Oil&Gas Eurasia July-August

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS - UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

«Роснефть» и BP

Крупная арктическая сделка сорвалась

p. / стр. 16

Rosneft and BP –

p. / стр. 8

Why Their Big Arctic Deal Failed

Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли П б

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 22

Gazprom and EU Still Wrangle While Gaz de France Agreed Terms Til 2030 Long Ago «Газпром» продолжает переговоры с Евросоюзом, хотя ещё Gaz de France согласовал условия до 2030 года

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Summer is Great but the Conference Season Approaches Прекрасному лету на смену приходит сезон конференций

Печатная версия 9153 рублей – 915 рублей = 8237 руб Электронная версия 12276 рублей- 1227 рублей = 11048 руб и Наш индексы е исны гах подпв катало

34 * * *ос*сии»: 4256832 сса Р и»: 1 « П р е та Росси 8 4 5 5 2 : «Поч п е ч а т ь » «Рос

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

D

iamonds in the snow. Did you notice them scattered on the ice floes pictured on our cover? OGE’s Chief Designer Peter Degtyarev crafted the image as a metaphor that speaks to the wealth that lies beneath the ice and even further beneath the sea bottom.

We are focusing our July-August issue on the offshore and the search for these hidden treasures. This issue of OGE will be distributed at two offshore conferences, Russian Artic Offshore CIS in St. Petersburg and Offshore Europe. Visit www. oilandgaseurasia.com and click the “Events” section for more information.

It is at conferences like these that decision makers and technical specialists exchange ideas on how best to develop these subsea riches. The environment in which they work is extreme and the technologies needed to conquer them are complex and expensive.

Our cover story is an inside look at what went wrong with Rosneft’s attempt to partner with BP on Russian Arctic projects. We know the deal went wrong and we know why. BP and TNK-BP are family and they quarrel among themselves a lot.

Unfortunately these family quarrels happen a lot in Russian business and all too often they are interpreted outside of Russia as “anti-foreign investment.”

That’s not true. TNK-BP was sticking up for its contractual rights. And now Rosneft is looking for new partners. And top of the list are the Chinese. Rosneft is talking with CNPC, Sinopec and CNOOC, but also with Exxonmobil, Shell, and the Indian nation-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Оформи подписку на 2012 год до 30 сентября и получи 10% скидку, позвонив в редакцию по телефону +7 495 781 88 37 или через подписное агентство • ОАО “АРЗИ” тел: (495) 680-94-01 www.arzi.ru • ООО “Информнаука” тел: (495) 787-38-73 www.informnauka.com • ООО “ИНТЕР-ПОЧТА-2003” тел: (495) 225-67-65 www.interpochta.ru • ООО “Межрегиональное агентство подписки” тел: (495) 648-93-94 www.map-smi.ru/ru

• ОАО Агентство “Роспечать” тел: (495) 921-25-39, www.rosp.ru • ГК “Урал-Пресс” тел: (495) 789-86-39 www.ural-press.ru • ЗАО”МК-Периодика” тел: (495) 672-70-89 www.periodicals.su

1

#7-8 July–August 2011

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА al oil company ONGC, and Brazil’s national oil company Petrobras. As OGE quotes Rosneft president Eduard Khudainatov: “The whole world is interested in the Arctic.”

Rosneft’s immediate objective in working with a foreign partner in the Arctic is to legitimize the assets it acquired from the nationalization of YUKOS. Concluding an agreement with a “brand name” in the global oil and gas industry would require a level of due diligence that would disperse the cloud that hangs over the YUKOS deal.

But the real thing to watch, in my opinon, is the prospect of the Russian state selling off control of Rosneft sometime in the next few years. Such a development would open the door to a foreign company actually owning assets in the Russian Arctic.

Times are changing We continue this global theme into the technology section this month with a guest technology article from Vitaly Chernikov, an engineer with Lufkin Industries.

Though Russian operators favor the ESP as an artificial lift solution far more than their colleagues outside of Russia, when it comes to heavy oil, beam pumping units are the best. There is plenty of heavy oil in Tatarstan, Krasnodar and Komi where Russian operators do use beam pumping units. In his contribution to Oil&Gas Eurasia, Chernikov gives readers a wider perspective with information on how high technology equipment, such as Lufkin’s Mark II pumping units were able to resolve artificial lift problems in Venezuela.

Finally, I’d like to put in a plug yet again for the SPE Arctic & Extreme Environments Conference & Exhibition October 18-20 in Moscow. Don’t forget that Oil&Gas Eurasia is the official publication of the event and we’ll be also producing the show daily newspaper and the official exhibition catalogue. Visit oilandgaseurasia.com and click on the SPE banner.

Meanwhile, enjoy the rest of the summer. We look forward to meeting you on the conference trail in September and October. In addition to the offshore events mentioned above, you’ll find Oil&Gas Eurasia at events in West Siberia in September including Tyumen and Surgut, also the EPC downstream technical conferences that occur each year in Moscow. And of course there is KIOGE in early October.

See ya’ll there.

А

лмазы в снегу. Вы заметили, что они разбросаны на льдинах? Петр Дегтярев, главный дизайнер НГЕ, создал этот образ как метафору, приоткрывающую тайну несметных сокровищ, сокрытых подо льдом и дном морским. Тема этого номера – освоение шельфа и поиск сокровищ, таящихся в морских глубинах. Номер будет распространяться на двух конференциях, посвященных освоению шельфа – Международной выставке и конференции по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ в Санкт-Петербурге и Европейской нефтегазовой выставке оффшорных технологий – Offshore Europe. Дополнительная информация представлена на сайте www.oilandgaseurasia.com в разделе «События». Именно на таких выставках происходят встречи специалистов-инженеров с «лицами, ответственными за принятие решений», с последующим обменом мнениями по вопросу оптимального освоения «кладовых Нептуна». Из-за экстремальных условий работы и технологий, используемых для разработки подводных месторождений, подобные проекты весьма сложны и дорогостоящи. Главной темой номера стал анализ попытки создания стратегического альянса между «Роснефтью» и BP с целью освоения российского арктического шельфа. Причины, по которым «сделка века» не состоялась, известны. BP и ТНК-BP – «члены одной семьи», которые часто ссорятся друг с другом. Подобные «семейные ссоры» в российском бизнесе нередки. Проблема в том, что за пределами России они часто воспринимаются как «противодействие иностранным инвесторам». Это не так. Компания ТНК-BP всего лишь отстаивала свои права по договору. Что касается «Роснефти», ей теперь приходится искать новых партнеров. И возглавляют список потенциальных партнеров китайцы. «Роснефть» ведет переговоры с CNPC, Sinopec и CNOOC. В списке также Exxonmobil, Shell, ONGC – национальная нефтяная компания Индии и бразильская Petrobras. Как сказал президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов, «весь мир интересуется Арктикой». Первоочередная задача «Роснефти» при работе с иностранным партнером в Арктике – это легитимация активов, приобретенных в результате национализации «ЮКОСа». Заключение соглашения с фирмой, имеющей вес в мировой нефтегазовой отрасли, требует определенного уровня благонадежности, которая бы развеяла завесу над сделкой с «ЮКОСом». Но особое внимание, по-моему, стоит обратить на перспективу продажи государством контрольного пакета акций «Роснефти» в ближайшие несколько лет. Такое развитие событий позволит иностранным компаниям фактически стать владельцем активов в российской Арктике.

Времена меняются Тему международного сотрудничества продолжит и раздел технологий – его гостем в этом месяце стал инженер Lufkin Industries Виталий Черников. По сравнению с зарубежными коллегами, российские операторы предпочитают использовать для механизированной добычи УЭЦН. Однако, когда речь идет о тяжелой нефти, лучше станков-качалок ничего не найти. В Татарстане, Краснодарском крае и Коми много тяжелой нефти, и для ее добычи российские компании как раз и используют станкикачалки. В своей статье Черников рассказывает именно о том, как высокотехнологичное оборудование – в частности, насосные установки Mark II компании Lufkin – помогло решить проблему механизированной добычи в Венесуэле. В заключение хочу еще раз напомнить о Конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, которая состоится 18-20 октября в Москве. Не забудьте, что «Нефть и газ Евразия» является официальным изданием этого мероприятия. Мы также будем выпускать ежедневный бюллетень и официальный каталог выставки. Узнать подробности можно на сайте www.oilandgaseurasia.com, нажав на баннер SPE. Мы также надеемся встретиться с вами на конференциях в сентябре и октябре. Кроме вышеупомянутых конференций, посвященных вопросам освоения шельфа, НГЕ будет представлен на конференциях и выставках, организуемых в сентябре в Западной Сибири, в том числе в Тюмени и Сургуте, а также на технических конференциях, посвященных процессам проектирования, МТО и строительства объектов для транспортировки и переработки углеводородов, ежегодно проводимых в Москве. И не забудьте о KIOGE, которая состоится в Казахстане в начале октября. Но лето еще продолжается, наслаждайтесь им, и до новых встреч!

