a host of enhanced recovery technologies 

and artificial lift, including steam injection for the 

heavy oil which is so prevalent in the area. 

Chevron operates the Kern River Oilfield (whose 

deepest well reaches 2,129 meters (6,986 feet). Chevron is 

a principal operator in the region and the state’s No. 1 oil 

producer. California’s No. 2 producer, Aera Energy, operates 

the Belridge South Field (which is 40 miles out of 

Bakersfield and was also visited by the Surgut delegation). 

It is ranked ninth among the top 100 largest U.S. oil and gas 

fields. The field was discovered in 1911. 

In Bakersfield, Surgut met with Halliburton for indepth 

discussions around fracking, fluids and other technologies 

of particular interest to Surgut. Following that, the 

delegation took a guided bus tour of nearby oilfields with 

specifics of EOR techniques, crude processing and transport 

described by Halliburton engineers. 

Weatherford's completions team hosted the group 

as well, providing an overview of completion tools that 

Weatherford manufactures in Bakersfield for sale to Europe 

(including Russia) as well as the United States. The visit 

included a plant tour of the company’s open and cased hole 

completion operation. 

We also visited the industrial valve manufacturer, 

Western Valve, which sells its own line of double block and 

bleed plug valves, manufactured in Bakersfield for U.S. and 

foreign markets – including Russia. Western Valve products 


22 



ТУР НГЕ 

have, for example, been installed at Domodedovo airport 

in Moscow. 

Of course no trip abroad is complete without a bit 

of rest and relaxation and Surgut’s included a weekend in 

LasVegas, which is about a four-hour drive from Bakersfield. 

This time out from oil and gas did, however, have its energy 

moments. The delegation learned first hand about alternative 

energy developments in the U.S. as our journey took us 

through wind farms in California, and the world’s largest 

solar energy farm in the Mohave desert – both projects 

that feed the LosAngeles power grid. And what’s a trip to 

LasVegas without an engineering tour of the inner workings 

of the Hoover Dam hydroelectric plant? 

LosAngeles was our last stop before the group flew back 

to Moscow – Long Beach to be exact. It’s better swimming 

there than downtown LA. NOV’s Orange County manufacturing 

plant hosted Surgutneftegaz. There, NOV top drives are 

manufactured and shipped world-wide. In fact, while low oil 

prices did cut the volume of orders (as all companies in the oil 

and gas industry have experienced), Russia together with the 

Middle East remain the two export markets that are still very 

much alive for NOV production out of California. 

A boat tour to view offshore oil production near 

Long Beach and a gala dinner on the Queen Mary historic 

ocean liner docked nearby. This, together with a tour of 

Hollywood and Beverly Hills, and our 2016 Technical 

Excellence Tour drew to a close. 

ников ожидали выходные в Лас-Вегасе, что в четырех часах 

езды от города Бейкерсфилда. На этот раз, без нефти и газа, 

но с другими «энергетическими моментами». Делегация 

узнала из первых рук о разработках в области альтернативной 

энергетики в США, поскольку на нашем пути были 

ветровые электростанции в Калифорнии и самый большой 

в мире солнечный энергоцентр в пустыне Мохаве – оба проекта 

снабжают Лос-Анджелес электроэнергией. И чем бы 

была поездка в Лас-Вегас без инженерного тура и осмотра 

гидроэлектростанции Плотина Гувера? 

В Лос-Анджелесе была наша последняя остановка, 

перед тем как группа вылетела обратно в Москву, точнее, 

остановка была в Лонг-Бич. Там плавать лучше, чем в центре 

Лос-Анджелеса. Гостей из «Сургутнефтегаза» принимали на 

заводе компании NOV в Orange County. Там изготавливаются 

и оттуда отправляются на экспорт по всему миру верхние 

приводы. На самом деле, в то время как из-за низких цен 

на нефть объемы заказов сократились (как смогли прочувствовать 

все компании нефтегазовой отрасли), Россия 

и Ближний Восток остаются двумя экспортными рынками, 

все еще довольно оживленными для производства NOV за 

пределами Калифорнии. 

Прогулка на катере с осмотром шельфовой добычи 

нефти в районе Лонг-Бич и гала-ужин на пришвартованном 

неподалеку историческом лайнере Queen Mary, наряду с 

поездкой в Голливуд и Беверли-Хиллз завершили наш «Тур 

по техническому совершенствованию – 2016». 

Training Abroad – Organized 

to Suit Your Needs! 

OGE offers 12 day programs covering 

the following: 

• New Technologies for Mature Wells — 

Houston, West Texas (Midland-Odessa) 

• LNG & Offshore — Louisiana, Houston, 

Corpus Christi, Texas 

• Benchmarking & Quality Control - Houston 

• Innovation & Research - Houston 

• Advanced Drilling School - Houston 

Training / Business Travel Programs include a 

cultural program suited to the area visited, plus 

an optional weekend in Cancun, Mexico or 

LasVegas! 

We also organize short courses for engineers 

and can include a visit to various auction yards 

where surplus equipment is available for sale 

and export — drilling rigs, drilling tools, frack 

fleets, etc. 

• California Oil Industry Study Tour 

• Alternative Energy - Solar, Wind, Hydro - 

Texas, California, Nevada 

Want to know more? Call +7 925 518 4441 or 

email: p.szymczak@eurasiapress.com 


23

R&D 

The Study of Autonomous Power 

Installations of Small Capacity Based 

on Renewable Energy Sources for 

Gas Transportation System Facilities 

Energy Supply 

Valery Bessel, Renata Mingaleeva, Department of Thermodynamics and Нeat 

Engines, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research 

University), Moscow, Russia 

This article was originally published in "SPE Times” magazine, published by the SPE Student Chapter at Gubkin State Oil&Gas University. It is reprinted here with permission 

Статья была ранее опубликована в журнале SPE Times. Предоставлена с разрешения редакции журнала. 

Energy saving policy 

for gas transportation 

system of 

Russia is one of the most 

urgent tasks nowadays. 

The article proposes a 

modern approach to the 

problem of energy supply 

to the facilities of gas 

transportation system by 

using combined power 

installations of small 

capacity based on solar 

and wind energy. 

Keywords: autonomous 

power installations, 

renewable energy 

sources, the Eastern 

gas program of PJSC 

“Gazprom”, energy supply, 

wind energy, solar 

energy 

Introduction 

In general, gas consumption for heat and electricity 

generation for own needs of the gas transportation 

system facilities is equal to 3-5% of the total natural gas 

consumption for own technological needs, so it is more 

than 1.2 – 2.0 billion m3/year [1]! In this case, substitution 

of conventional power stations that use natural gas by 

energy installations based on renewable energy sources 

will annually save tank gas for its selling in the domestic 

and foreign markets. Moreover, using renewable energy 

● Figure 1. Power plants location in Eastern Siberia and the Far East 

sources increases the security of energy supply and it is 

environmentally friendly. 

The studies show that the most effective application 

of the autonomous power installations based on renewable 

energy sources is for energy supply for typical consuming 

facilities of trunk gas pipelines of PJSC “Gazprom”. 



НИОКР 

● Figure 2. Energy security 

of Eastern Siberia and the 

Far East regions of Russia 

Application of autonomous power installations 

based on renewable energy sources 

Nowadays one of the key directions in the development 

of Russia is defined the implementation of the 

Eastern gas program of PJSC “Gazprom”. It will significantly 

increase the export of Russian hydrocarbons to the 

Asian markets and will help to develop the infrastructure 

in Eastern Siberia and the Far East. 

Most of the facilities of the Eastern gas program will 

be constructed in the south-eastern regions of Russia 

where large hydropower plants and cogeneration plants 

are located as shown in figure 1 [2]. Nevertheless most 

of the facilities of the Eastern gas program gas trunk 

pipelines will be located in the regions where the density 

of population is very low and these regions have poorly 

developed energy infrastructure, figure 2 [2]. 

In this respect a great practical interest has the possibility 

of autonomous power installations of small capacity 

application for the gas transportation system facilities 

energy supply. 

The world practice shows that the use of autonomous 

power systems of small capacity based on renewable 

energy sources can compete with conventional power 

plants in remote areas where the construction of centralized 

electricity grid and long transmission lines is associated 

with enormous expenses; in regions with expensive 

imported fuel; and in cases when the reliability of energy 

supply does not meet the requirements [3]. 

In order to create the concept for application of 

autonomous power installations based on renewable 

energy sources for energy supply for the facilities of gas 

transportation system the research work is performed in 

the Department of Thermodynamics and Heat Engines in 

Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National 

Research University). 

Results and Discussion 

The vast territory of Russia gives competitive advantages 

over other countries in the world in terms of the 

potential of renewable energy, as renewable energy is a 

distributed energy, so the larger the territory where this 

energy can be used the greater its potential [4]. 

The analysis of the regions for the Eastern gas program 

implementation shows that all the facilities will be 

located on the territory that is very promising for the use 

of renewable energy especially solar and wind energy. 

Calculations show that the technical potential of solar 

energy in these regions can be estimated at 25-30 billion 

tons of oil equivalent per year, the technical potential of 

wind energy can be estimated at 1.5-2 billion tons of oil 

equivalent per year taking into account the coastlines of 

Primorsky Krai and Sakhalin Island [5]. 

In addition, the economic modeling for the project 

of solar-wind autonomous power installations application 

for energy supply for the typical consuming facilities 

of trunk gas pipelines of PJSC “Gazprom” was carried out. 

As a result with the project duration of 25 years and 

discount rate of 15% the economic modeling shows that 

the payback period is equal to 11-14 years [3]. So the project 

of autonomous power installations based on renewable 

energy sources application is economically feasible. 

Conclusion 

● 

● 

● 

The use of autonomous power systems of small capacity 

based on renewable energy sources in regions 

with poorly developed energy infrastructure is much 

more efficient than to create a centralized energy 

system and to transmit energy over long distances. 

Application of autonomous power installations 

based on renewable energy sources will significantly 

develop the energy infrastructure of Eastern Siberia 

and the Far East due to their flexibility and autonomous 

operation and can partly solve the problem of 

reliable energy supply for the facilities of the Eastern 

gas program of PJSC “Gazprom”. 

Introduction of renewable energy sources can lead to 

the development of innovative economy and completely 

new high-tech industry in Russia. 

