Компания ООО «Лайсан». Концепция СУХ (Система управления химреагентами) или Комплексная химизация процессов добычи, транспорта и подготовки нефти. Опыт работы и результаты г.

О Компании Основные виды деятельности: Внедрение химических технологий в нефтегазодобывающие производства; Разработка (синтез) новых форм реагентов; Разработка и внедрение стратегии коррозионного менеджмента; Разработка и внедрение стратегии комплексного управления химизацией процессов добычи, транспорта, подготовки нефти; Подбор и поставка химических реагентов; Производство, монтаж, сервисное обслуживание дозирующего оборудования; Комплексный сервис Мониторинг эффективности программ (технологический и экономический) Головной офис (руководство, аппарат, инженерный блок) Представительство в г. Бузулуке (координация сервиса) Обособленное подразделение в г. Сорочинск Опорный пункт в районе г. Бугуруслан Испытательная лаборатория г. Долгопрудный Производство химических реагентов г. Долгопрудный

Области прикладного применения Защита от коррозии нефтепромысловых трубопроводов Деэмульсация попутная и на объектах подготовки нефти Предотвращение газогидратов Добыча и транспорт вязких нефтей Поглощение кислорода Удаление и предотвращение АСПО Удаление и предотвращение солеотложений Нейтрализация сероводорода и этил- метилмеркаптанов Подавление СВБ Возможность синтеза новых веществ под конкретную задачу

Линейка химических продуктов собственного производства Ингибитор коррозии Л-1100 Деэмульгатор Л-1033 Растворитель АСПО ЛРП-2010 Депрессор ЛДП-2011 Нейтрализатор сероводорода и этил- метилмеркаптанов ЛСМ-8000 А, Б Ингибитор солеотложений Л-3002 А, Б Ингибитор гидратообразований ЛГД-7000

Перечень разрешительной документации ООО «ЛАЙСАН» п/п Наименование лицензии разрешительного документа лицензии, документаКем выданВид деятельностиСрок действия Свидетельство об оценке соответствия ИО Единая система оценки соответствия на объектах, подконтрольных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору Деятельность на объектах, подконтрольных Ростехнадзору (СДА-18) Разрешение на применение установки дозаторной передвижной (УЗР-1) РРС Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору Применение на опасных производственных объектах, вне взровоопасных зон, в соответствии с руководством по эксплуатации и действующими нормативными документами по промышленной безопасности Выдано на весь срок эксплуатации 3Сертификат соответствия установки дозаторной передвижной (УЗР-1) РОСС RU.H003.A02441Орган по сертификации машин и оборудования для нефтегазового комплекса, электрических машин, сырья и материалов Для обработки химреагентами скважин и трубопроводов Выдан на весь срок эксплуатации 4Аттестат аккредитации испытательной лаборатории РОСС RU ХИ63Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии Проведение работ по испытания химических реагентов в соответствии с областью аккредитации Сертификат соответствия Система менеджмента качества ГОСТ ИСО (ISO 9001:2008) СМК.RU/ Система сертификации "Стандарт-Гарант" 28 декабря 2012года 6Сертификат соответствия Система управления охраной труда ГОСТ (OHSAS 18001:2007) СУОТ.RU/ Система сертификации "Стандарт-Гарант" 28 декабря 2012года 7Разрешение на применение знака соответствия системы сертификации работ,услуг и систем менеджмента «Стандарт –Гарант» Р.RU/12.09/-2089Система сертификации "Стандарт-Гарант" 28 декабря 2012года 8Лицензия К ГС Министерство регионального развития РФСтроительство зданий и сооружений, за исключением сооружений сезонного или вспомогательного назначения 25 декабря 2013 года 9Свидетельство о допуске к работам, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства СМ Рег.номер СО Саморегулируемая организация Некоммерческое партнерство «Объединение строительных организаций среднего и малого бизнеса» Все виды капитального строительстваБез ограничения