2

Oil&GasEURASIA

řŎœŔʼnŕʼn

18 –20 ŷųŻƈŪŹƈ 2011 ŕŷźųūũ, ŋŋş, ŸũūűŴƅŷŶ ɏ 75

řũźųŹŷŲŻŮ űźŻűŶŶƄŲ ŸŷŻŮŶſűũŴ ʼnŹųŻűųű Ŷũ œŷŶŽŮŹŮŶſűű ű ŋƄźŻũūųŮ SPE Ÿŷ ŹũŰŹũŪŷŻųŮ ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ ū ŷźŴŷůŶŮŶŶƄž żźŴŷūűƈž ű ʼnŹųŻűųŮ

ŌŮŷŴŷŬűƈ ű ŹũŰūŮŭųũ ŊżŹŮŶűŮ ű źŻŹŷűŻŮŴƅźŻūŷ źųūũůűŶ řũŰŹũŪŷŻųũ ŶũŰŮŵŶƄž ű ŵŷŹźųűž ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ śŮžŶŷŴŷŬűƈ ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŭŷŪƄƀũ ŖŷūŮŲƁűŮ ŻŮžŶŷŴŷŬűű ű ŸŹŮŭŮŴƄ űž űźŸŷŴƅŰŷūũŶűƈ ʼnŹųŻűƀŮźųűŮ ŻŹżŪŷŸŹŷūŷŭƄ

œũŭŹŷūƄŮ ŹŮźżŹźƄ ŘŹŷŵƄƁŴŮŶŶũƈ ŪŮŰŷŸũźŶŷźŻƅ, ŷžŹũŶũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭƄ, źŷſűũŴƅŶũƈ ŷŻūŮŻźŻūŮŶŶŷźŻƅ śŮžŶűƀŮźųűŮ Űũŭũƀű ű ŶŮŹŮƁŮŶŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŚŪŷŹ ŵŮŻŮŷŹŷŴŷŬűƀŮźųűž ű ŵŷŹźųűž ŭũŶŶƄž ű ŶũŪŴƇŭŮŶűƈ Űũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭŷŲ

z ŖŷūŷŮ ŻŮžŶűƀŮźųŷŮ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűŮ żŹŷūŶƈ b2b ŭŴƈ źŸŮſűũŴűźŻŷū ŶŮŽŻŮŬũŰŷūŷŲ ŷŻŹũźŴű ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŷźŻżŸũ ų ŶŷūŮŲƁűŵ ŻŮžŶŷŴŷŬűƈŵ, ŹũŪŷŻũŵ ūŮŭżƂűž ŻŮžŶűƀŮźųűž źŸŮſűũŴűźŻŷū, űŶůŮŶŮŹŷū ű ƆųźŸŮŹŻŷū, ŸŴũŻŽŷŹŵũ ŭŴƈ ŸŹŷŽŮźźűŷŶũŴƅŶŷŬŷ ŷŪƂŮŶűƈ ű ŷŪŵŮŶũ ŵŶŮŶűƈŵű z œŷŶŽŮŹŮŶſűŷŶŶũƈ ŸŹŷŬŹũŵŵũ, źŷźŻũūŴŮŶŶũƈ SPE, Ÿŷŭ ŷŪƂŮŲ ŻŮŵŷŲ «ŦųźŻŹŮŵũŴƅŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŭŴƈ řũŰūŮŭųű ű ōŷŪƄƀű» ŚŹŮŭű ŭŷųŴũŭƀűųŷū Ŷũ ŸŴŮŶũŹŶƄž źŮźźűƈž, ŻŮŵũŻűƀŮźųűž ŰũūŻŹũųũž ű ŷŪŮŭũž - ŸŹűŰŶũŶŶƄŮ ƆųźŸŮŹŻƄ ŷŻŹũźŴű, ū ƀűźŴŮ ųŷŻŷŹƄž ŋŴũŭűŵűŹ ŋŴũŭűŵűŹŷū (ŋűſŮ-ŌżŪŮŹŶũŻŷŹ ŨŖʼnŗ), ŊűŴŴ ŚųŷŻŻ (ŜŸŹũūŴƈƇƂűŲ, ʼnŹųŻűƀŮźųűŲ şŮŶŻŹ, ųŷŵŸũŶűƈ Chevron Canada Limited), œŹűźŻűũŶ Ŋżųŷūűƀ (ŋűſŮ-ŸŹŮŰűŭŮŶŻ Ÿŷ ŬŮŷŴŷŬŷŹũŰūŮŭųŮ Ÿŷ řŷźźűű ű ŚŖŌ, Shell Exploration and Production Services) ŘŷŴŶżƇ ūŮŹźűƇ ŸŹŷŬŹũŵŵƄ ųŷŶŽŮŹŮŶſűű ŵŷůŶŷ ŰũŬŹżŰűŻƅ Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.com/ru z ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ żƀũźŻűƈ – «őŶųżŪũŻŷŹ ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ» ŋŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŴƈ ŹũŰūűūũƇƂűžźƈ, űŶŶŷūũſűŷŶŶƄž ųŷŵŸũŶűŲ ŸŹŷŭŮŵŷŶźŻŹűŹŷūũŻƅ źūŷű ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŸŹűŵŮŶŮŶűŮ ŶŷūƄž ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ ŚūƈůűŻŮźƅ ź Ŷũŵű źŮŲƀũź, ƀŻŷŪƄ ŰũŹŮŰŮŹūűŹŷūũŻƅ źŻŮŶŭ Ŷũ ūƄźŻũūųŮ! œŷŶŻũųŻƄ ū ŕŷźųūŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŚűŻŶűųŷūũ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +7 (495) 937 6861, ŭŷŪ. 136. E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru œŷŶŻũųŻƄ ū ŔŷŶŭŷŶŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŨſŮŶųŷ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +44 (0) 20 8910 7194. E-mail: nataliya.yatsenko@reedexpo.co.uk ŘŷŭŹŷŪŶũƈ űŶŽŷŹŵũſűƈ ŷ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűű – Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.ru ŘŴũŻűŶŷūƄŮ źŸŷŶźŷŹƄ

ŐŷŴŷŻŷŲ źŸŷŶźŷŹ

ŚŸŷŶźŷŹƄ

ŗŹŬũŶűŰũŻŷŹƄ

ŗŗŗ «řűŭ ŦŴźűūŮŹ»

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Summer is Great but the Conference Season Approaches Прекрасному лету на смену приходит сезон конференций

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ 16

A Difficult Road to the Arctic Трудный путь в Арктику GAS SUPPLY | ПОСТАВКИ ГАЗА

Russia, Europe Talk Energy&Gas Российский газ для Евросоюза: переговоры продолжаются

22

DRILLING | БУРЕНИЕ

Shtokman Drilling: Peculiarities in the Process Бурение на Штокмане: особенности процесса

28

EVENT | СОБЫТИЕ

MIOGE 2011: Fuel and Energy Sector Under Revamp MIOGE 2011: ТЭК в стиле «модерн»

32

MARKETS | РЫНКИ

Kazakhstan Corrects Its Mistakes Казахстан работает над ошибками

36

OFFSHORE ARCTIC | АРКТИЧЕСКИЙ ШЕЛЬФ

Renewed Optimism in the European Oil and Gas Sector Европейский нефтегазовый сектор с оптимизмом встречает будущее

40

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Reaching Parts of the Reservoir That Other Technologies Can’t Reach Новые технологии помогут в разработке труднодоступных участков месторождения

46

EXPLORATION | РАЗВЕДКА

The Geosoliton Component in the Prediction and Delineation of Oil and Gas Deposits Геосолитонная составляющая при прогнозе и картировании залежей нефти и газа

50

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ

Flexible Strategy VZBT Offers Equipment Leasing to the Customers

Гибкое реагирование

58

ВЗБТ предлагает свою продукцию в лизинг КАДРЫ

PGS Strengthens Team in Russia PGS укрепляет команду в России

61

SEISMIC SURVEY | СЕЙСМОРАЗВЕДКА

Sibneftegeofizika: Make Oil Exploration Easier Есть с кем идти в разведку

62

INNOVATIONS | ИННОВАЦИИ

Searching for New Horizons Новые перспективы 4

64 Oil&GasEURASIA

Ïåðåäîâûå òåõíîëîãèè îáðàáîòêè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ â Ðîññèè