References 

[1] Annual report. PJSC “Gazprom”, 2013. Available from: http://www.gazprom.ru/ 

[2] Ministry of energy of the Russian Federation, 2015. Available from: http://www.minenergo.gov.ru 

[3] Bessel V, Lopatin A, Mingaleeva R, et al. (2015) Application of autonomous power 

installations of small and medium capacity using renewable energy sources for energy 

supply of the Eastern gas program of PJSC “Gazprom” facilities. Oil, gas&business 11: 

44–47 (in Russian). 

[4] Bessel V, Lopatin A, Kutcherov V. (2013) The use of renewable energy sources to 

improve energy efficiency of gas transportation system of Russia. Neftegaz.RU 10: 12–20 

(in Russian). 

[5] Mingaleeva R, Zaytsev V, Bessel V. (2014) Assessment of the technical potential of 

wind and solar energy of Russia. Territory «NEFTEGAZ» 3: 82–90 (in Russian). 


25

INTERVIEW 

«Crisis is the time for great 

opportunities. 

Especially for strong companies» 

«Кризис – время больших 

возможностей. 

Особенно для сильных компаний» 

Interview Provided by Business Trend Ltd. Press Service 

Интервью предоставлено пресс-службой ООО «Бизнес Тренд» 

Today, when oil and gas production becomes more 

difficult, the task of providing oil and gas companies 

with products of the highest quality becomes a pressing 

matter of the day. An essential participant of this process 

is the inspection body Business Trend Ltd, which marks its 

25th anniversary this November. The company performs 

quality control and acceptance of tubular products and 

other materials for many of the most important international 

projects like Nord Stream and Nord Stream 2, South 

Stream, the Power of Siberia, as well as strategic projects of 

oil and gas companies, including Gazprom. The following 

interview with Oleg Petrovich Taksior, Business Trend Ltd 

General Director, is about the company’s achievements over 

the past quarter-century, inspection activities and challenges 

on this path. 

Ed.: The 25th anniversary is the right time for rendering 

interim results. Which important events that have happened 

to the company over these years would you like to mention? 

О.T.: Speaking about the most important milestones, 

we can see the following course of events: 

The 1990s were the period when the base was being 

formed, it was the development of inspection activities, 

ideology, especially taking into account that systematic 

inspection was a new kind of service for the emerging 

Russian market. Here we confidently took the lead which 

allowed, on the base of multi-year preparatory work, to 

organize work with one of the largest customers of inspection 

activities, PJSC Gazprom in the early 2000s. 

In 2003, we commenced quality control of tubular 

products by orders of GazComplectImpax Ltd 

(called Gazprom Komplektaciya Ltd now), a centralized 

Gazprom supplier of material and technical resources. 

We started with casing, tubing and drilling pipes. Over 

a short period of time, we managed to organize systematic 

inspection at all the leading Russian pipe production 

plants. In 2005 we organized inspection of pipeline fittings 

and large diameter (up to 1420mm, the so-called 

“Russian size”) pipes. It is worth noting that we started 

that work when Russian plants were only beginning to 

Сегодня, когда добывать нефть и газ становится все 

труднее, задача обеспечения нефтегазовых компаний 

продукцией самого высокого качества приобретает 

особую актуальность. Необходимый участник этого процесса 

– инспекционная компания ООО «Бизнес Тренд», 

в ноябре отмечающая 25-летие. Компания осуществляет 

контроль качества и приемку трубной продукции, а 

также других материалов и оборудования для важнейших 

международных проектов, таких как Nord Stream, Nord 

Stream 2, South Stream, Сила Сибири, стратегических проектов 

нефтегазовых компаний, включая «Газпром». О достижениях 

за четверть века инспекционной деятельности и 

задачах, встречающихся на этом пути, интервью с генеральным 

директором ООО «Бизнес Тренд» Олегом Петровичем 

Таксиором. 

Ред.: 25-летний юбилей – время подведения промежуточных 

итогов. Какие наиболее важные события, случившиеся 

в жизни компании за эти годы, Вы хотели бы 

отметить? 

О.Т.: Если говорить об основных событиях, то можно 

построить такую хронологию: 

Период 90х годов – это формирование основы, можно 

сказать отработка всей идеологии инспекционной деятельности, 

тем более что для создающегося российского рынка 

системная инспекция была новым видом услуг. Здесь мы 

уверенно заняли лидирующие позиции, что позволило, на 

базе многолетней подготовки, в начале 2000х организовать 

работу с одним из крупнейших заказчиков инспекционных 

услуг – ПАО «Газпром». 

В 2003 году мы приступили к контролю качества трубной 

продукции по заказам ООО «Газкомплектимпэкс» (в 

настоящее время ООО «Газпром комплектация») – централизованного 

поставщика материально-технических ресурсов 

«Газпрома». Начали с обсадных, насосно-компрессорных 

и бурильных труб. За короткий период на системной 

основе контроль качества был организован на всех ведущих 

российских трубных предприятиях. Уже в 2005 году организован 

контроль соединительных деталей трубопроводов и 

труб большого диаметра (до 1420 мм, так называемого «рус- 



ИНТЕРВЬЮ 

●Oleg Petrovich Taksior, 

Business Trend Ltd General Director 

● Генеральный директор ООО «Бизнес Тренд» 

Олег Петрович Таксиор 

set up that kind of production. 

The first decade of the 

2000s was marked with 

our participation in implementation 

of the largest 

oil and gas projects, intensive 

development of our 

inspection unit network at 

the manufacturers (more 

than 200 inspection units 

now), widening the range 

of inspected products and 

stock of orders, active work 

with oil companies, metallurgic 

consortiums and 

construction contractors, 

extension of geography of 

works performed and going 

beyond the borders of the 

Russian Federation. Business 

Trend Ltd opened branches 

in Bulgaria and Italy, performed 

product quality control and acceptance on the 

territory of the CIS, European Union, Argentina, Japan, 

China, etc. 

In the beginning of the second decade of the 2000s, 

our company continues its brisk growth and participates 

in the implementation of projects with global impact. The 

range of inspected products now covers almost all oil and 

gas equipment and materials used for development, production, 

transportation and processing of crude hydrocarbons. 

This period was characterized by such a momentous 

event as our recognition as an international inspection 

body. 

Ed.: What do you mean, speaking about international 

recognition? 

О.T.: We are the first Russian inspection body accredited 

for compliance with ISO 17020 requirements by one 

of the most influential accreditation bodies, UKAS, United 

Kingdom Accreditation Service. We are engaged in public 

activities. The company participates in international 

and national standardization, as it is a member of two 

international technical committees SAE G-21 «Counterfeit 

Materiel standards development technical committee» 

and SAE AMS-K «Non Destructive Methods and Processes 

standards development technical committee», as well as 

a member of the national standardization committee TC 

357 “Steel and cast-iron pipes and balloons”. Business 

Trend Ltd also works in the area of counterfeit goods trafficking 

prevention being a partner of the International 

Anti-Counterfeit Association and a member of national 

standardization committee TC 124 “Means and methods of 

counterfeit products prevention”. 

Ed.: What factors, in your opinion, made it happen that 

in 2003, Business Trend started to render inspection services 

for Gazprom? 

О.T.: I believe it was our serious preparatory work 

and the strong position our company had gained in the 

market by that time. I shall be honest with you, in the 

very beginning, we set a goal to implement a quality control 

system in the largest gas corporation of our country. 

ского размера»), причем данную работу мы 

начали, как только российские заводы стали 

осваивать производство этой продукции. 

Период первого десятилетия 2000х – 

участие в реализации крупнейших нефтегазовых 

проектов, интенсивное развитие 

сети обособленных подразделений нашей 

инспекции на предприятиях – изготовителях 

(сейчас их более двухсот), расширение 

номенклатуры контролируемой продукции 

и портфеля заказов, активная работа с нефтяными 

компаниями, металлургическими консорциумами, 

строительными подрядчиками, 

расширение географии выполняемых работ 

и выход за пределы РФ. ООО «Бизнес Тренд» 

открывает филиалы в Республиках Болгарии 

и Италии, осуществляет контроль качества 

и приемку на территории СНГ, Евросоюза, 

Аргентины, Японии, Китая и т.д. 

Начало второго десятилетия 2000х – 

компания продолжает активное развитие, 

участие в реализации проектов мирового 

значения, номенклатура контролируемой 

продукции охватила практически все виды нефтегазового 

оборудования и материалов, применяемых для разработки, 

добычи, транспорта, переработки углеводородов. Это период 

характеризуется знаковым для нас признанием в качестве 

международной инспекционной организации. 

Ред.: Что вы имеете ввиду, говоря о международном 

признании? 

О.Т.: Мы первая российская инспекционная организация, 

аккредитованная по требованиям ISO 17020 одним из наиболее 

влиятельных органов по аккредитации UKAS – United 

Kingdom Accreditation Service. Активно ведется общественная 

деятельность, компания участвует в международной и 

национальной стандартизации, являясь членом двух международных 

технических комитетов SAE G-21 «Counterfeit 

Materiel standards development technical committee» и SAE 

AMS-K «Non Destructive Methods and Processes standards 

development technical committee», а также национального 

комитета по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные 

трубы и баллоны». ООО «Бизнес Тренд» также ведет направление 

по противодействию обороту контрафактной продукции, 

является партнером Международной ассоциации 

«Антиконтрафакт» и членом национального комитета по 

стандартизации ТК 124 «Средства и методы предотвращения 

фальсификата и контрафакта». 

Ред.: Какие, на Ваш взгляд, факторы определили то, 

что в 2003 году «Бизнес Тренд» приступил к выполнению 

инспекционных услуг для «Газпрома»? 

О.Т.: Считаю, сыграли роль серьезная проработка подготовительного 

периода и сильные позиции, которые к тому 

времени наша компания завоевала на рынке. Не буду скрывать, 

мы изначально ставили себе целью внедрение системы 

контроля качества в крупнейшем газовом концерне. 