Опыт и стаж работы в области применения химических технологий п/пНаименование вида работа * Наименование Заказчика ДатаВыполнено Начало производства работ Окончание производства работ Стоимость выполненных работ В т.ч. собственн ыми силами Защита от коррозии оборудования более 190 скв. в рамках проекта борьбы с коррозией ООО «РН- Ставрополь- нефтегаз» 2008 более 13,5 млн.руб.100% 2Мониторинг эффективности защиты от коррозии скважин и трубопроводовОАО «Газпром-нефть – ННГ» 2008 более 3,0 млн.руб.100% 3Защита от коррозии оборудования более 500 скв. в рамках проектов борьбы с коррозией ОАО «Удмурт-нефть» более 46,8 млн.руб.100% 4Защита от коррозии оборудования 12 скв. с ЭЦНООО «ЛУКОЙЛ- Волгоград-нефтегаз» 2004продолжаетсяболее 7 млн.руб100% 5Защита от коррозии оборудования более 450 скв. в рамках проектов борьбы с коррозией; ОАО «Оренбург- нефть»; 2004продолжаетсяболее 188,1 млн.руб.100% 6Защита от осложнений при добыче и транспортировке (подготовка нефти, АСПО, соли, гидраты, нейтрализация H 2 S и др.) В рамках проектов комплексной химизации ОАО «Оренбург- нефть»; 2007продолжаетсяболее 70 млн.руб.100% 7Монтаж систем ЭХЗ для защиты трубопроводов от наружной коррозииОАО «Оренбург- нефть»; 2009 Более 120 млн.руб.Более 80% 8Обслуживание систем ЭХЗ трубопроводовОАО «Оренбург- нефть»; 2009 Более 3,5 млн.руб.100% 9Целостность трубопроводов – защита от наружной и внутренней коррозии, диагностика трубопроводов и замена аварийных участков трубопроводов (более трубопроводов, более 450 скважин) ОАО «Оренбург- нефть»; 2010продолжаетсяБолее 110 млн.руб.Более 95% 10Мониторинг эффективности защиты от коррозии скважин и трубопроводовОАО «ТНК-Нягань»2007продолжаетсяболее 20 млн. руб.100% 11Отработка технологии ингибирования газопроводовОАО «ТНК-Нягань» более 4,2 млн. руб.100% 12Защита от коррозии оборудования более 160 скв. в рамках проекта борьбы с коррозией ОАО «Самара- нефтегаз» более 54,6 млн.руб.100% 13ОПИ реагентов против вязких эмульсий/ОПИ комплексной химизацииОАО «Самара- нефтегаз» 2008/ /продолжае тся -100% 14Защита от отложений солей на площадочных объектах подготовки нефтиОАО «Сургут- нефтегаз» 2009продолжаетсяБолее 2 млн.руб.100% 15Защита от коррозии трубопроводов на площадочных объектах подготовки нефти ОАО «Сургут- нефтегаз» 2009продолжаетсяБолее 2 млн.руб.100%

Система Управления Химреагентами (СУХ): Комплексное решение проблем при добыче, транспортировке, подготовке и сдаче нефти с помощью химреагентов для снижения текущих и капитальных затрат с максимальной эффективностью, по принципу «от забоя скважины до узла сдачи нефти». Что такое СУХ Преимущества Комплексного подхода: Работы осуществляются силами единого подрядчика, имеющего своё химическое производство, химические лаборатории и ресурсы для поставки, закачки химреагентов на месторождениях, инженерного сопровождения с максимальной эффективностью; Подрядчик может оперативно изменять рецептуру реагента и технологию закачки «адресно» для конкретных условий; Обеспечение совместимости нескольких химических реагентов в общей технологической системе; Подбор нескольких линеек реагентов с «лучшей», «хорошей», «удовлетворительной» технологической эффективностью и соответствующей ценой для возможности оптимизировать удельные затраты; Прибыль Подрядчика в зависимости от достигнутого уровня КПЭ, установленного для всех видов осложнений на конкретном месторождении/объекте; Долгосрочное партнерство позволяет развивать сервисную составляющую в регионе присутствия и иметь конкурентную среду;

Классическая этапность реализации программ СУХ I. Создание проектной команды Заказчик-Подрядчик

2006г. 2005г. 2007г.2008г. Типичная результативность от СУХ (комплексное ингибирование от коррозии) на примере 2-х условных месторождений Комментарии: Комплексное ингибирование позволяет достичь целей КПЭ Заказчика; «Инкубационный период» до достижения аварийности приемлемого уровня составляет около 7-10 месяцев. Связано с инерционностью, «насыщением» системы нефтесбора ингибитором и оптимизацией дозировок и периодичности закачек на основе мониторинга; Важно собрать базу данных по наработке на отказ погружного оборудования для мониторинга этого показателя в рамках СУХ и оценки дополнительной пользы. После внедрения СУХДо внедрения СУХ

Типичная результативность от СУХ (деэмульсация при подготовке нефти) на примере условного месторождения Регулярный этап Комментарии: Эффективно подобранный деэмульгатор позволяет снижать удельные затраты до 40% от базового уровня и достичь целей КПЭ; До достижения «лучшего» результата существует необходимость использовать достаточно высокие дозировки, соответственно в этот период возрастают текущие удельные затраты; Важная задача оптимизации – обеспечить совместимость с реагентами других назначений