Çíàíèå ñåéñìîãåîëîãè÷åñêèõ óñëîâèé

íûé îïûò Ìåæäóíàðîäíûé

Ïåðåäîâàÿ òåõíîëîãèÿ

Ðåøåíèå ñàìûõ ñëîæíûõ ñåéñìè÷åñêèõ çàäà÷ – íàøà ñïåöèàëèçàöèÿ Àëüÿíñ LARGEO-ION îáúåäèíÿåò òåõíîëîãè÷åñêóþ ìîùü ãðóïïû ION GXT Imaging Solutions ñî çíàíèåì ðîññèéñêîãî ðûíêà è áîëüøèì îïûòîì îáðàáîòêè ãåîôèçè÷åñêèõ äàííûõ êîìïàíèè ËÀÐÃÅÎ è ïðåäîñòàâëÿåò íåôòåãàçîâûì êîìïàíèÿì â Ðîññèè è ÑÍà óíèêàëüíûå âîçìîæíîñòè ïåðåäîâûõ òåõíîëîãèé GXT, âêëþ÷àÿ: ðàñ÷åò ñòàòè÷åñêèõ ïîïðàâîê è îáðàáîòêó äàííûõ - äëÿ ðåãèîíîâ ñî ñëîæíûìè ïðèïîâåðõíîñòíûìè ñêîðîñòíûìè àíîìàëèÿìè îáðàáîòêó äàííûõ øèðîêîàçèìóòàëüíûõ ñúåìîê – äëÿ ìîðñêèõ è íàçåìíûõ ñåéñìè÷åñêèõ èññëåäîâàíèé 3D ñ ïîëíûì íàáîðîì óäàëåíèé ïî êàæäîìó àçèìóòó 3D SRME – äëÿ ýôôåêòèâíîãî ïîäàâëåíèÿ êðàòíûõ îòðàæåíèé îò ñâîáîäíîé ïîâåðõíîñòè ïîñòðîåíèå ñêîðîñòíîé ìîäåëè – ìåòîäîì ãèáðèäíîé ñåòî÷íîé òîìîãðàôèè 3D ñ âûñîêèì ðàçðåøåíèåì ïîëíûé êîìïëåêñ àëãîðèòìîâ ãëóáèííîé ìèãðàöèè äî ñóììèðîâàíèÿ (PreSDM) – ìåòîä Êèðõãîôà, ëó÷åâîé ìåòîä, ìèãðàöèÿ ìåòîäîì âîëíîâîãî óðàâíåíèÿ (WEM) è ìèãðàöèÿ ìåòîäîì îáðàùåííûõ âðåìåí (RTM), âêëþ÷àÿ àíèçîòðîïíóþ ìîäåëü TTI RTM – äëÿ îòîáðàæåíèÿ âåðòèêàëüíûõ áîðòîâ ñîëÿíûõ òåë, à òàêæå ñòðóêòóð, ðàíåå ñêðûòûõ ñîëüþ îáðàáîòêà ìíîãîâîëíîâûõ äàííûõ – îïèñàíèå ñëîæíûõ êîëëåêòîðîâ ñ ïîäàâëåíèåì ïîìåõ è èñïîëüçîâàíèåì âñåõ ïðåèìóùåñòâ ïîëíîãî âîëíîâîãî ïîëÿ, ðåãèñòðèðóåìîãî îäíîòî÷å÷íûìè äàò÷èêàìè òèïà VectorSeis

Äîïîëíèòåëüíàÿ èíôîðìàöèÿ ñîäåðæèòñÿ íà ñàéòàõ largeo.com è iongeo.com/Russia.

+

#7-8 July–August 2011

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

Cables That Perform Better Канаты, работающие лучше

66

GYROSCOPES | ГИРОСКОПЫ

New Heights for Downhole Drilling Новые высоты для наклонно-направленного бурения

69

INFORMATION SYSTEMS | ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ

Advantages of LIMS Integration with Corporate Information Systems – Meet Solutions from Thermo Fisher Scientific Преимущества интеграции LIMS с корпоративными информационными системами – решения от Thermo Fisher Scientific

72

DOWNHOLE TOOLS | ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Funing Hongda Petrochemical Machinery Co. Presents Innovative Technical Equipment for Russian Oil&Gas Sector

74

Компания Funing Hongda Petrochemical Machinery Co предлагает инновационное технологическое оборудование для нефтегазовой отрасли России ENGINEERING SURVEYS | ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

Advanced Offshore Sakhalin Development Technology Современные технологии освоения Сахалинского шельфа

76

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ «ВЗБТ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Cover INOVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover Offshore Arctic . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Зульцер Хемтех» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEF Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Елена Жук edit@eurasiapress.com

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

SENIOR EDITOR Olga Hilal CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER COLLAGE Pyotr Degtyarev TRANSLATION Predstavitel Service, Sergei Naraevsky

U.S. SALES 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 EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (495) 781 8837 Fax: +7 (495) 781 8838

ITALY SALES Dario Mozzaglia dario@eurasiapress.com Tel.: +39 010 583 684 Fax: +39 010 566 578 CASPIAN SALES Medina Pashaeva, Lala Abdullayeva media@cbnmail.com Tel.: +99 412 4933189, +99 412 4934507 Fax: +99 412 4932478 Mobile: +99 450 2223442

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex ФОТОКОЛЛАЖ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД «Представитель Сервис», Сергей Нараевский РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina (Rus) Anna Bovda (Eng/Rus) sales@eurasiapress.com

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина Анна Бовда sales@eurasiapress.com

6

Alcoa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 «Новая Эра» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 PGS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 Linde. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 «Питер Газ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 «Сибнефтегеофизика». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 «БКО». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 «Северсталь-метиз» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

AUTUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 PDC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Mac Gregor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Lufkin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17, 19 Hyperion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Nalco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

67/1 Koptevskaya Ul., Suite 111, Moscow 125009, Russia.

Tel./Fax: +7 (495) 781 8837 / 781 8836.

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).

ISSN 1812-2086 Press Run: 12,000 © 2011, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

125009, Москва, ул. Коптевская, д. 67/1, офис 111. Тел./факс: +7 (495) 781-88-37, 781-88-36. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован 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), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 12 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2011, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Baker Hughes Introduces State-of-theArt Vessel to Its Global Deepwater Fleet

В международной флотилии Baker Hughes для глубоководных операций появилось современное судно

● The Blue Tarpon vessel is designed for high-rate, high-volume stimulation treatments in demanding offshore operations.

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Baker Hughes announced the launch of its state-ofthe-art fracturing and stimulation vessel, the Blue Tarpon™.

The 300-foot ship, one of the world’s largest stimulation vessels and the seventh vessel in the Baker Hughes fleet, is designed to provide high-rate and high-volume stimulation treatments for demanding offshore operations. With one of the largest proppant and fluid-carrying capacities in the world, the ABS† class-certified ship can perform complex, multiple-zone completions without traveling back to port for resupply.

● Судно Blue Tarpon™ предназначено для выполнения высокоинтенсивных масштабных работ по обработке пласта с целью вызова притока при реализации сложных морских проектов.

With a maximum pump rate of 80 barrels per minute, proppant capacity of 2.1 million pounds, and accommodations for up to 44 people, the Blue Tarpon is designed to perform round-the-clock operations in deepwater plays.

The vessel’s 10 separate high-pressure pump units – housed in a fully enclosed structure to protect the equipment from the environment – can deliver up to 24,000 hydraulic horsepower and pump up to 32,000 pounds of proppant per minute. The Blue Tarpon also features a DP-2 dynamic positioning system with twin bow thrusters and a stern thruster specifically designed to operate safely in the widest possible weather and sea conditions.

Компания Baker Hughes объявила о спуске своего новейшего судна Blue Tarpon™, предназначенного для ГРП и интенсификации добычи. Одно из крупнейших судов по интенсификации в мире и седьмое судно в составе флота Baker Hughes, Blue Tarpon, длиной 91 м, предназначено для выполнения высокоинтенсивных масштабных работ по обработке пласта с целью вызова притока при реализации сложных морских проектов. Судно имеет одни из лучших характеристик в мире по возможности перевозки значительных объемов проппанта и жидкости и может выполнять сложное многопластовое заканчивание без необходимости возвращаться в порт для дозаправки. Судно сертифицировано Американским бюро судоходства (ABS). Максимальная мощность насоса судна – 80 барр./мин (9 250 л/мин) в минуту, объем проппанта – 2,1 млн фунтов (952,5 т). Судно рассчитано на команду из 44 человек. Blue Tarpon может круглосуточно выполнять работы на глубоководных месторождениях. Судно оснащено 10 насосами высокого давления, которые размещаются в полностью отгороженном отсеке для защиты оборудования от внешних воздействий. Насосы обеспечивают гидравлическую мощность 24 тыс. л.с. и скорость закачки до 32 тыс. фунтов (14,5 т) проппанта в минуту. Blue Tarpon также оснащено системой динамической стабилизации DP-2 с двойным НПУ и одним кормовым ПУ. Система спроектирована специально для обеспечения безопасной работы в любых метеорологических и морских условиях.