Безусловно, это потребовало от нас серьезных инвестиций 

в научно-методическую область, в человеческие и материальные 

ресурсы, а также технической, юридической, административной 

проработки. Нами была проделана большая 

подготовительная работа по анализу как международной 

практики, так и специфики газовой отрасли, формированию 

методических процедур, нормативной базы, созда- 


27

INTERVIEW 


Obviously, it required strong investment in methodology 

and science, human and material resources, as well as a 

lot of technical, legal and administrative work. We did a 

big preparatory job analyzing both international practice 

and peculiarities of the gas industry, forming the normative 

base, procedures and techniques, creating the “skeleton 

staff” of engineers which includes lead specialists 

in the industry that we invited from specialized research 

institutes, as well as oil and gas, manufacturing and 

construction companies. We have created a network of 

inspection units at the manufacturers’ staffed with qualified 

personnel, equipped with appropriate instruments 

and equipment, and having a balanced system of information 

exchange and traceability. This allowed us to offer 

Gazprom an effectively operating departmental system 

of tubular products acceptance based on the continuous, 

risk-oriented-based multivariative analysis of technical 

requirements for products, conditions of product manufacturing, 

delivery, installation, operation. We were able 

to offer a system developed for the peculiarities of PJSC 

Gazprom supplies. Therefore, the fact that in 2003 we 

started to perform inspection services for this largest gas 

corporation looks to be an absolutely logical result of our 

preparatory work. 

Ed.: Was their choice influenced by the fact that Business 

Trend Ltd is an independent inspection body? 

О.T.: Undoubtedly, an important aspect of such a 

choice is the fact that our company is a Type A inspection 

body which is the highest level of independence according 

to ISO 17020 international classification. This option is 

also called third party inspection when there is no affiliation 

with either manufacturers or customers (consumers) 

of inspection items. I’d like to mention that some customers 

create their own structural units or branch organizations 

with inspection functions (such inspection bodies 

are classified as Type B according to ISO 17020). It is not 

considered the best practice because inspection efficiency 

decreases due to the dependence of the inspection unit 

on the head company (for example, a priority is placed on 

delivery terms at the expense of quality). 

Ed.: What kind of services does Business Trend Ltd render? 

О.T.: The complex of inspection and expertise works 

performed by Business Trend includes analysis of manufacturer’s 

technological solutions and technological documentation 

regarding product quality assurance; supplier 

assessment, technical audit (production capabilities assessment); 

product quality control and acceptance at all manufacturing 

stages from incoming material control to shipping 

of finished goods; assurance of product manufacturing 

and shipping traceability using our own software. We 

also perform identification (within the traceability system) 

of products delivered to the Consumer which prevents the 

usage of nonconforming or counterfeit products; control 

of product delivery to the Consumer, surveyor services. In 

addition to that, we perform construction supervision and 

inspection of product installation at the facility, engineering 

support and inspection of product operation, maintenance 

and repairs. 

Ed.: Which are the most important projects that your 

company has been involved in? 

нию «инженерного костяка» – а это ведущие специалисты 

отрасли, которых мы пригласили из профильных НИИ, 

нефтегазовых, производственных, строительных компаний. 

На заводах-изготовителях была сформирована сеть 

подразделений инспекции, укомплектованных персоналом 

необходимой квалификации и с соответствующим набором 

оборудования, отлажена система информационного 

обмена и прослеживаемости. Это позволило нам предложить 

«Газпрому» эффективно функционирующую систему 

ведомственной приёмки трубной продукции, базирующуюся 

на непрерывном, основанном на риск-ориентированном 

подходе многофакторном анализе технических требований 

к продукции, условий ее изготовления, поставки, монтажа, 

эксплуатации; систему, разработанную именно под 

специфику поставок ПАО «Газпром». Поэтому то, что мы 

в 2003 году приступили к практическому выполнению 

инспекционных услуг для крупнейшего газового концерна, 

представляется абсолютно логичным результатом такой 

подготовки. 

Ред.: Повлияло ли на этот выбор то обстоятельство, 

что ООО «Бизнес Тренд» является независимой инспекционной 

организацией? 

О.Т.: Несомненно, важным аспектом этого выбора является 

то, что наша компания является инспекционным органом 

типа «А» – обладающим высшей степенью независимости 

согласно классификации международного стандарта 

ISO 17020. Этот вариант еще называется инспекцией третьей 

стороны, когда отсутствует какая-либо аффилированость 

как с изготовителями, так и с заказчиками (потребителями) 

объекта инспекции. Отмечу, что отдельные заказчики создают 

собственные структурные подразделения, либо дочерние 

организации с функциями инспекции (такие относятся 

к типу В по классификации ISO 17020). Это считается не 

лучшей практикой, так как эффективность контроля значительно 

падает, ввиду зависимости инспекционного подразделения 

от головной компании (например, в приоритет 

могут ставиться сроки поставок в ущерб качеству). 

Ред.: Какие виды услуг оказывает ООО «Бизнес Тренд»? 

О.Т.: Комплекс инспекционных и экспертных услуг 

«Бизнес Тренд» включает анализ технологических решений 

и технологической документации изготовителей 

в отношении обеспечения качества продукции, оценку 

поставщиков, технический аудит (анализ состояния производства), 

контроль качества и приемку продукции на 

всех этапах ее изготовления от входного контроля материалов 

до отгрузки готовых изделий, обеспечение прослеживаемости 

изготовления и отгрузки продукции с использованием 

собственных программных разработок. Также мы 

осуществляем идентификацию (по системе прослеживаемости) 

продукции, поступившей к Потребителю, что предупреждает 

применение несоответствующей, контрафактной, 

фальсифицированной продукции; контроль процесса 

поставки продукции потребителю, сюрвейерские услуги. 

В дополнение к этому, мы выполняем строительный контроль 

и контроль монтажа продукции на объектах, инженерное 

сопровождение и контроль эксплуатации, обслуживания 

и ремонта. 

Ред.: Какие наиболее важные проекты реализованы при 

участии компании? 

О.Т.: Собственно, это крупнейшие стратегические проекты 

как «Газпрома», так и всей страны: Бованенковское 

месторождение, магистральные газопроводы Бованенково- 

28 




О.T.: Well, they are the biggest strategic projects both 

for Gazprom and for the whole country: Bovanenkovskoe 

field, main pipelines Bovanenkovo-Ukhta, Ukhta- 

Torzhok, Jubga-Lazarevskoe-Sochi, Sakhalin-Khabarovsk- 

Vladivostok, Power of Siberia and many others. We were 

also involved in such international projects as Nord Stream, 

South Stream, and currently we are working for Nord 

Stream 2. I’d like to note that in order to inspect tubular 

products for such projects, your company has to confirm 

the right for it at the international level (including ISO 

17020 accreditation) and pass strict approval procedures 

of the project operator. We are quite proud to say that our 

company outran other big international players that also 

laid claim to participate in these projects. 

Ed.: What are Business Trend advantages over another 

inspection bodies, in your opinion? 

О.T.: Our company is distinguished by a continuous multiyear 

experience in rendering services of inspection and 

quality control of a wide product range on the territory of 

the RF and abroad, highly qualified personnel whose degree 

of mobilization allows for prompt arrangement of product 

inspection for any new project; international recognition 

as an inspection body whose activities meet the requirements 

of ISO 17020; the valid Integrated System of Quality, 

Environment, Occupational Health & Safety Management 

certified at all existing levels of compliance confirmation 

(international – ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, ISO/ 

TS 29001:2010, OHSAS 18001:2007, national – GOST ISO 

9001-2011 & corporate – STO Gazprom 9001-2012); and, 

for sure, the best price for our services conditioned by the 

presence of permanent inspection units at manufacturers 

which excludes spending additional time and money for 

inspectors’ mobilization. 

Ed.: You mentioned that your company works not only 

for Gazprom and its projects, doesn’t it? 

О.T.: Yes, we cooperate a lot with oil and petroleum-refining 

companies like PJSC Gazprom Neft, PJSC 

SIBUR Holding, PJSC Lukoil, PJSC ANK Bashneft, PJSC 

NOVATEK, the largest oil & gas construction contractors 

– StroyGazConsulting Ltd, StroyGazMontazh Ltd – and others. 

Here we also participate in significant projects concerning 

the development of new fields and introduction of new 

production capacities. For instance, our company cooperates 

with Gazprom Neft on such high-priority projects as 

the development of Novoportovskoe and Messoyakhskoe 

fields. Here we ensure inspection of the widest (almost all) 

range of equipment supplied for these fields' development. 

A separate direction of our activities is cooperation 

with such big metallurgic holdings as Severstal, OMK, TMK, 

CLP. Inviting us as an independent inspection these customers 

get assurance of product quality, raise consumers’ 

satisfaction and trust, and, what’s important at the level 

of management companies, the objective evaluation of 

production processes at the inspected manufacturing sites. 

Ed.: What parameters is product inspection based on? 

О.T.: The initial set of parameters is defined by customers, 

but in the general case it is inspection of the whole 

processing chain. This refers to key production process 

points which define product quality, although we also 

generally assess the manufacturer’s systematic approach 

to quality assurance. We have a special procedure in place 

Ухта, Ухта-Торжок, Джубга – Лазаревское – Сочи, Сахалин- 

Хабаровск-Владивосток, Сила Сибири и многие другие. В 

нашем активе и совместные международные проекты – Nord 

Stream, South Stream, а в настоящее время – Nord Stream 

2. Отмечу, что для таких проектов инспектировать трубную 

продукцию могут только организации, подтвердившие 

право на это на международном уровне (включая аккредитацию 

по ISO 17020) и прошедшие строгие процедуры одобрения 

оператора проекта. Здесь не без гордости мы можем 

сказать, что наша компания опередила других крупных международных 

игроков, также претендовавших на участие в 

данных проектах. 

Ред.: В чем, как Вы считаете, преимущества ООО 

«Бизнес Тренд» перед другими инспекционными организациями? 

О.Т.: Нашу компанию отличает многолетний непрерывный 

опыт оказания услуг по проведению инспекционного 

контроля качества изготовления широкой номенклатуры 

продукции на территории РФ и за рубежом, высококвалифицированный 

персонал, степень мобилизации 

которого позволяет оперативно организовать инспекцию 

продукции для любого нового проекта, международное 

признание в качестве инспекционной организации, деятельность 

которой соответствует требованиям ISO 17020, 

действующая интегрированная система менеджмента 

качества, экологии и охраны труда, сертифицированная на 

всех существующих уровнях подтверждения соответствия 

(международном – ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, ISO/TS 

29001:2010, OHSAS 18001:2007, национальном – ГОСТ ISO 

9001-2011 и корпоративном – СТО Газпром 9001-2012) и, 

конечно же, лучшая цена на наши услуги, обусловленная 

наличием постоянных подразделений инспекций на предприятиях-изготовителях, 

что исключает дополнительные 

затраты времени и средств Заказчика на мобилизацию 

инспекторов. 