Типичная результативность от СУХ (предотвращение газогидратов) на примере условного месторождения Регулярный этапОПИ Метанол Комментарии: Эффективно подобранный ингибитор позволяет достичь целей КПЭ Заказчика; Уход от метанола на метанолозамещающий реагент – снижение рисков отравления персонала; ХХХ В результате мероприятий по СУХ с использованием реагента ХХХ снижение среднемесячных потерь по нефти составило – 130 т, по газу – 260,3 тыс.м3; Справка: фонд – 16 скважин

Теоретическое изменение характеристик ЭЦН-80 в зависимости от изменения вязкости (ПО «Автотехнолог») Опыт применения растворителей АСПО позволяет говорить о снижении вязкости в 3 и более раза. При проведении химических обработок (без влияния факторов не связанных с химизацией) возможно ожидать увеличение расходной характеристики ЭЦН-80 в диапазоне 1,3-37,5 % и роста КПД в диапазоне от 11 до 44 %. Подобные расчёты целесообразно применять индивидуально к каждой скважине. Вязкость при 20 0 С, мПа*с 12,5% 1,3% 37,5% Диапазон вязкости наиболее распространенного осложненного фонда скважин 11,5 % 44%

При точном подборе ингибитора и его правильном применении эффективность защиты от появления минеральных отложений достигает %. Точность выбора ингибитора определяется тщательностью химического анализа состава твердых осадков и воды, а также выявлением истиной причины появления минеральных отложений. Для изготовления ингибитора с прогнозируемыми свойствами необходимо использовать специальные активные компоненты, а не отходы различных производств. Это позволяет получать реагенты с постоянными свойствами. Состав ингибитора корректируется на основании результатов промышленных испытаний. Предотвращение солеотложений

Типичная результативность от СУХ (нейтрализация сероводорода и этил-метил меркаптанов) на примере условного месторождения КПЭ по меркаптанам КПЭ по сероводороду 2 ppm 5 ppm Основные требования к реагенту: Не должен содержать хлористых соединений Не должен содержать свободной воды Не должен выпадать в нерастворимый осадок после реагирования с сероводородом Основные требования к технологии применения: Точка подачи должна быть максимально приближена к товарной нефти (после сброса воды) Должны быть созданы условия хорошего перемешивания (подача перед насосами, через диспергатор) В случае длительного хранения реагента, должны быть созданы условия перемешивания/ «барботажа»

Алгоритм оценки экономической эффективности (примеры) Борьба с гидратообразованием (тыс.руб./1 скв.) К гидрат = (Зсо - Ддн)/N - ЗНГДУ/N, где Зсо - затраты Сервисной организации; Ддн - доход от дополнительной добычи нефти и газа при снижении гидратообразований; N - обрабатываемый фонд скважин; ЗНГДУ - затраты НГДУ на борьбу с гидратами до проекта ; ЗСО = Зарплата + Транспорт + Инжиниринг + Химические реагенты; ЗНГДУ = Зарплата + Транспорт + Химические реагенты + Общецеховые затраты + Затраты на обслуживание и ремонт БДР; Ддн = Снижение внутрисменных потерь нефти( тн.\месяц ) * Прибыль от продажи 1 тн. нефти + Снижение внутрисменных потерь газа( тыс. м3\месяц ) * Прибыль от продажи 1 тыс. м3 газа. Борьба с солеотложениями (тыс.руб./1 скв.) К соли =(ЗСО - Ддн)/N - ЗНГДУ/N, где Зсо - затраты Сервисной организации; Ддн - дополнительный доход от добычи нефти при сокращении ТРС по причине солеотложений; N - обрабатываемый фонд скважин; ЗНГДУ - затраты НГДУ на борьбу с солеотложением; ЗНГДУ = Зарплата + Транспорт + Химические реагенты + Общецеховые затраты + Затраты на проведение ПРС + Затраты на замену НКТ и ЭПУ*; ЗСО = Зарплата + Транспорт + Инжиниринг + Химические реагенты; Ддн = (Средняя продолжительность ПРС (сут) + ВНР (сут)) * Суточный дебит, (тн\сут) * Прибыль от продажи 1тн. нефти Борьба с АСПО (тыс.руб./1 скв.) К аспо =(Зсо - Ддн)/N - ЗНГДУ/N, где ЗСО - затраты Сервисной организации; ДДН - доход от дополнительной добычи нефти при сокращения ТРС по причине АСПО; N - обрабатываемый фонд скважин; ЗНГДУ - затраты НГДУ на борьбу с АСПО до проекта; ЗНГДУ = Зарплата + Транспорт + Химические реагенты + Общецеховые затраты + Затраты на проведение промывок, пропарок в\л + Затраты на проведение ТРС при отказе + *Затраты на замену НКТ и ЭПУ СО = Зарплата + Транспорт + Инжиниринг + Химические реагенты; Ддн = (Средняя продолжительность ПРС (сут) + ВНР (сут)) * Суточный дебит, (тн\сут) * Прибыль от продажи 1тн. нефти Борьба с коррозией (тыс.руб.на обработку 1 м3 жидкости) К кор = (Зсо - ЭКЗ)/V - (ЗНГДУ + Ш + ДП)/V, где Экз - экономия кап. затрат на замену трубопроводов; Ш - штрафные санкций за экологический ущерб; ДП - потери добычи нефти от порывов; V - объём обрабатываемой жидкости; ЗНГДУ = Зарплата + Транспорт + Химические реагенты + Общецеховые затраты + Затраты на ликвидацию порывов; ЗСО = Зарплата + Транспорт + Инжиниринг + Химические реагенты; ДП = ***Потери нефти от порывов прямые (розлив) и косвенные (остановка скважин) (тонн\месяц) * Прибыль от продажи 1тн. Нефти; Экз = Капитальные затраты на замену изношенных трубопроводов (тыс. руб) * 0,2