Linde выпустила серию портативных газоанализаторов G-TECTA™ Компания Linde Gases, подразделение Linde Group, объявила о начале выпуска новой серии портативных приборов обнаружения газа G-TECTA™. Разработанные для простоты использования и максимальной защиты от опасных условий труда, газоанализаторы G-TECTA ™ подходят для людей, работающих в потенциально опасных условиях, в

Linde Launches G-TECTA™ Portable Gas Detection Range Linde Gases, a division of The Linde Group, announced the launch of its new range of G-TECTA™ portable gas detection instruments. Designed for ease of use and maximum

● New range of G-TECTA™ portable gas detection instruments. ● Новая серия портативных приборов обнаружения газа G-TECTA™.

8

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

SOURCE / ИСТОЧНИК: LINDE

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

protection against hazardous working conditions, the G-TECTA™ range is suited to people working in potentially dangerous environments, including confined spaces, in industries such as petrochemicals and refining, welding, manufacturing and construction.

G-TECTA™ portable gas detectors are available in single and multi-gas versions and all are manufactured in bright red with a reflective label design to deliver high visibility when worn, ensuring compliance and safety. The multi-gas detectors, which can be configured to detect up to 26 different gases, also have upward facing visual displays, providing the user with enhanced “at-a-glance” awareness of gas levels. Additionally, all detectors are equipped with alarm systems and a vibration action so the user is also given audible and physical warnings of potentially noxious gases or oxygen displacement. G-TECTA™ sensor technology further ensures reliability and high quality gas readings by providing immediate warning indications in the case of a sensor functionality issue.

The G-TECTA range is certified to meet all global safety standards including IECEx, ATEX, UL and CSA intrinsically safe approvals and international performance safety standards.

PGS Announces GeoStreamer GS (TM) – Ghost-Free Seismic Technology

SOURCE / ИСТОЧНИК: PGS

Seismic data without the source- and receiver sea surface reflections (ghosts) produce subsurface seismic images of unprecedented quality and represent removal of some of the most significant noise components that the marine seismic industry have struggled with since its beginning in the 1960s.

Four years ago PGS solved a 40-year old industry problem by eliminating the receiver ghost with dual sensor

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ том числе закрытых помещениях, в таких отраслях, как нефтехимия и нефтепереработка, сварка, производство и строительство. По количеству контролируемых газов анализаторы G-TECTA™ могут быть как одинарного, так и мультигазового исполнения. Имеют ярко-красную окраску со светоотражающей этикеткой, что обеспечивает хорошую видимость даже после длительной эксплуатации и гарантирует соблюдение требований безопасности. Мультигазоанализаторы могут обнаруживать до 26 различных газов, а дисплей на верхней лицевой стороне позволяет с одного взгляда определить уровни газа. Кроме того, все детекторы оснащены звуковой и вибрационной системами сигнализации, так что пользователь получает звуковые и физические предупреждения о потенциально вредных газах или вытеснении кислорода. Технология G-TECTA™ обеспечивает надежность и высокое качество определения газа, выдавая моментальные предупреждения в случае сбоя функциональности датчика. Серия G-TECTA сертифицирована на соответствие всем международным стандартам безопасности, включая IECEx, ATEX, аттестацию искробезопасности UL и CSA, а также соответствует международным стандартам безопасности при эксплуатации.

GeoStreamer GS (TM) – технология сейсморазведки без отражений от компании PGS Сейсмические данные, в которых нет отраженного от поверхности моря сигнала (эха), воздействующего на источник и приемник, обеспечивают изображения геологии беспрецедентного качества: в них удалены основные составляющие шума, с которыми морская сейсморазведка борется с момента своего появления в 1960-х годах. Четыре года назад PGS решили 40-летнюю проблему отрасли, устранив отраженный сигнал сейсмоприемника с помощью регистрации двойным датчиком по уникальной технологии GeoStreamer. В результате удалось значительно расширить диапазон частот сейсмических данных за счет удаления отраженного сигнала для приемника. Кроме того, двойной датчик GeoStreamer позволяет осуществлять буксировку на любой глубине без потерь для низких или высоких частот, которые случаются при традиционной технологии морской сейсморазведки. Во время штатной буксировки GeoStreamer на глубине от 15 до 25 м его уникаль-

● The PGS GeoStreamer GS (TM) introduces a new era of ghost-free, broadband seismic data. ● GeoStreamer GS (TM) от PGS открывает новый этап широкополосных сейсмических данных без помех. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

9

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ recording through its unique GeoStreamer. This results in seismic data with considerably broader bandwidth due to the removal of the receiver ghost.

Furthermore, the dual sensor GeoStreamer enables towing at any depth without compromising low- or high frequencies, as experienced by conventional streamer technology. As the GeoStreamer is routinely towed between 15 and 25 meters depth, a significant increase in operational efficiency together with a strong reduction in surface induced noise, further adds to its unique advantages.

However, the sea surface reflection on the source side still remains and represents a limiting factor in revealing the true earth response.

#7-8 July–August 2011

ные преимущества становятся очевидны: значительно вырастает эффективность работы наряду с сильным сокращением шумов, индуцированных водной поверхностью. Тем не менее, отражение поверхности моря на источник по-прежнему остается сдерживающим фактором в выявлении точной картины земных пород. На весенней конференции EAGE в Вене PGS объявили о создании своей последней разработки, GeoSteamer GS. Данная технология основана на регистрации данных, позволяющей устранить эко как для источника, так и для приемника, и получить чистый сигнал рельефа и геологии земных пород – извечную цель любой сейсморазведки.

Weatherford Reservoir Monitoring Technology Optimizes Well and Formation Performance

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

Weatherford reservoir monitoring systems include both electronic and fiber optical pressure and temperature (PT) gauges and optical hydroacoustic flowmeters. The main advantage of fiber-optic systems is that they do not contain downhole electronics, whereas optical sensors – which operate based on the Bragg grating optical technology – are non-ageing, exclusively tolerant to vibration action, excessive temperature and pressure with very good metrological characteristics.

Optical hydroacoustic flowmeters of Weatherford represents a new class of flow measurement technology, which utilizes the principles of hydroacoustic velocity measuring vortex flow of mixture – the SONAR technology, as well as measuring sound velocity, pressure and temperature. This technology allows to significantly improving performance and data reliability compared to the existing systems.

Such flowmeter is installed in a tubing string, has full bore section, and has neither exposed sensors nor optical windows, which ensures full access of the running tool to bottom-hole. However, there are various configurations: single-phase flowmeter is designed for multizone pumping of fluid or gas, multi-phase – is used for intellectual completion of high-yield producing – as a rule, multilateral – wells.

One triple-cored fiber-optic cable can simultaneously have, for instance, four PT gauges, two flow meters and suballocated temperature profile sensor in the wellbore. The cable is fixed by protectors to the outer tubing wall and goes up through the pipe hanger and well head to the surface system of signal receive-transmit and processing. Surface system transmits real-time well data to the customer’s automated process control system.

Continuous monitoring of pressure, temperature and well flow rate data is necessary to optimize well and formation performance.

Weatherford technology allows in full measure to take great challenges of production and optimization.

Разработки компании Weatherford в области подземных систем мониторинга Подземные системы мониторинга компании Weatherford включают как электронные системы, так и оптoволоконные – такие, как оптические термо-манометры и оптико-гидроакустический расходомер. Главное достоинство оптоволоконных систем в том, что они не содержат внутрискважинной электроники, а оптические датчики, использующие принцип решеток Брэгга, не подвержены старению, исключительно устойчивы к воздействию вибрации, аномально высоких температур и давлений, и при этом обладают отличными метрологическими характеристиками. Оптико-гидроакустический расходомер Optical Flowmeter представляет новый класс технологий измерения потока, в котором используются принципы гидроакустического замера скорости вихревого потока смеси – технология SONAR, а также измерение скорости звука, давления и температуры. Данная технология позволяет значительно повысить производительность и надежность данных по сравнению с существующими системами. Такой расходомер, установленный в колонне НКТ, имеет полнопроходное сечение, в нем нет выступающих или незащищенных датчиков или оптических окон, что обеспечивает полный доступ спускного инструмента к забою скважины. При этом имеются различные конфигурации: однофазный расходомер предназначен для мультизональной закачки жидкости или газа, многофазный используется для интеллектуального заканчивания высокопродуктивных добывающих, обычно многоствольных скважин. На одном 3х-жильном оптоволоконном кабеле можно одновременно установить, например, 4 термо-манометра, 2 расходомера и датчик распределенного профиля температуры в стволе скважины. Кабель крепится протекторами к наружной стенке НКТ и выводится через трубную подвеску и фонтанную арматуру на наземную систему приема-передачи и обработки сигналов. Наземная система передает данные по скважине в режиме реального времени на АСУ ТП Заказчика. Данные непрерывного мониторинга давления, температуры и дебита скважин необходимы для оптимизации работы скважины и пласта. Технологии компании Weatherford позволяют в полной мере решить сложные задачи эксплуатации и оптимизации добычи.