Ред.: Как Вы упомянули, Ваша компания работает не 

только для «Газпрома» и проектов с его участием? 

О.Т.: Да, мы активно сотрудничаем с нефтяными и 

нефтеперерабатывающими компаниями – ПАО «Газпром 

нефть», ПАО «СИБУР Холдинг», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО АНК 

«Башнефть», ПАО «НОВАТЭК», крупнейшими строительными 

подрядчиками нефтегазового комплекса – ООО 

«Стройгазконсалтинг», ООО «Стройгазмонтаж» – и другими. 

Здесь мы также участвуем в значимых проектах по освоению 

новых месторождений, вводу новых перерабатывающих 

мощностей. Так, например, с «Газпром нефтью» работаем 

по таким приоритетным проектам как обустройство 

Новопортовского и Мессояхского месторождений. Здесь мы 

обеспечиваем контроль широчайшей номенклатуры, практически 

всего оборудования, поставляемого для комплектации 

данных месторождений. 

Отдельное направление работы – сотрудничество с 

крупными металлургическими холдингами – группами 

Северсталь, ОМК, ТМК, ЧТПЗ. Привлекая нас как независимую 

инспекцию, эти заказчики получают обеспечение 

качества продукции, повышение удовлетворенности и доверия 

потребителей, и, что важно на уровне управляющих 

компаний, объективную оценку производственных процессов 

на подконтрольных производственных площадках. 

Ред.: По каким параметрам осуществляется контроль 

продукции? 


29

INTERVIEW 


called Production Capabilities Assessment (or technical 

audit of the manufacturer’s) which ensures the maximum 

efficiency of manufacturer’s assessment. At some point we 

elaborated this procedure and implemented it as a part 

of the inspection process at the plant. Based on the conducted 

assessment, production “weak points” are detected 

which have to be emphasized during product quality control. 

Besides, this technical audit is a tool of manufacturer 

assessment used by customers for qualification of suppliers. 

This technical audit has been very popular with our 

customers as a separate inspection service. For example, 

in 2015 only we performed over 300 technical audits of 

manufacturers by orders of oil and gas companies. 

Ed.: How often do you have disputes? What’s the plants’ 

attitude to the presence of outside inspectors? 

О.Т.: – Well, you know, if the plant people say that they 

have very good relations with the inspection, it should 

alert you. Business Trend Ltd has very clear documented 

procedures of interaction with the manufacturers with 

respect to all aspects of inspection activities. As a rule, this 

is quite enough for effective cooperation. Almost all of the 

largest customers in the oil and gas complex use independent 

inspection services, so plants perceive our presence 

as an objective necessity. Moreover, serious manufacturers 

understand that an outside inspection ensures an increase 

in quality, and the very presence of an independent inspection 

on the production site is a manufacturer’s competitive 

differentiator. But anyway we should understand that our 

company and the plants are, as the saying goes, on opposite 

sides of the barricades. 

Almost all of the largest customers in the oil 

and gas complex use "Business Trend" for 

independent inspection services, so plants 

perceive our presence as an objective 

necessity. 

Практически все крупнейшие заказчики 

нефтегазового комплекса пользуются 

услугами "Бизнес Тренд" как независимой 

инспекции, и заводы воспринимают 

наше присутствие как объективную 

необходимость. 

Ed.: Oil and gas production develops in more and 

more remote regions, extraction companies develop shelf 

areas, and polar region territories. As a consequence, quality 

requirements for equipment and materials supplied for 

facilities in such areas become stricter. How do you manage 

to timely track recent trends in the field of quality? 

О.Т.: Indeed, over the last decades the requirements for 

consumer-oriented characteristics and reliability indices 

of tubular products substantially increased. Our company 

is involved in this process to a significant extent because, 

as I was saying, Business Trend participates in the development 

of new standards. We try to be at least one step ahead 

of those we inspect, therefore we thoroughly monitor all 

the latest scientific achievements. Besides, we do some 

research on our own, and constantly improve our qualification 

considering modern scientific, technical and technological 

advances. 

О.Т.: Исходный набор параметров определяется заказчиками, 

но в общем случае можно говорить о контроле 

всей технологической цепочки. Речь идет о ключевых 

точках производственного процесса, определяющих 

качество продукции. При этом также оценивается в 

целом системный подход завода к обеспечению качества. 

Максимальную эффективность оценки обеспечивает проведение 

специальной процедуры – технического аудита 

производства. В свое время данная процедура была нами 

методически проработана и внедрена как составляющая 

процесса инспекции на предприятии. На основе проведённого 

аудита выявляются «слабые места» производства, 

на которые следует делать акцент при контроле изготовления 

продукции. Кроме того, технический аудит – 

инструмент оценки производителей, применяемый заказчиками 

для квалификации поставщиков. В последнее 

время технический аудит широко востребован нашими 

заказчиками как отдельная услуга инспекции. Например, 

только в 2015 году нами проведено более трехсот технических 

аудитов поставщиков по заказам нефтегазовых 

компаний. 

Ред.: А разногласия случаются часто? Вообще, как 

относятся на заводах к присутствию контролеров со 

стороны? 

О.Т.: – Знаете, если на заводе говорят, что у них отличные 

отношения с инспекцией, это должно настораживать. 

У ООО «Бизнес Тренд» есть четкие документированные 

процедуры взаимодействия с заводами по всем аспектам 

инспекционной деятельности. Как правило, этого достаточно 

для конструктивной работы. Практически все крупнейшие 

заказчики нефтегазового комплекса пользуются 

услугами независимой инспекции, и заводы воспринимают 

наше присутствие как объективную необходимость. 

Более того, серьезные изготовители понимают, что внешняя 

инспекция обеспечивает повышение уровня качества, 

а само наличие независимой инспекции на производстве 

является фактором конкурентоспособности предприятия. 

Но нужно понимать, что в любом случае, мы с заводами 

находимся, как говорится, «по разную сторону баррикад». 

Ред.: Нефтегазодобыча развивается во все более труднодоступных 

регионах, добывающие компании осваивают 

шельф, территории за Полярным кругом. Соответственно 

ужесточаются требования к качеству материалов и оборудования, 

поставляемых на объекты в таких регионах. 

Каким образом вам удается своевременно отслеживать 

последние тенденции в области качества? 

О.Т.: Действительно, за последние десятилетия значительно 

возросли требования к потребительским характеристикам, 

показателям надежности трубной продукции. 

«Бизнес Тренд» сам в значительной степени задействован в 

этом процессе, поскольку, как я уже сказал, участвует в разработке 

новых стандартов. Мы стараемся идти, как минимум, 

на шаг впереди тех, кого контролируем, а потому тщательно 

отслеживаем все последние научные достижения, 

сами занимаемся рядом разработок, постоянно повышаем 

нашу квалификацию с учетом современных достижений 

науки, техники и технологии. 

Ред.: В нынешние непростые для экономики времена 

многие нефтегазовые проекты откладываются до лучших 

времен. Сказалась ли эта ситуация на вашем портфеле 

заказов? 

30 




Ed.: In modern times of economic difficulties many oil 

and gas projects are put on ice. Was your stock of orders 

influenced by this situation somehow? 

О.Т.: I will say some popular words now but still they 

are true, crisis is the time for great opportunities, especially 

for strong companies. The crisis gave us a number of 

advantages. Being a serious player in the inspection service 

market, we still pursue a flexible policy and are capable 

of quickly and effectively going ahead with new projects. 

This is why, despite the crisis, we develop new directions 

of our activities and broaden the range of our customers. 

However, in order to keep the pace, we always need to 

play with forecasts, work on perspective activity areas and 

invest in our improvement and our most valuable asset – 

our specialists. 

Ed.: How does your company work with personnel? 

О.Т.: The cornerstone of our HR policy is working 

with permanent staff employees and not with contractors. 

This is one of the important peculiarities and competitive 

advantages of our company. This allows us to pay 

great attention to our specialists’ qualification. The system 

is multilevel, it includes both external and in-house 

training and certification. Also our HR management 

system includes procedures of orientation, mentorship, 

supervision of inspectors’ activities, and internal audits. 

We spend serious money on that because we understand 

that the quality of our work ultimately depends on 

our employees’ professionalism and expertise. Business 

Trend Ltd inspection staff are qualified as Level 2 and 3 

NDT technicians (PB 03-440-02, EN 473, ISO 9712), they 

are qualified in welding (certified welding technicians, 

welding engineers Level 2 and 3), coating, construction 

supervision, testing (destructive testing). The Business 

Trend Ltd structure includes supplier auditors and auditors 

of Integrated System of Quality, Environment, 

Occupational Health & Safety Management, specialists 

in certification of products, manufacturing, metrology 

and standardization. 

All the personnel are trained in Safety, Fire Basics 

Safety, Electrical Safety in accordance with legislation 

in these areas. Our personnel qualification is constantly 

improved including considering Customer requirements. 

Business Trend works closely with lead international 

universities and training centers, takes part in development 

of new training programs for fuel and energy complex 

specialists. We invite decent graduates to join Business 

Trend, some persons have made a serious career way in the 

company and now hold senior positions of responsibility. 

We also do not forget about the “old school”. Our personnel 

include distinguished specialists, high level professionals 

with decades of work experience in the industry. 

Ed.: Thank you for your detailed story about your company 

and activities! What would be your wishes for your 

partners and colleagues? 

О.Т.: I want to wish our partners and colleagues successful 

completion of current and future projects, trouble-free 

and reliable operation of all existing facilities 

and objects under construction, responsible suppliers 

and contractors, high quality and safe equipment. We, for 

our part, will make every effort to ensure the traditions of 

quality that we established and have been developing for 

25 years now. 

О.Т.: Произнесу довольно популярную фразу, которая, 

тем не менее, не перестает быть истиной: кризис – время 

больших возможностей, особенно для сильных компаний. 

Кризис дал нам целый ряд преимуществ – будучи серьезным 

игроком рынка инспекционных услуг, мы проводим 

при этом гибкую политику и способны оперативно приступить 

к реализации новых проектов. Поэтому, несмотря 

на кризис, мы осваиваем новые направления, расширяем 

круг заказчиков. Но чтобы сохранять темп, нужно постоянно 

играть на опережение, прорабатывать перспективные 

направления, вкладываться в развитие и в наш самый ценный 

актив – наших специалистов. 