КПЭ – Это Прибыль по результатам Результаты это… –Решение комплекса задач для достижения целей: 1.Улучшение технологических параметров при сохраняющихся удельных затратах; 2.Улучшение экономических показателей (удельных затрат) при неизменных технологических показателях; 3.Улучшение технологических параметров с одновременным улучшением удельных затрат Прибыль Подрядчика кроме ежемесячной оплаты за фактические работы, может быть за счёт: –Продления контракта –Увеличения доли рынка Заказчика Шкала КПЭ объединяет цели добывающей Компании и Подрядчика на достижение максимальной эффективности применяемых технологий с оптимальными затратами. Оплата не привязана к объемам закаченной химии, а к конечному результату - технологической эффективности. Основные термины: Доступность закачки – процент выполнения регламента закачки реагента. Процент эффективности защиты – 100% минус отношение количества преждевременных отказов на защищаемом фонде скважин к количеству защищаемых скважин. Количество дней с несоответствием качества нефти и воды – дни с превышением среднесуточных анализов по содержанию хлористых солей в воде, % воды в нефти и остаточности нефтепродуктов в утилизируемой воде. Ключевые показатели эффективности (пример)

Выгоды от внедрения СУХ для добывающей Компании Видимые расходы на химизацию (закупка реагентов, договора по СУХ) Снижение «скрытых» затрат Стоимость ремонтов ПРС Потери нефти от простоя скважин под ПРС Потери нефти от повышения давления в трубопроводах Замена НКТ и погружных насосов и кабеля Стоимость очистки НКТ от отложений Стоимость рекультивации земель Затраты на ликвидацию аварий Замена аварийных участков трубопроводов Затраты на повторную подготовку некондиционной нефти Снижение рисков отравления персонала метанолом Все операционные расходы

Польза от СУХ Вследствие уменьшения числа утечек и разливов – рост показателей ОТ/ПБ/ООС; переход на метанолозамещающие реагенты – снижение рисков в области охраны труда ОТ/ПБ/ООС Вследствие уменьшения числа утечек и разливов – снижение риска потери репутации и административно-уголовного преследования Репутация Снижение затрат на добычу, основанное на уменьшении числа ремонтов утечек, замен трубопроводов, скважинного и промыслового оборудования, простоя скважин под ПРС, внутрисменных потерь Добыча Снижение кап. затрат на новое оборудование в связи с продлением срока службы существующего погружного и наземного оборудования Затраты Новый тип контрактов с единой ответственностью за СУХ и за Целостность оборудования, т.е за внутреннюю и наружную коррозию (в т.ч. работы по ингибированию, диагностированию, обслуживанию систем ЭХЗ и замена дефектных участков линейных нефтепромысловых трубопроводов). Заключение долгосрочных договоров (min на 3 года). Перспективы

Юридический адрес: , г.Тверь, ул. Вольного Новгорода, 5 Почтовый адрес: , г. Москва, а/я 32 Фактический адрес: г.Москва, Большой Афанасьевский переулок, д.15, строение 1 Телефон / факс: (495) , Менеджмент: Директор – Коростелев Николай Валерьевич Заместитель директора по нефтесервисам – Макаров Юрий Владимирович Руководитель группы по антикоррозионному сервису – Лысов Андрей Александрович Менеджер по химическому сервису – Никитин Дмитрий Михайлович Координатор работ по химическому мониторингу – Фракийский Евгений Валентинович Контакты