10

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

PGS announces its latest development, the GeoSteamer GS at the EAGE conference in Vienna in spring. This is an acquisition based solution that enables the removal of both the source and receiver ghosts thus revealing the true earth response, which for long has been the ultimate goal of any seismic experiment.

The GeoStreamer GS technology will be introduced this year, and is expected to be available in 3D in most regions of the world by 2012.

GeoStreamer GS delivers better seismic data and more efficient operations through removal of the sea-surface reflections on both the source and receiver side.

Schlumberger Releases Latest Version of its Wellbore Software Platform Schlumberger announced the release of Techlog* 2011 software, which delivers a next generation application interface and expansion of customization capabilities.

The new Pore Pressure Prediction module incorporates industry standard methods to compute the pore pressure and fracture gradients and establish the safe mud weight window to ensure safe drilling operations. The 2011 release also sees the full implementation of GeoFrame* ELAN functionality in Techlog, augmenting the existing mineral solver capabilities with the proven algorithms

FOBOS JSC (town of Rybinsk) wins «Best Small Enterprise in Industrial Production” award The National Gold Mercury Business Award ceremony was held at the World Trade Center in Moscow on June 9, 2011.

Valve manufacturer Fobos (Rybinsk) won “The Best Small Enterprise in Industrial Production” category. This award is the most prestigious in Russia in the field of business and is pro bono.

It was established by the Russian Chamber of Commerce in 2002.

Among the contestants – small Russian enterprises.

The award’s main goals are to promote entrepreneurship in Russia, give entrepreneurs the opportunity to provide the best products and services, advance domestic business models as well as to promote the ideas of social responsibility in business, strengthen the traditions of Russian entrepreneurship, and build a respectful social attitude towards business.

Fobos JSC produces ball valves with DN 6-300 nominal size for up to 16 MPa working pressure.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Технология GeoStreamer GS будет представлена в этом году, и, предположительно, будет доступна в формате 3D в большинстве регионов мира к 2012 году. GeoStreamer GS позволяет улучшить данные сейсморазведки и повысить эффективность съемки за счет удаления отражений от морской поверхности как для источника, так и для приемника.

Schlumberger выпускает новую версию своей программной платформы Wellbore Компания Schlumberger объявила о выпуске программного обеспечения Techlog * 2011, которое представляет собой прикладной интерфейс следующего поколения с расширенными возможностями индивидуальной настройки. Новый модуль прогнозирования порового давления включает в себя стандартные методы расчета порового давления, градиентов ГРП и правильного диапазона плотности бурового раствора для обеспечения безопасных буровых работ. Также в версии Techlog 2011 года в полном объеме применяется и раскрывается функциональность расширенной сети для приложения GeoFrame *, благодаря чему существующие возможности решающей программы по минеральным ресурсам дополняются проверенными алгоритмами этого приложения, уже получившего признание в отрасли. Другие продвинутые приложения, такие как

ЗАО «Арматурная компания „Фобос“» (г. Рыбинск) – лауреат номинации «Лучшее малое предприятие в сфере промышленного производства» В Москве, в Центре международной торговли, 9 июня 2011 года состоялось торжественное вручение Национальной премии в области предпринимательской деятельности «Золотой Меркурий». Лауреатом номинации «Лучшее малое предприятие в сфере промышленного производства» стало ЗАО «Арматурная компания „Фобос“» (г. Рыбинск). Эта премия является самой престижной премией в России в области предпринимательства, учреждена она была Российской Торгово-промышленной палатой в 2002 году. Конкурс проводится на безвозмездной основе среди малых предприятий, его основные цели – содействие развитию предпринимательства в России, обеспечение возможности предпринимателям представить лучшие образцы продукции и услуг, передовые отечественные бизнес-модели, а также пропаганда идей социальной ответственности бизнеса, укрепление традиций российского предпринимательства, формирование уважительного отношения общества к бизнесу. ЗАО «АК «Фобос» производит шаровые краны условным проходом DN 6-300 на рабочее давление до 16 МПа. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#7-8 July–August 2011

ЯМР (NMR) и изображение скважины (Wellbore Imaging), получили значительное обновление в этом выпуске. Версия 2011 предоставляет полную модернизацию интерфейса приложения. Новый интерфейс типа ribbon (модульная лента) сочетает в себе интуитивно понятные ярлыки с возможностями настройки, его главная задача – внести ясность и обмен знаниями непосредственно в приложении. Основным новшеством в удобстве использования является удобный режим на приборной панели, который поддерживает автоматическую фрагментацию окна, позволяя максимально использовать рабочее пространство и сократить лишние движения мышью. Кроме того, интеллектуальный выбор правой кнопкой мыши, в зависимости от контекста, предлагает часто используемые инструменты и действия непосредственно в руки пользователя. Все эти новые разработки обеспечивают существенное увеличение производительности.

12

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

● Techlog 2011 delivers a step-change in usability, together with integrated pore pressure prediction and extended mineral solver capabilities. ● Techlog 2011 – прогнозирование порового давления, расширенные возможности решающей программы, большой прогресс в удобстве использования.

from this industry recognized application. Other advanced applications such as NMR and Wellbore Imaging received significant upgrades in this release.

The 2011 release delivers a complete modernization of the application interface. The new ribbon interface combines highly intuitive icons with complete customization capability – to bring clarity and knowledge sharing directly into the application. A key innovation in usability, the convenient dashboard mode supports automatic window tiling to maximize the workspace and reduce mouse movements. Furthermore, an intelligent right-mouse-click in context brings frequently used tools and actions directly to the users’ fingertips. All of these new developments ensure a significant increase in productivity.

The powerful workflow interface enables users to create comprehensive cross-domain analysis workflows that are applicable across single or multiple wells with equal ease. Workflows can be saved and shared as templates, edited and re-applied to new data facilitating consistency, ease of use and efficient sharing of expertise across asset teams.

Мощный интерфейс рабочих процессов позволяет пользователям создавать всеобъемлющий анализ междоменных рабочих процессов, с одинаковой легкостью применимый на одиночной или нескольких скважинах. Рабочие процессы могут быть сохранены и розданы в качестве шаблонов, их можно редактировать и повторно применять к новым данным для облегчения приведения к согласованности, простоты в использовании и эффективному обмену опытом между различными группами предприятия.

Transkor-K Technology Makes It Possible to Assess the Efficiency of Pipeline Inspection Methods Used

Методика «Транскор-К» позволяет оценить эффективность инспектирования трубопроводов

The planning of pipeline overhaul and repair activities, on the basis of pig-assisted inspection, has, in general, a fairly objective nature, given that the inspection quality is stated and compared in accordance with the uniform International Standard “Specification and Requirements

Планирование ремонтов трубопроводов на базе данных внутритрубной дефектоскопии носит достаточно объективный характер, поскольку качество инспектирования декларируется и сравнивается согласно единому нормативу ISO «Спецификации и требования к инспектированию тру-

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

for Intelligent Pig Inspection of Pipelines”. However, such an assessment and comparison of NDT inspection methods is not applicable to facilities that cannot be subjected to intelligent pigging. As a result, in the bidding process, the selection of contractor to perform pipeline inspection is normally made based mostly on the economics of a proposition. At the same time, the NDT inspection branch, as a whole, needs a quantitative evaluation of qualitative indicators, as a tool for an entire range of innovation policies.

Based on its 10 years of inspection experience using the Magnetic Tomography Method (MTM), Transkor-K Research and Development Center is offering, for the experts’ attention, its methodology for assessing the comparative efficiency of different methods used in pipeline inspections, to allow the making of comparison and intelligent choice of contractors, based on the objective results of verification.