Ред.: А как осуществляется в вашей компании работа 

с персоналом? 

О.Т.: В основе нашей кадровой политики – работа с 

постоянными, штатными сотрудниками, а не подрядчиками, 

и это одна из важных особенностей и конкурентное 

преимущество нашей компании. Это позволяет уделить 

квалификации специалистов самое пристальное внимание. 

Система многоуровневая: это и внешнее обучение 

и аттестация, а также внутренняя подготовка и аттестация. 

Также в системе управления персоналом – процедуры 

адаптации, наставничества, надзора за деятельностью 

инспекторов, внутренние аудиты. Мы тратим на это серьезные 

средства, поскольку понимаем: от профессионализма 

сотрудников в конечном счете зависит качество нашей 

работы. Инспекторский состав ООО «Бизнес Тренд» имеет 

квалификацию по методам неразрушающего контроля (ПБ 

03-440-02, EN 473, ISO 9712) II и III уровня, сварочным технологиям 

(аттестованные технологи-сварщики, специалисты 

сварочного производства II и III уровня), по покрытиям, 

строительному контролю, испытаниям (разрушающему 

контролю). В структуре ООО «Бизнес Тренд» – аудиторы 

поставщиков и аудиторы интегрированной системы менеджмента 

качества, экологии и охраны труда, специалисты 

по сертификации продукции и производств, метрологии и 

стандартизации. 

Весь персонал обучен по охране труда, требованиям 

пожарно-технического минимума и правилам работы в 

электроустановках в соответствии с требованиями законодательства 

в данных областях. Квалификация нашего 

персонала постоянно совершенствуется, в т.ч. с учетом требований 

Заказчика. 

«Бизнес Тренд» тесно сотрудничает с ведущими российскими 

и международными университетами и учебными 

центрами, участвует в разработке учебных программ для 

специалистов ТЭК. Достойных выпускников приглашаем к 

себе на работу, многие прошли серьёзный карьерный путь в 

компании и занимают высокие и ответственные должности. 

Не забываем и про «старую школу»: в нашей команде трудятся 

и заслуженные специалисты, профессионалы высочайшего 

уровня, имеющие десятки лет стажа в отрасли. 

Ред.: Спасибо за подробный рассказ о вашей компании 

и работе! Что Вы хотели бы пожелать партнерам и коллегам? 

О.Т.: Хочу пожелать нашим партнерам и коллегам успешной 

реализации текущих и новых проектов, безаварийной, 

надежной эксплуатации всех действующих и строящихся 

объектов, добросовестных поставщиков и исполнителей, 

качественного, безопасного оборудования. Мы же со своей 

стороны приложим все усилия по обеспечению традиций 

качества, которые мы заложили и развиваем вот уже 25 лет. 


31

ADVERTORIAL SECTION 

DRILLING PIPES 

New Type of Internal Plastic Coating for Drilling 

Tubular Products by Vallourec 

Новое внутреннее пластиковое покрытие 

бурильных труб от «Валлурек» 

Alexei Vakhrushev, Vallourec, 

Marketing and Technical Support Manager Russia 

Philippe Machecourt, Vallourec, Drilling Products Division, Marketing 

and Technical Support Regional Manager Europe – Africa 

Drill pipe is operated in harsh downhole environment resisting influence 

of applied loads, torque, pressure, hydro abrasive wear and 

various types of corrosion during drilling and other well construction 

operations. Degradation of drill pipe is continued when a drill string 

is released out of the well and put in a setback or on racks for storage. 

Remainders of chemicals from drilling mud, formation fluid and other liquids 

left in the pipe can be fatal to the pipe surface and create corrosion 

damage. Internal surface of the drill pipe is more sensible to corrosion as 

the aggressive agents become trapped inside the pipe as soon as tool joint 

connections are secured by thread protectors. Another associated problem 

is the complicity of inspection of the pipe ID for pitting damage and risk of 

accepting pitted pipes for further service, which can lead to failures. 

The best solution for reducing above-mentioned risks is to have the 

inside of drill pipe coated with IPC. Depending on the type of coating and 

operating parmeters, it can defend the pipe from various type of corrosion 

during a period of 2-5 years. 

Vallourec developed and launched to the market a new type of coating 

IPC 207 combining in one product best features of IPCs previously used for 

application on a drill pipe. 

Reasons for using IPC 

Application of IPC to drill pipe improves its properties and brings a number 

of benefits to its user and owner. Among these are: 

● Prevention of corrosion of ID during normal operation and storage; 

● Securing ID from corrosion damage caused by aggressive chemical 

agents during special operations or from extreme environment (H 2 S 

and CO 2 of formation fluid, cementing or acid treatment); 

● 

● 

Creating a mechanical barrier saving from hydro abrasive wear; 

Reducing hydraulic resistance thus improving drill string performance 

● Fig. 1. Drill pipe with IPC207. 

● Рис. 1. Бурильная труба с IPC207. 

Corrosion prevention 

When uncoated drill pipe is in regular operation downhole, the rate of 

corrosion is low and is usually not affecting pipe performance properties. 

Бурильная труба в скважине эксплуатируется в тяжелых условиях, 

противостоя влиянию растягивающих и крутящих нагрузок, давления, 

гидроабразивного износа и различных видов коррозии в ходе 

бурения и проведения других операций при строительстве скважины. 

Разрушение бурильной трубы продолжается, когда ее извлекают из скважины 

и устанавливают в подсвечник либо укладывают на мостки для хранения. 

Остатки химических реагентов из бурового раствора, пластового 

флюида и других жидкостей, остающихся в трубе, могут быть пагубны 

для внутренней поверхности и являться причиной коррозионного повреждения. 

Внутренняя поверхность более подвержена коррозии, поскольку 

агрессивные вещества оказываются закрытыми внутри трубы при навинчивании 

на резьбовые соединения резьбовых протекторов. Еще одной 

проблемой является сложность инспекции внутренней поверхности трубы 

на точечную коррозию и риск приемки трубы с такими повреждениями в 

эксплуатацию, что может приводить к авариям. 

Лучшим решением снижения описанных рисков является покрытие внутренней 

поверхности трубы пластиковым покрытием. В зависимости от 

типа покрытия и условий эксплуатации оно может защищать трубу от различных 

видов коррозии на протяжении 2-5 лет. 

Компания «Валлурек» разработала и выпустила на рынок новый тип 

покрытия IPC 207 сочетающее в одном продукте лучшие свойства внутренних 

пластиковых покрытий, ранее применявшихся для нанесения на 

бурильные трубы. 

Причины использования внутренних пластиковых 

покрытий (ВПП) 

Нанесение ВПП на бурильную трубу улучшает ее характеристики и приносит 

ряд преимуществ ее пользователю и владельцу. В их числе: 

● предотвращение коррозии внутренней поверхности в процессе нормальной 

эксплуатации и хранения; 

● защита внутренней поверхности от коррозии, вызванной воздействием 

химических реагентов, применяемых для специальных работ или 

присутствующих в пластовом флюиде (H 2 S и CO 2 в пласте, цементирование 

или кислотная обработка); 

● 

● 

Вахрушев Алексей Владимирович, «Валлурек», руководитель по 

маркетингу и технической поддержке в России 

Philippe Machecourt, «Валлурек», Подразделение бурового 

оборудования, региональный руководитель по маркетингу и 

технической поддержке в Европе и Африке 

создание механического барьера для защиты от гидроабразивного 

износа; 

снижение гидравлического сопротивления, таким образом улучшая 

характеристики бурильной колонны. 

Предотвращение коррозии 

Бурильная труба без внутреннего покрытия в ходе нормальной эксплуатации 

в скважине подвержена слабой коррозии, которая не оказывает 

ощутимого влияния на характеристики трубы. Это объясняется составом 

бурового раствора, обеспечивающим низкий уровень общей коррозии и 

низким содержанием кислорода в нем. Даже специальные работы, такие 

как цементаж или кислотная обработка, оказывают ограниченное воздействие 

на поверхность трубы из-за незначительности времени воздействия. 

К сожалению, при извлечении трубы из скважины, скорость коррозии 

на поверхности возрастает. В теории, при выкладывании трубы на мостки, 

она должна очищаться от всех остатков бурового раствора и других 

химикатов. В реальности часть химических веществ остается на поверхно- 


БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ 

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ 

This can be explained by the mud formulation designed to annihilate general 

corrosion and low percentage of oxygen in the mud. Even special operations 

such as cementing or acid treatment have limited influence on the 

pipe surface due to short term of contact. 

Unfortunately, when the pipe is tripped out of hole, the rate of corrosion 

in air increases compared to the same rate in mud. In theory, when 

the drill pipe is put on racks, it should be cleaned of all mud and chemicals 

remainders. In reality, some of the chemicals stay on the pipe coming into 

reaction with steel. When the inside of the drill pipe is sealed with protective 

caps on both sides, this entrapped volume becomes ideal place for pitting 

corrosion. Long storage results in long reaction time and may lead to 

severe damage. 

Pittings inside the pipe are hard to detect both visually and ultrasonically, 

moreover they could not be repaired. If undetected on pipe put to operation, 

they can serve as stress concentrator and become an initiation point 

for fatigue cracks, leading to washouts and even breakage of pipe body in 

the well. 

IPC 207 – a proprietary Vallourec product, applied on the inside diameter 

of a drill pipe eliminates such risks. The product is an Epoxy Cresol- 

Novolac powder of green color. It is designed to operate at temperatures 

up to 204 C, withstand impact of acids, alkali, oil, solvents, H 2 S, CO 2 and 

other chemicals while providing superior resistance against abrasion. IPC 

207 has specified lifetime of 3-4 year, which may be extended if properly 

operated and handled. 

Qualification tests of IPC207 

IPC 207 coating was first introduced to the market 

in 2007. Since then it became a standard IPC 

for application in Dubai Vallourec plant on drill pipe 

and HWDP products. Launching of IPC 207 was 

preceded by series of qualification tests held by 

VRA and CORRMET laboratories. These were stanсти 

трубы и реагирует со сталью. При запечатывании внутреннего объема 

трубы защитными резьбовыми колпаками, создаются идеальные условия 

для возникновения питтинговой коррозии. Длительная реакция в ходе хранения 

может приводить к значительным повреждениям. 

Точечные повреждения внутри трубы тяжело обнаружить как визуально, 

так и инструментально, кроме того, их невозможно восстановить. 

Пропущенные повреждения на трубе, отправленной в работу, будут являться 

концентраторами напряжения и точками образования усталостных трещин, 

приводящих к промывам и даже обрывам трубы в скважине. 

IPC 207 – покрытие под маркой Vallourec, наносимое на внутренний 

диаметр бурильной трубы, предотвращает вышеописанные риски. Это 

порошковое покрытие зеленого цвета на базе эпоксидного крезол новолака. 

Оно рассчитано на эксплуатацию при температуре до 204 °C, стойко 

к воздействию кислот, щелочей, нефтепродуктов, растворителей, сероводорода, 

углекислого газа и других химикатов, одновременно обеспечивает 

высокую степень защиты от гидроабразивного износа. Расчетный срок 

службы IPC 207 составляет 3-4 года, который может быть увеличен при 

правильной эксплуатации и обращении. 

● Fig. 2. Corrosion on a sample of uncoated pipe (right) vs pipe 

with IPC. 

● Рис. 2. Коррозия на образце трубы с покрытием (слева) 

и без него. 

Hydraulic improvement 

Drill pipe, being in contact with drilling mud and other 

chemicals during its operation in the well is subject to 

scale growth on its ID. Internal plastic coating of the 

pipe has a very smooth surface, which in combination 

with chemical resistivity prevents scale growth 

during operation life of drill pipe. As scale reduces 

hydraulic performance of the pipe to great extent, 

the difference in hydraulic resistance of uncoated 

pipe and pipe with IPC may reach 15 percent, 

pipe with IPC having less hydraulic drag. 

● Fig. 3. Bare drill pipe with scale. 

● Рис. 3. Труба без покрытия 

с отложениями на поверхности. 

Улучшение гидравлики 

Внутренняя поверхность бурильной трубы, находясь в контакте с буровым 

раствором и другими химикатами, подвержена росту отложений. 

Внутреннее пластиковое покрытие имеет очень гладкую поверхность, которая, 

в комбинации с химической стойкостью, предотвращает образование 

отложений на стенках в течение всего срока жизни бурильной трубы. 

Поскольку отложения значительно снижают гидравлические характеристики 

трубы, разница в значении гидравлического сопротивления трубы с 

ВПП и без покрытия может достигать 15% и выше, соответственно с меньшим 

сопротивлением у трубы с покрытием. 

Квалификационные испытания покрытия IPC207 

Покрытие IPC 207 впервые было представлено на рынок в 

2007. С этого времени оно стало стандартным покрытием для 

бурильной трубы, ТБТ и элементов КНБК производимых на 

заводах «Валлурек» в ОАЭ. Запуску IPC 207 предшествовали 

серия квалификационных испытаний, проведенных 

в лабораториях VRA и CORRMET. Это были стандартные 

испытания при температурах до 150 °C на стойкость к 

воздействию сред, содержащих соляную кислоту, едкий 

натр, растворители (керосин/толуол) и агрессивные газы, 

такие как H 2 S, CO 2 и CH 4 . Образцы были также подвергнуты 

ударным испытаниям на прямое и обратное ударное 

воздействие (ASTM G14-88), абразивный износ (ASTM 

D-4060), пластичную деформацию (кольцо) и устойчивость 

к воздействию высокой температуры. Все испытания показали 

хорошие результаты. 

Сравнение IPC 207 с другими внутренними 

пластиковыми покрытиями 


33


● Table 1 

● Табл. 1 

Coating / Покрытие 

Type 

Тип 

Dry film thickness (microns) 

Толщина покрытия (микрон) 

Temperature resistance 

Максимальная температура 

Abrasive test ASTM D-4060 

(mg loss per 1000 cycles) 

Абразивное испытание ASTM 

D-4060 

(Потеря веса в мг за 1 000 

циклов) 

% elongation before losing 

integrity 

% удлинения до повреждения 

слоя 

Direct impact 1-¼”tup (in-lbs) 

Прямой удар бойком 1-¼” 

(дюйм-фунт) 

Reverse impact (ASTM G14) 

Обратный удар ASTM G14 

(дюйм-фунт) 

Acid resistance 15% HCl at 65°C 

(hours) Стойкость к кислотному 

воздействию 15% HCl при 65°C 

(часы) 

Resistance to H 2 S 

Стойкость к H 2 S 

L (liquid) 

L (жидкое) 

Epoxy-Phenolic 

Эпоксидно-фенольное 

Other well-known brand 

Покрытия других известных марок 

XT 

Epoxy-Phenolic 

Эпоксидно-фенольное 

P (powder) 

P (порошковое) 

Epoxy-Novolac 

Эпоксидное-Новолак 

DRILLING PIPES 

Vallourec / «Валлурек» 

IPC 207 

Fusion Bond Creso-Novolac 

Крезол-Новолак 

125-225 125-225 178-381 150-350 

160 °C 160 °C 204 °C 204 °C 

47 11 26 4,5 

1 1 1 1,5 

153 153 30 168 

79 79 106 40 

40 40 200 720 

High 

Высокая 

High 


High 


High 


dard tests in autoclave at temperatures up to 150 C for resistance to environments 

with HCl acid, HaOH alkali, solvents (kerosene/toluene) and aggressive 

gasses such as H 2 S, CO 2 and CH 4 . The samples also overwent direct 

and reverse impact (ASTM G14-88), abrasion (ASTM D-4060) tests, flexibility 

(ring), and temperature resistance tests. All tests showed good results. 

Comparison of IPC207 with other internal plastic 

coatings 

IPC 207 is a relatively new IPC implementing up to date chemistry, technology 

and expertise all in one product. Compared to well-known leading 

products available on the market IPC 207 provides same or superior properties 

(see Table 1) 

Combination of best properties of special-purpose internal plastic 

coatings, such as high dry layer thickness and temperature resistance 

as of powder IPC, abrasion resistance better than of special anti-abrasion 

coatings (XT), low cost as of most simple liquid IPC together with 

excellent mechanical properties and chemical resistance makes IPC 207 

one of the best internal plastic coatings for drilling products on the current 

market. 

Conclusion 

New offer of Vallourec’s IPC 207 for Russia and CIS region provides to 

end user the following advantages: 

● Increased corrosion resistance of drilling products extending lifetime 

and reducing costs for storage, inspection and repair; 

● Improved safety of operations, lessening cases of failures and decreasing 

non-production time and costs; 

● Improvement of hydraulic efficiency of drill string, followed by less 

● 

power consumption and cost reduction; 

Less cost of IPC 207 product compared to other leading IPC on the 

market. 

In 2017 Vallourec plans to launch joint venture with PKNM on application 

of IPC 207 in Russia. The new plant will bring regional component to 

world recognized drilling products making them more competitive on a 

local market. 

IPC 207 – относительно новое покрытие, созданное на базе новейших 

знаний в области химии, технологии и опыта эксплуатации. В сравнении с 

известными ведущими марками покрытий на рынке, IPC 207 обеспечивает 

одинаковые либо улучшенные показатели (см. Табл. 1). 

Комбинация лучших качеств внутренних пластиковых покрытий специального 

назначения, таких как большая толщина слоя, и высокая максимальная 

температура эксплуатации, присущие порошковым покрытиям, 

абразивная стойкость выше, чем у специальных абразивно-стойких покрытий 

(ХТ), и низкая стоимость, характерная для наиболее простых жидких 

покрытий, в сочетании с превосходными механическими характеристиками 

и химической стойкостью делает IPC 207 одним из лучших внутренних 

пластиковых покрытий для бурильных труб и элементов КНБК, имеющихся 

на рынке. 

Заключение 

Новый продукт компании «Валлурек» для рынка России и стран СНГ – 

IPC 207 предоставляет конечному пользователю следующие преимущества: 

● повышенную стойкость к коррозии элементов бурильной колонны, 

позволяющую продлить срок службы, снизить затраты на хранение, 

инспекцию и ремонт; 

● более безопасную эксплуатацию с меньшим количеством аварий и 

снижением количества непроизводительного времени и денежных 

затрат; 

● улучшение гидравлической эффективности бурильной колонны, обе- 

● 

спечивающее снижение потребления энергии; 

меньшую стоимость покрытия IPC 207 по сравнению с другими широко 

известными внутренними пластиковыми покрытиями, имеющимися 

на рынке. 

В 2017 компания «Валлурек» планирует открыть совместное предприятие 

с компанией ПКНМ в России по нанесению внутреннего покрытия 

IPC 207. Новый завод позволит добавить региональную компоненту 

в продукцию крупнейшего, признанного в мире производителя бурильных 

труб и элементов КНБК, делая ее более конкурентоспособной на внутреннем 

рынке. 


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»


GAS LIFT 

Optimizing Operating Performance 

of Gas Lift Well Stock With the Implementation of Automated 

Control Systems (ACS) at the Orenburg Oil and Gas Condensate 

Field (OGCF) 

Внедрение АСУ 

для оптимизации работы газлифтного фонда скважин 

на Оренбургском НГКМ 

E.A. Kibirev, Chief Technology Officer, “Gazprom Neft NTC” LLC 

A.E. Kuchurin, Chief Specialist, Equipment and Production 

Technology Department, “Gazprom Neft NTC” LLC 

R.R. Gaynetdinov, Head of Service Division and UEPN Operation, 

“Targin Mehanoservis” LLC 

S.V. Grishchenko, Chief Engineer, NPF “Siant” 

P.S. Buck, Technologist, JSC NPF “Siant” 

Е.А. Кибирев, начальник технологического отдела Департамента 

техники и технологий добычи нефти ООО «Газпромнефть НТЦ» 

А.Е. Кучурин, главный специалист технологического отдела 

Департамента техники и технологий добычи нефти ООО 

«Газпромнефть НТЦ» 

Р.Р. Гайнетдинов, начальник управления сервисного обслуживания и 

эксплуатации УЭПН ООО «Таргин Механосервис» 

С.В. Грищенко, главный инженер ЗАО НПФ «Сиант» 

П.С. Бак, технолог ЗАО НПФ «Сиант» 

Gas lift operation is widely used in the world oil production. The conventional 

gas lift method includes gas injection through the annular 

space to the bottom-hole, where gas enters the flow column 

through the operating gas lift valve and mixes with borehole fluid. The 

density of the fluid in the tubing reduces, and well can operate with no 

need in the other artificial lift methods. Gas lift method became widespread 

around the world because of its obvious advantages over other 

artificial lift methods, such as: 

● The simplicity and reliability of the equipment; 

● Low operating costs; 

● Long service life; 

● The possibility of large fluid withdrawal volumes (up to 1,800 t/d), 

regardless of the well depth and the diameter of production casing; 

● Easy control of the oil well production (by increasing or decreasing of 

gas flow into the well); 

● Ability to operate sandy and watered well. 