The method’s essentials are as follows: Contractor sets feasibility of anomalies revelation and indeficication. After that verification is performed meaning the establishment of correspondence between the data regarding the exact location, and the hazard level, of defective portions of a pipeline, as stated in a report, to the real parameters of the pipeline’s technical condition in the portions examined; Verification object should meet the following requirements: sufficient length; a large number of areas with metal faults; preparation of the surface for NDT inspection throughout the entire length, without having to go through protracted approval procedures regarding excavation work.

Realistic parameters of the pipeline’s technical condition are assessed either in the check pit-holes whereby, according to the GOST R 50779.30-95 requirements, the number of inspection points shall be thirty, at least.

To assess the efficiency of inspection shall be performed of the points awarded every time the inspection data concur, partially or fully, with the real parameters, using special weighting factors for such an assessment.

The method’s results are considered reliable and the stated accuracy consistent when the total points awarded, following the verification, are equal to at least 70 percent of the maximum value of the fully matching results. For example this factor for MTM for Chevron oilfield objects in Indonesia - see photo - was more than 90 percent.

Based on the findings results, a Protocol (Report) is prepared, which, in accordance with the Quality Management ISO 9001:2008 requirements, gives a merit rating to the quality of the inspection performed (assessment of the contractor’s performance efficiency).

Document can then be used as a basis for contractor selection or for acceptance of inspection data. This approach

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

бопроводов снарядами-дефектоскопами» POF. Однако для объектов, не подлежащих внутритрубному обследованию, подобная оценка методов НК невозможна. Как следствие, выбор подрядчика по инспектированию в тендерных торгах происходит на базе главным образом экономических показателей. Вместе с тем, отрасль НК в целом нуждается в количественной оценке показателей качества как инструмента всей инновационной политики. НТЦ «Транскор-К» по данным 10-летнего опыта обследований методом магнитной томографии (МТМ) предлагает вниманию специалистов методику оценки эффективности инспектирования трубопроводов различными методами для сравнения и выбора подрядных организаций по объективным результатам верификации.

Суть методики: Подрядчик указывает вероятности выявления и идентификации аномалий (POD, POI), после чего проводится верификация - оценка соответствия заявленных в отчете данных степени опасности выявленных дефектных участ-

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13

#7-8 July–August 2011

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ SOURCE: TRANSKOR / ИСТОЧНИК: ТРАНСКОР

● The approach makes it possible to improve the quality of inspection work in all stages of the pipeline transport facilities’ entire lifespan. ● Подход позволяет повысить качество работ на всех этапах жизненного цикла трубопроводов.

makes it possible to assess and improve the quality of NDT inspection work in all stages of the pipeline transport facilities’ entire life-span.

ков реальному техническому состоянию трубопровода на тех же участках; Объект для верификации должен отвечать ряду требований: достаточная протяженность; большое число участков с дефектами металла и аномалий НДС; подготовка поверхности к НК на всем протяжении без длительной процедуры согласования земляных работ. Реальное техсостояние оценивается в контрольных шурфах, причем число точек контроля согласно ГОСТ Р 50779.30-95 должно быть не менее тридцати. Расчет эффективности диагностирования происходит путем начисления баллов при частичном или полном совпадении данных отчета с реальными параметрами с использованием специальных весовых коэффициентов. Результаты метода диагностики считаются достоверными, а заявленная точность выдержанной, если набранная сумма баллов после верификации составляет не менее 70% от максимального значения при полном совпадении. Например, данный показатель для МТМ на нефтепромысловых объектах Chevron (Индонезия) - на фото - достигал более 90%. По результатам верификации составляется Протокол (Отзыв), в котором согласно СМК ИСО 9001:2008 приводится показатель качества диагностирования (эффективности работ подрядной организации). Документ является основанием для выбора подрядчика или принятия данных инспектирования. Методика позволяет оценить и повысить качество работ по НК на всех этапах жизненного цикла объектов трубопроводного транспорта.

Дополнительную информацию о новых разработках

To know more about new technologies and recent high-tech

и технологических особенностях успешных проектов

projects in the oil and gas industry, please visit

можно получить на сайте www.oilandgaseurasia.com:

www.oilandgaseurasia.com:

Контроллеры Lufkin решают многоуровневые задачи в нефтедобыче http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11607 Закачка газа в пласт станет рентабельной http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11591 Magna поручила T-Systems управление своей глобальной ИКТ

14

Successful Solution of Multi-Level Problems in Crude Oil Production http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11608 Schlumberger Releases Latest Version of its Wellbore Software Platform http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11606

инфраструктурой и ее модернизацию

Linde Launches G-Tecta™ Portable Gas Detection Range

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11558

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11528

На уватских месторождениях появились новые буровые

Eni Refining & Marketing Division Selected AspenTech’s Solution

http://www.oilandgaseurasia.ru/news/p/2/news/11514

http://www.oilandgaseurasia.com/news/p/2/news/11301

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

OFFSHORE ARCTIC

A Difficult Road to the Arctic Трудный путь в Арктику Galina Starinskaya

E

arly this year, Rosneft and ВР announced the establishment of a strategic alliance that offered the British company the prospect access to some of the largest hydrocarbon reserves in the Arctic, while giving the Russian company the right to be called an international company. In the end, however, the deal of the century failed to materialize.

A Sole Alliance

Rosneft and ВР have enjoyed partnership relations for a long time. For a number of years, both have engaged in joint geological exploration work on the Kaigan-Vasyukan license block located on the Sakhalin shelf in Russia’s Far East. Last October, the Russian state-owned company became ВР’s partner in Ruhr Oel GmbH which owns interest in four different refineries in Germany. In addition, the British company owns a small interest (1.25 percent) in Rosneft which it received in 2006 during the conduct of the so-called “people’s” IPO. Some newer forms of cooperation on a global scale have been agreed upon by Rosneft’s and ВР’s respective new CEO’s. Last September, Eduard Khudainatov became the Russian state-owned company’s new president, while Robert Dudley replaced Tony Hayward as BP’s new General Director a mere month later. In January 2011, supported by the Russian government, the two companies signed an agreement on the establishment of a strategic alliance.

Under the agreement, the Russian state-owned company was to receive 5 percent of ВР’s ordinary voting shares in exchange for 9.5 percent of its own stock (with each respective share bundle being valued at about $7.8 billion).

The companies would not be allowed to sell their respective newly-acquired stock for two years from the date of execution of the deal. Ultimately, ВР was to become the owner of 10.8 percent of Rosneft’s stock, while the Russian company was to become the second biggest owner of ВР’s stock following the BlackRock investment fund (5.9 percent).

Furthermore, the two companies had agreed on the establishment of a joint venture (67 percent interest owned

by Rosneft and 33 percent by ВР) to engage in geological exploration and development of three license blocks known as East Prinovozemelsky-1, 2 and 3 (with the combined estimated reserves of 49.7 million tons of crude, 1.8 trillion cubic meters of gas and 49 million tons of condensate) and to conduct joint operations “within the framework of offshore projects in Russia and third countries”.

Oil experts christened the Rosneft-ВР agreement the deal of the century and a mega-alliance. On the one hand, through an equity swap, the Russian company was to

16

Галина Старинская

В

начале года «Роснефть» и ВР объявили о создании стратегического альянса, который сулил британской компании доступ к крупнейшим запасам углеводородов в Арктике, а российской – право называться международной компанией. Но «сделка века» так и не состоялась.

Альянсом единым

«Роснефть» и ВР – два давних партнера. Несколько лет они совместно ведут геологоразведочные работы на Кайганско-Васюканском лицензионном участке, расположенном на сахалинском шельфе. В октябре прошлого года российская госкомпания стала партнером ВР в Ruhr Oel GmbH, владеющей долями в четырех НПЗ на территории Германии. Помимо этого, британской компании принадлежит небольшой пакет «Роснефти» (1,25%), полученный еще в 2006 году во время проведения «народного» IPO. О более глобальных формах сотрудничества договорились уже новые президенты «Роснефти» и ВР. В сентябре прошлого года Эдуард Худайнатов возглавил российскую госкомпанию, а Роберт Дадли через месяц сменил Тони Хейворда на посту генерального директора BP. Уже в январе, при поддержке правительства, компании подписали договор о создании стратегического альянса. Согласно договоренностям, российская госкомпания должна была получить 5% обыкновенных голосующих акций ВР в обмен на 9,5% своих бумаг (каждый пакет оценивается в сумму около $7,8 млрд). Эти акции компании не имели права продавать в течение двух лет с момента совершения сделки. В итоге, ВР должна была стать владельцем 10,8%-го пакета «Роснефти», а российская компания – вторым после фонда BlackRock (5,9%) акционером BP. Кроме того, компании договорились о создании совместного предприятия (67% у «Роснефти» и 33% у ВР), которое займется геологоразведкой и освоением трех лицензионных участков в Карском море – ВосточноПриновоземельских-1, 2, 3 (ресурсы оцениваются примерно в 49,7 млн тонн нефти, 1,8 трлн м³ газа и 49 млн тонн конденсата), а также о совместной работе «в рамках шельфовых проектов в России и третьих странах». Эксперты окрестили сделку между «Роснефтью» и ВР «сделкой века», «мега-альянсом». С одной стороны, российская компания, через обмен акциями, получила бы доступ к международным проектам. Именно на это была сделана основная ставка. Кроме того, перед руководством «Роснефти» поставлена задача поднять капитализацию компании в преддверии будущей продажи государством части своего пакета. Договоренности с ВР как нельзя лучше могли бы поддержать стоимость акций госкомпании. С другой стороны, ни «Роснефть», ни любая другая российOil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