In Russia, gas lift wells operation method once was used in a number of 

fields in Western Siberia. At the moment “Gazprom Neft Orenburg” uses 

natural pressure gas lift well operation at the Orenburg OGCF. The principle 

of this method is shown in Figure 1. Gas producing well, drilled into 

the gas cap or into a gas reservoir, supplies a number of producing oil 

Gas producer 

Газодобывающая скважина 

Shut off control valve (SCV) for gas 

injection control 

Запорно-регулируемый клапан 

для контроля закачки газа 

● Fig.1. Showing diagramm of natural pressure 

gas lift at Orenburg OGCF. 

● Рис. 1. Схема бескомпрессорного газлифта 

на Оренбургском НГКМ. 

Conductor casing 324 mm 

Кондуктор 324 м 

Intermediate string 245 mm 

Промежуточная колонна 245 мм 

0-1940 m, production string 

0-1940 м, эксплуатационная колонна 

1940-2500 open hole 

1940-2500 открытый ствол 

Газлифтный способ эксплуатации широко используется в мировой практике 

добычи нефти. Данный способ в классическом исполнении подразумевает 

закачку газа по затрубному пространству на забой скважины, где он попадает 

в колонну лифтовых труб через рабочий газлифтный клапан и смешивается со 

скважинным флюидом. Плотность флюида в НКТ снижается, и скважина может 

работать без привлечения других методов механизированной добычи. Газлифтный 

метод эксплуатации получил широкое распространение по всему миру из-за своих 

явных преимуществ перед другими способами мехдобычи, таких как: 

● простота и надежность оборудования; 

● низкие эксплуатационные затраты; 

● продолжительный срок службы; 

● возможность отбора больших объемов жидкости (до 1 800 т/сут) независимо от 

глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; 

● простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу 

газа в скважину); 

● возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин. 

В России газлифтный способ эксплуатации скважин в свое время использовался 

на ряде месторождений Западной Сибири. На данный момент на Оренбургском 

НГКМ компанией «Газпромнефть-Оренбург» используется бескомпрессорный газлифтный 

метод эксплуатации скважин. Суть данного метода представлена на рис. 1. 

Газодобывающая скважина, пробуренная или в газовую шапку, или в газовый пласт, 

снабжает технологическим газом ряд добывающих нефтяных 

скважин для снижения плотности в колонне НКТ. 

Несомненным преимуществом данной модификации является 

значительное снижение капитальных затрат (затраты 

на строительство компрессора и других объектом поверхностного 

обустройства) и эксплуатационных затрат (электроэнергия). 

Особенностью газлифтного способа эксплуатации 

является необходимость постоянного контроля закачки 

в каждую скважину. Это вызвано тем фактом, что газовый 

коллектор обеспечивает газлифтным газом несколько добывающих 

нефтяных скважин, эксплуатационные параметры 

которых могут значительно отличаться друг от друга (дебиты, 

забойное давление, газовый фактор, обводненность и 

другие). Таким образом, для каждой скважины существует 

оптимальные параметры закачки (давление, расход), которые, 

к тому же, изменяются в течение времени в зависимости 

от изменения ситуации на скважине, кусте скважин или 

месторождении. 

Для повышения эффективности эксплуатации скважин 

на Оренбургском НГКМ, нефтесервисный холдинг 

«Таргин» совместно с компанией НПФ «СИАНТ» провел 


ГАЗЛИФТ 


wells with process gas to reduce the density in the tubing string. 

The apparent advantage of this method is a significant reduction 

in capital expenditures (construction costs for compressor and 

other surface facilities) and operating costs (electricity). A feature 

of gas-lift well operation is the need for continuous monitoring 

of injection into each well. This is due to the fact that gas 

reservoir provides gas for several gas lift producing oil wells, 

which operating parameters (flow rates, bottom hole pressure, 

gas/oil ratio, water cut, etc.) may differ significantly from each 

other. Thus, there are optimum injection parameters for every 

well (pressure, flow), which, moreover, vary over time depending 

on the changing situation on the well, well cluster or field. 

To improve the efficiency of well operation at the Orenburg 

OGCF, “Targin” oilfield service holding jointly with NPF “SIANT” 

conducted trial tests of “Gas lift” automatic process control system 

(APCS) at the Orenburg OGCF for “Gazprom Neft Orenburg” 

LLC in the period from 1 June 2016 to 31 July 2016. This complex 

is designed for process control of gas lift oil extraction by 

remote monitoring and control of “Gas lift” AWCS (automated workover 

control system) cluster automatic complexes, including: 

● collection and processing of information from the primary transducers-converters; 

● control of actuators, ensuring optimum productivity of wells; 

● real time change of well operation process; 

● accumulation of the received information to generate statistics and 

monitor the technical conditions of oil wells. 

The complex consists of two main parts: control module - SCV and 

automation unit. Control module is connected to the gas lift gas injection 

line via a bypass (Figure 2). In this wellhead piping arrangement there is 

an opportunity to work both directly without control of injection rate, or 

via the control unit with fixing all well operating parameters. The following 

data is transmitted to the automation unit and visualized on the control 

panel: 

● Pressure and temperature before SCV ; 

● Pressure and temperature after SCV; 

● The percentage of SCV openness; 

● Current SCV gas flow setpoint; 

● Process gas flow rate; 

● The buffer pressure (additional connection); 

● Annulus pressure (additional connection); 

● Line pressure (additional connection). 

The main task to be solved with the help of AWCS ‘’Gas Lift “system is 

to produce large quantities of liquid with a limited amount of repressuring 

agent. In this case gas supply regulation is done automatically on process 

gas flow or pressure setpoint, saving gas consumption by up to 25-50 

percent. The setpoints are set via operator AWS (automated work station) 

remotely from the control room or directly on well cluster. 

In the course of pilot testing “Gazprom Neft Orenburg” specialists supported 

by “Gazpromneft NTC” held a series of activities in order to develop 

methods of selection of the optimal operation process for gas lift wells 

with the use of automatic gas control and regulation, assessment of the 

equipment operation while putting well into production and changing gas 

supply modes. During pilot testing “Gas Lift” APCS ensured both a stable 

operation at a predetermined setpoint on the annular pressure or flow rate 

of the process gas, and a quick transition to a new production mode. As 

a result of the pilot testing all tasks assigned to “Gas lift” APCS were performed 

in full. Moreover, it has become possible to optimize the system of 

well stock surveys at the Orenburg OGCF, and new gas lift wells operation 

monitoring technologies have been proposed. 

The expansion of “Gas Lift” APCS system implementation on the rest 

of the wells of the Orenburg gas condensate field is planned to increase 

the efficiency of well operation, as well as for a more complete coverage 

by the oilfield automation system. This will reduce the amount of 

agent injected into the well and at the oilfield in general, to adjust gas 

injection with pressure or gas flow. And the very possibility to control 

each well in real time increases production efficiency. At the same time 

the risks related to safety and security of “Gazprom Neft Orenburg” LLC 

personnel will be significantly reduced, since the amount of personnel 

work in the dangerous zone with high pressure equipment is significantly 

reduced. 

Р-буфер 

Р-линия 

P annular 

P затруб 

P-buffer 

P-line 

● Fig. 2. Wellhead piping arrangement. 

● Рис. 2. Схема обвязки устья скважины. 

Production / Добыча 

опытно-промышленные испытания АСУТП «Газлифт» на Оренбургском НГКМ для ООО 

«Газпромнефть-Оренбург» в период с 1 июня 2016 года по 31 июля 2016 года. Данный 

комплекс предназначен для управления технологическим процессом газлифтной добычи 

нефти путем дистанционного контроля и управления кустовыми автоматическими 

комплексами АСУР «Газлифт», в том числе: 

● сбора и обработки информации, поступающей с первичных датчиков-преобразователей; 

● управления исполнительными механизмами, обеспечивающими оптимальную 

производительность скважин; 

● оперативного изменения режима работы скважин; 

● накопления полученной информации для формирования статистических данных и 

контроля за состоянием нефтяных скважин. 

Комплекс состоит из двух основных частей: модуль регулирования ЗРК и блок автоматики. 

Модуль регулирования подключен через байпас в линию закачки газлифтного 

газа (рис. 2). При данной схеме обвязки есть возможность работать как напрямую без 

контроля скорости закачки, так и через модуль регулирования с фиксацией всех рабочих 

параметров скважины. На блок автоматики передаются и визуализируются на панели 

управления следующие данные: 

● давление и температура до ЗРК; 

● давление и температура после ЗРК; 

● процент открытости ЗРК; 

● текущая уставка расхода газа через ЗРК; 

● технологический расход газа; 

● буферное давление (дополнительное подключение); 

● давление в затрубе (дополнительное подключение); 

● давление в линии (дополнительное подключение). 

Главная задача, решаемая с помощью системы АСУР «Газлифт» – добывать большее 

количество жидкости при ограниченном количестве закачиваемого агента. При этом 

регулирование подачи газа происходит автоматически по уставке на расход или давление 

технологического газа, позволяя экономить расход газа до 25-50%. Уставки задаются 

оператором через АРМ (автоматизированное рабочее место) дистанционно из диспетчерской 

или непосредственно на кусте. 

В процессе проведения ОПИ сотрудниками ООО «Газпромнефть-Оренбург» при 

поддержке «Газпромнефть НТЦ» был проведен ряд мероприятий с целью разработки 

методики подбора оптимального режима работы газлифтной скважины с применением 

автоматической системы управления и регулирования газа, оценки работы оборудования 

при запуске скважин и смене режимов подачи газа. В ходе проведения ОПИ 

АСУТП «Газлифт» обеспечивал как стабильную работу на заданной уставке по затрубному 

давлению или расходу технологического газа, так и быстрый переход на новый 

режим добычи. По итогам ОПИ все задачи, поставленные перед АСУТП «Газлифт», были 

выполнены в полном объеме. Более того, удалось оптимизировать систему проведения 

исследования на фонде скважин Оренбургского НГКМ и предложены новые технологии 

мониторинга работы газлифтных скважин. 

Планируется расширение внедрения системы АСУТП «Газлифт» на остальные скважины 

Оренбургского НГКМ для повышения эффективности эксплуатации скважин, а 

также для более полного охвата автоматизацией системы нефтепромысла. Это позволит 

уменьшить объем закачиваемого агента в скважину и на нефтепромысле в целом, 

получить регулирование закачки газа с учетом давления или расхода газа. А сама возможность 

оперативного поскважинного регулирования приведет к увеличению эффективности 

процесса добычи. При этом риски, связанные с охраной труда и безопасностью 

персонала ООО «Газпромнефть-Оренбург», будут существенно снижены, так как 

количество работы персонала в опасной зоне с оборудованием под высоким давлением 

значительно уменьшается. 

Pg2 

Tg2 

SIANT adjustment module 

Модуль регулирования «СИАНТ» 

% opening / открытости 

Q т/газ t/gas 

a-gas injection / закачка а-газа 

a-gas injection / закачка а-газа 

Pg1 

Tg1 


37


SERVICE 

Крепление скважин сложного профиля 

хвостовиками с помощью узлов подвески 

производства компании НьюТек Сервисез 

Юсупов Т.Т., ООО «Эриэлл Нефтегазсервис» 

Бессель В.В., Болдырев Е.В., Мазитов А.Р., ООО «НьюТек Сервисез»; 

Целевым направлением современного 

этапа развития нефтегазовой отрасли 

России является сокращение зависимости 

от импорта технологического оборудования 

для всей цепочки производства и переработки 

углеводородов без потери номенклатуры 

и качества продукции. [1] Практически 

все нефтесервисные компании, работающие 

на рынке РФ, привносят новые продукты и 

технологии, позволяющие поддерживать и 

наращивать добычу углеводородного сырья. 

Как показывает опыт, быстрое и эффективное 

создание новой инновационной техники 

и технологий невозможно без задействования 

самого современного мирового опыта. 

Поэтому многие компании развивают производственно-технологические 

площадки как за 

рубежом для создания и отработки новых продуктов, 

так и в России для серийного производства 

и последующей модернизации с перспективой 

создания принципиально новых 

продуктов в будущем с учетом накопленного 

опыта. 

Группа компаний «НьюТек Сервисез» активно 

развивается именно таким путем, имея и 

развивая конструкторско-технологические и 

производственные площадки в России и за ее 

пределами. 

В настоящий момент в России созданы и 

успешно функционируют: 

● завод полного цикла по производству 

буровых долот PDC в г. Кургане; 

● завод по производству винтовых забойных 

двигателей, буровых ясов и другой 

буровой техники в г. Перми; 

● предприятие по производству телеметрических 

систем с электромагнитным каналом 

передачи данных в г. Самаре; 

● сервисный центр по обслуживанию 

телеметрических систем с гидравлическим 

каналом передачи данных в г. 

Нижневартовске. 

Стратегически важным для компании является 

развитие направления оборудования и 

услуг по заканчиванию скважин, на него сейчас 

и сфокусированы все усилия. До недавнего 

времени при реализации проектов использовалось 

оборудование различных производителей 

из США, Великобритании, Канады, 

Китая, Индии [2] , но в настоящее время компания, 

с учетом накопленного с начала 2000-х 

годов опыта, сосредоточилась на создании 

собственного производства необходимого 

оборудования как в США, так и в России. Для 

разработки и производства линейки продукции 

для выполнения операций по креплению 

открытого ствола скважины и работ в обсаженных 

скважинах в 2015 году была создана 

компания Frontier Oil Tools (Хьюстон, 

США), входящая в группу компаний «НьюТек 

Сервисез», производственный цех которой 

показан на рис. 1. 

По первоочередному требованию заказчика 

– ООО «Эриелл Нефтегазсервис» – в самые 

сжатые сроки был разработан весь необходимый 

комплект конструкторской документации 

для производства узла подвески хвостовика 

4 ½” х 7”. Были изготовлены опытные образцы 

узлов и компонентов, проведены заводские 

испытания, сборка и сертификация готовой 

продукции, получены все необходимые разрешения 

на экспорт продукции в Россию и страны 

СНГ. Первые образцы продукции были предоставлены 

для проведения опытно-промышленных 

работ в промысловых условиях весной 

2016 года. После согласования планов работ с 

заказчиком – ООО «Эриелл Нефтегазсервис», 

летом были проведены успешные операции по 

креплению хвостовиками диаметра 114,3 мм 

трех газовых скважин сложного S-образного 

профиля, строившихся для добычи углеводородов 

из ачимовских отложений. 

Спуск и крепление каждого хвостовика 

производилось с помощью одноконусного 

гидравлически активируемого узла подвески 

хвостовика с механическим пакером, технические 

характеристики которого указано в табл. 

1. Входящий в состав пакера адаптер обеспечивает 

механическую и гидравлическую связь 

● Рис. 1. Завод по производству оборудования для заканчивания скважин 

Frontier Oil Tools. 


СЕРВИС 


спусковой колонны и хвостовика во время 

спуска в скважину и цементирования, а также 

обеспечивает возможность быстрого отсоединения 

спусковой колонны от хвостовика по 

окончании цементирования. Приемная воронка 

в составе пакера обеспечивает возможность 

последующей состыковки вышерасположенных 

элементов обсадной колонны с хвостовиком. 

Отличительными конструктивными особенностями 

использованных узлов подвесок хвостовика 

являются: 

● Узел подвески хвостовика и механический 

пакер выполнены в одном корпусе – без 

сварных швов и резьбовых соединений. 

Это позволило сделать сборку короче, что 

значительно упрощает ее использование в 

скважинах сложного профиля и ускоряет 

процесс спуска хвостовика. 

● Конструкция узла подвески позволяет 

осуществлять вращение хвостовика 

и промывку в процессе спуска в скважину, 

что облегчает процесс крепления 

наклонно-направленных, в том числе и 

S-образных, скважин. 

● В упорном конусе проточены продольные 

каналы, увеличивающие площадь проходного 

сечения для циркуляции жидкости. 

● Корпус подвески имеет геометрические 

и прочностные характеристики, эквивалентные 

геометрическим и прочностным 

характеристикам самого хвостовика. 

● За счет применения специализированного 

эластомера для пакера и уплотнительных 

элементов, узел подвески химически 

стоек к жидкостям, используемым при 

креплении скважин. 

● Для производства узла подвески хвостовика 

и пакера используются высококачественные, 

хорошо фрезеруемые стали. 

Премиальные уплотнительные элементы, 

рассчитанные на высокие давления и 

агрессивные среды, крепятся на элементах 

узла подвески с помощью антивыталкивающих 

барьерных проточек. 

● Табл. 1. Технические характеристики гидравлически активируемого узла подвески 

хвостовика с механическим пакером. 

Максимальный наружный диаметр 

149 мм 

Минимальный внутренний диаметр 

97,2 мм 

Толщина стенки 

8,56 мм 

Несущая способность подвески 

65,8 Тс 

Нагрузка установки пакера 

20,4 Тс 

Допустимое дифференциальное давление на пакер 

68,9 МПа 

Допустимая рабочая температура 148°С 

Давление активации 

12,88 МПа 

Группа прочности стали корпуса 80 

Толщина стенки корпуса 

8,56 мм 

Тип присоединительной резьбы 

Ниппель 114,3 мм JFE Bear 

Для установки в обсадной колонне 

177,8 мм x 10,36 мм 

● Рис. 2. Процесс компьютерного моделирования элемента узла подвески хвостовика. 

● Фиксирующие плашки утоплены в корпусе, 

что позволяет предотвращать прихваты 

во время спуска хвостовика. Плашки 

закруглены по радиусу в соответствии с 

внутренним диаметром обсадной колонны, 

что позволяет равномерно распределять 

и повышать несущую нагрузку узла 

подвески. 

● Максимально внутренне давление на разрыв 

– до 700 атм. 

● Механический пакер рассчитан на перепад 

давления 700 атм согласно стандарту 

ISO-14310-V3. 

Первоочередное внимание при создании 

новых образцов продукции уделяется инженерно-техническому 

проектированию с учетом 

самых современных достижений науки и 

практики. Все процессы проектирования автоматизированы, 

имеется возможность удаленного 

доступа к процессу проектирования. 

Компания обладает широкими возможностями 

математического, компьютерного (рис. 2) 

и натурного моделирования, что существенно 

сокращает риски принятия неправильных технических 

решений. 

Инженерно-технический персонал 

ООО «НьюТек Сервисез» принимает непосредственное 

участие в процессе инжиниринга 

новой продукции, используя полученную 

в процессе формирования технико-коммерческого 

предложения информацию от заказчика. 

На практике это позволяет минимизировать 

риски неудачных операций при проведении 

опытно-промышленных работ, а также 

максимально повысить эффективность операций 

по креплению скважин при серийных 

работах. 

Стратегией компании предусмотрена дальнейшая 

локализация производства новой продукции 

на заводах группы компаний «НьюТек 

Сервисез» в России после отработки и адаптации 

серийных образцов к реальным промысловым 

условиям. Это позволит эффективно 

реализовывать программу импортозамещения, 

постоянно снижать себестоимость 

производимой продукции за счет вовлечения 

все большего числа поставщиков материалов 

и комплектующих изделий из России и стран 

Таможенного союза, а также постоянно технически 

совершенствовать предлагаемое заказчикам 

оборудование и инструмент. 

Литература: 

Импортозамещение в нефтегазовом комплекса 

России. Министерство энергетики РФ. ГП ЦДУ ТЭК, 

2015. – [Электронный ресурс.] – Режим доступа: 

http://www.oilandgasforum.ru/data/files/Files%200315/ 

Novak.pdf. 

Мамедбеков О.К., Бессель В.В. Крепление скважин: 

опыт компании «НьюТек Сервисез». «Нефтегазовая 

вертикаль», №13-14, 2012, стр. 114-116. 


39

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 #9-10 September-October 2016

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?