receive access to various international projects. That was the main emphasis of the deal to be arranged. Furthermore, in the run-up to the expected sale by the government of part of its stock, the Rosneft management was given the task of raising the company’s capitalization. Agreements with ВР, in the best possible way, could have enhanced the state-owned company’s stock value. On the other hand, neither Rosneft nor any other Russian company have had any previous experience of working in northern latitudes, something that is essential for running processes and operating equipment. ВР was ready to offer all of that and to cover expenses for exploration work to the tune of $1 billion.

The British company’s generosity was easy to explain – first in terms of the tremendous interest in the oil and gas fields in the Russian section of the Arctic and, second in terms of ВР’s need to save its reputation and seek a new region for its operations following the disastrous Gulf of Mexico spill in April last year.

Why Has the Deal Gone Wrong?

The Russian oil and gas market is something that ВР has been familiar with for a fairly long time. In 2003, BP and Alfa Access Renova (AAR), a consortium owned by the Russian oligarchs Viktor Vekselberg, Mikhail Fridman and Leonard Blavatnik, established, on a parity basis, TNK-ВР, with a mission to operate in the territory of Russia and Ukraine. It is now Russia’s third biggest company in terms of oil reserves and crude oil production volumes. TNK-ВР yields high dividends for the British company and gives it nearly a quarter of its crude oil production, while also giving it a lot of headaches. In 2008, an acrimonious row flared up between the various TNK-ВР shareholders, with ВР and AAR failing to agree on the joint venture’s corporate strategy. The British shareholders felt that TNK-ВР was expected only to operate in Russia alone, while their partners saw great prospects for operating overseas. The consortium came out the winner, and Robert Dudley, who was then head of TNK-ВР, had to abandon his position and was forced to leave Russia.

The Russian AAR consortium was all up in arms against the alliance between Rosneft and ВР, arguing that the agreement contravened the shareholder agreement within the TNK-ВР framework.

It was argued that, under the agreement, ВР had the right to operate in Russia exclusively through the RussianBritish company, TNK-BP. Whereas the British had singlehandedly negotiated a deal with Rosneft, with the joint venture’s board of directors not even meeting to discuss the arrangement. The consortium felt that it was necessary to replace the British company with TNK-ВР. Rosneft, however, was against such a replacement, given that, in its own opinion, TNK-ВР failed to meet several conditions as it was seen as not having the experience, know-how or technology necessary for the job and its capitalization being less than $100 billion.

In practice, without calculating all possible legal risks, ВР had placed the deal under a threat of being frustrated. Moreover, the company’s management had clearly hoped that Vice Premier Igor Sechin’s patronage and Prime Minister Vladimir Putin’s support would help bring the deal to a successful end. The government, however, decided not to intervene in the conflict. In the end, AAR was awarded a winning decision by the Stockholm Arbitration Institute Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКСПЕРТЫ В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ Объявляем об открытии нашего нового московского представительства, созданного с целью улучшения обслуживания клиентов компании в России и СНГ

На протяжении 20 лет Lufkin поставляет оборудование мирового класса для механизированной добычи, автоматизации нефтепромыслов и сервиса в России и СНГ. Сегодня активность L Lufkin fki в СНГ значительно возросла. И Используя производство в Румынии и сервисную поддержку в Уфе и Оренбурге, московское представительство позиционирует Lufkin как компанию, поставляющую правильные решения в области механизированной добычи для своих клиентов в СНГ, в срок и надежно с первого раза.

Оборудование, Сервис и Поддержка: ■

■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Автоматизация для станков-качалок, плунжерного лифта, винтовых насосов Контроллеры нагнетательных скважин Программное обеспечение автоматизации Станки-качалки Гидравлические насосные установки Оборудование плунжерного лифта Газлифт Оборудование для заканчивания скважин

Представительство в Москве: 4-й Лесной переулок, дом 4, офис 412 тел.: (495) 641-3763 e-mail: moscow@lufkin.com WWW.LUFKIN.RU

#7-8 July–August 2011

● RF Prime Minister Vladimir Putin visited Sochi-2010 IX International

Investment Forum. To the left: Head of Rosneft Eduard Khudainatov. ● Российский премьер Владимир Путин посетил IX Международный инвестиционный форум «Сочи-2010». На фото слева – президент НК «Роснефть» Эдуард Худайнатов.

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

to which the consortium had resorted for defense of its rights. The arbitration tribunal did not rule out an ultimate possibility of alliance, but it put forward a number of conditions to be met. More specifically, it allowed it to proceed with an equity swap between ВР and Rosneft, on condition that the Russian stateowned company would agree to transfer the Arctic project to TNK-ВР. The equity swap itself was made subject to a number of restrictions. As it was, the companies’ respective stocks were to be placed in a special trust fund, with stocks being only allowed to be used for investment purposes exclusively. The trust fund itself was to be managed by independent directors, with the companies not allowed to have their representatives sit on each other’s respective boards of directors. Those were, however, the sort of conditions that Rosneft was not prepared to accept. ВР sought to resolve the deadlock one way or another. It was even prepared to buy out from AAR the consortium’s own share in TNK-ВР for the sum of $30 billion, including, as an option, jointly with Rosneft. According to some unofficial reports, a reverse option was considered, too, with ВР opting out of the joint venture or paying smart money to AAR in the amount of $2 billion. The likelihood, however, of any of the TNK-ВР shareholders making a concession and selling their share of the stock was very low indeed.

Neither party was interested in doing that, given that the oil company had been a major revenue producer.

Moreover, in the event of the AAR’s shares buy-out, the British company would be hard pressed to find the means necessary, given that the company was still covering the losses caused by the oil-spill accident off the coast of the US, while Rosneft was still repaying its debts in the wake of its 2004 purchase of the YUKOS stock.

By June, it became clear that the deal between the two companies had gone wrong. Rosneft con-

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

OFFSHORE ARCTIC

ская компания не имеют опыта работы в северных широтах, необходимого оборудования и технологий. ВР готова была это предоставить, а также покрыть расходы на геологоразведочные работы в размере $1 млрд. Такая щедрость британской компании легко объяснима – во-первых, это огромный интерес к нефтегазовым месторождениям российской части Арктики, а во-вторых, ВР надо было спасать собственную репутацию и искать новый регион для работы после аварии в Мексиканском заливе, произошедшей по ее вине в апреле прошлого года.

● Vladimir Putin talks with BP chief Bob Dudley

in Novo-Ogarevo (right to left). ● Владимир Путин беседует с главой британской нефтегазовой компании British Petroleum Робертом Дадли в Ново-Огарево (справа налево).

18

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

Почему сделка сорвалась?

Российский нефтегазовый рынок для ВР давно известен. В 2003 году BP и консорциум Alfa Access Renova (AAR), который принадлежит российским олигархам Виктору Вексельбергу, Михаилу Фридману и Леонарду Блаватнику, на паритетных основах создали компанию ТНК-ВР, для работы на территории России и Украины. Сейчас она является третьей в России по размеру запасов и объемам добычи нефти. ТНК-ВР приносит британской компании высокие дивиденды, около четверти добычи, но и немало проблем. В 2008 году между акционерами ТНК-ВР разгорелся скандал. ВР и AAR не могли договориться о стратегии развития совместного предприятия. Британские акционеры считали, что ТНК-ВР должна работать исключительно в России, а их партнеры видели большие перспективы за рубежом. Победу одержал консорциум, а Роберт Дадли, который в то время возглавлял ТНК-ВР, был вынужден оставить свой пост и уехать из России. Альянс между «Роснефтью» и ВР был воспринят в штыки российским AAR, который посчитал, что договор нарушает акционерное соглашение в рамках ТНК-ВР. Ведь, согласно ему, ВР имеет право работать в России только через российско-британскую компанию. Британцы же самостоятельно договаривались с «Роснефтью», а совет директоров совместного предприятия сделку даже не рассматривал. Консорциум считал, что необходимо заменить британскую компанию ТНК-ВР. Однако «Роснефть» была против такой рокировки, по ее мнению, ТНК-ВР не отвечала ряду условий: у нее нет необходимого опыта и технологий, а ее капитализация ниже $100 млрд. Фактически, ВР, не просчитав все юридические риски, поставила сделку под угрозу срыва. Кроме того, компания явно рассчитывала, что покровительство вице-премьера Игоря Сечина «Роснефти» и поддержка премьер-министра Владимира Путина помогут довести сделку до конца. Но государство решило не вмешиваться в конфликт. В результате, правоту AAR подтвердил стокгольмский арбитраж, куда консорциума обратился для защиты своих прав. Суд не поставил крест на альянсе, но выдвинул ряд условий. В частности, он разрешил продолжить обмен акциями между ВР и «Роснефтью» при условии, что российская госкомпания согласится на передачу арктического проекта ТНК-ВР. На обмен акциями были наложены ограничения. Так, бумаги компаний должны быть помещены в специальный трастовый фонд, и использование их разрешается исключительно в инвестиционных целях. Управлять фондом поручат независимым директорам, а компании не смогут претендовать на включение своих представителей в советы директоров друг друга. Но на такие условия «Роснефть» не согласилась. ВР пыталась найти выход из тупика. Она даже готова была выкупить у консорциума AAR его долю в ТНКВР за $30 млрд, в том числе совместно с «Роснефтью». По неофициальным данным, рассматривался обратный вариант – выход ВР из совместного предприятия, а также выплаты AAR отступных в размере $2 млрд. Впрочем, вероятность того, что кто-либо из акционеров ТНК-ВР уступит и продаст свою долю была крайне мала. Обе стороны не заинтересованы в этом, так как Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭКОНОМЬТЕ ЭНЕРГИЮ И ОПТИМИЗИРУЙТЕ ДОБЫЧУ С КАЖДЫМ ХОДОМ Регенеративный VSD Lufkin Регенеративный VSD Lufkin не только оптимизирует добычу, но и повышает уровень оптимизации с каждым ходом плунжера. Регенеративный VSD Lufkin также является энергосберегающим. Он генерирует электричество, обеспечивая работу насоса и поступление дополнительной энергии в электросеть. Новые компоненты ■ ■ ■

Новая VSD технология Интегральное байпассирование инвертора Новая комплектация

Преимущества

■ ■

Низкогармонические искажения Исключает необходимость использования резисторов для динамического торможения Снижает потребление электричества Повышает надежность и увеличивает МРП

■

Контроллер системы ШГН LWM, интегрированный с VSD ■ Единый машинный интерфейс ■ Снижение эффекта «всплытия штанг» ■ Возможность использования совместно с ШГН или винтовым насосом ■ Одновременное обеспечение работы нескольких ПШГН ■ Защита редуктора ПШГН от избыточного крутящего момента ■ Изменение скорости при движении плунжера вверх и вниз Автоматический рестарт после сбоя/остановки

■ ■

Использует проверенные технологии ■

E-MAIL: MOSCOW@LUFKIN.COM WWW.LUFKIN.RU

OFFSHORE ARCTIC firmed that officially, while not rejecting its plans for cooperation with ВР and, apparently, bearing no grudge against it for the deal’s failure, even though it had previously threatened lawsuits. The British company, however, found itself in a more complicated situation, given that its shareholders were very unhappy with Robert Dudley’s actions and, on top of that, its relations with the AAR consortium were ruined, even though they had never been perfect before. “We’ll just go on living together like a couple of quarrelsome spouses,” one TNK-ВР top manager told Oil&Gas Eurasia.

Rosneft’s Looking for New Partners

While ВР was trying to make good with AAR, Rosneft was not wasting time either. The company had started negotiations with other foreign oil and gas corporations.

Some of those on its negotiating list included the Chinese CNPC, CNOOC and Sinopec, the American ExxonMobil, the Indian ONGC, the British Shell and the Brazilian Petrobras. “We are looking into possibilities of partnership with Chinese, Indian and other companies. I mean to say the whole world is interested in the Arctic,” in the words of Rosneft President Eduard Khudainatov spoken last March.

The foreign companies’ interest in Russian offshore areas is truly colossal. Rosneft, too, needs partners to pursue its projects. Last year, without holding tenders, the Russian government granted Rosneft three new fields in the Kara Sea (under earlier plans they were to be developed jointly with ВР) and the Southern Russian block on the Barents Sea shelf. This year, the company may get a further 18 blocks, with five of them in the Barents Sea: Pomorsky, Northern Pomorsky-1 and 2, Western Matveyevsky and Southern Prinovozemelsky blocks. Rosneft has already submitted to the RF Ministry of Natural Resources a total of 28 applications for offshore blocks that it hopes to be granted before 2020, this against ten applications only from Gazprom.

The Russian company already has two American partners to work with on its offshore projects. One of them is Chevron with which the Russian state-owned company has agreed to develop the Western-Black Sea license block that includes Shatsky Ridge Field, while the other is ExxonMobil with which it plans to develop the Tuapse Trough. Its collaboration with Chevron, however, is not at all a done deal yet, given that company’s certain doubts about the data concerning the in-place hydrocarbon reserves. A top manager with Rosneft has told Oil&Gas Eurasia that, given the US company’s earlier unsuccessful experience of drilling in the Black Sea off the Turkish coast, it was afraid that such a situation might be repeated again.

Alexei Mukhin, general director of the Center for Political Information, believes that ExxonMobil alone has a good chance of replacing ВР, given its vast experience and technological know-how of working on the Arctic shelf. Nevertheless, Rosneft has so far refrained from announcing any new alliances.

Rosneft’s top manager says negotiations are under way with numerous companies, with no equity swap planned with any of them. Troika Dialog analyst Valery Nesterov said that is exactly the clause in the agreement that was of greatest importance to Rosneft. He added, “Since there is no foreign company at the moment with which Rosneft could exchange shares, it is in no great hurry to make any new deals.”

20

#7-8 July–August 2011

нефтяная компания приносит немалый доход. К тому же, в случае выкупа акций AAR, британской компании сложно было бы найти средства – компания еще не покрыла ущерб от аварии и разлива нефти у берегов США, «Роснефть» же до сих пор не расплатилась с долгами после покупки в 2004 году активов «ЮКОСа». В июне стало очевидно, что сделка между двумя компаниями сорвалась. «Роснефть» это официально подтвердила, но от сотрудничества с ВР не отказалась, и, кажется, обиду на нее за провал сделки не держит, хотя ранее и грозила судебными исками. Сложнее пришлось британской компании – ее акционеры оказались недовольны действиями Роберта Дадли, к тому же испорчены были и так не идеальные отношения с консорциумом AAR. «Будем и дальше жить, как сварливые супруги», – сказал НГЕ один из топменеджеров ТНК-ВР.

«Роснефть» ищет новых партнеров

Пока ВР пыталась договориться с AAR, «Роснефть» время не теряла. Компания начала переговоры с другими зарубежными нефтегазовыми корпорациями. В списке были китайские CNPC, CNOOC и Sinopec, американская ExxonMobil, индийская ONGC, британская Shell, бразильская Petrobras. «Мы рассматриваем партнерство с китайскими, индийскими и другими компаниями. Я хочу сказать, что весь мир интересуется Арктикой», – говорил в марте президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов. У иностранных компаний интерес к российскому шельфу действительно колоссальный. Однако и «Роснефти» нужны партнеры в проекты. Так, в прошлом году государство передало ей без конкурса три месторождения в Карском море (планировалось разрабатывать вместе с ВР), а также Южно-Русский участок на шельфе Баренцева моря. В текущем году компании могут достаться еще 18 участков, из которых пять находятся в Баренцевом море: Поморский, Северо-Поморский-1 и 2, Западно-Матвеевский и Южно-Приновоземельский участки. Всего «Роснефть» подавала в Минприроды 28 заявок на шельфовые участки, которые она рассчитывает получить до 2020 года, а «Газпром» – лишь десять. У российской компании уже есть два американских партнера по морским проектам. С Chevron госкомпания договорилась разрабатывать Западно-Черноморский лицензионный участок, который включает месторождение Вал Шатского, а с ExxonMobil – Туапсинский прогиб. Однако сотрудничество с Chevron пока не очевидно – компания засомневалась в данных о запасах углеводородов. Топ-менеджер «Роснефти» пояснил НГЕ, что у американской компании был неудачный опыт бурения в Черном море у берегов Турции, поэтому она боится повторения ситуации. Гендиректор Центра политической информации Алексей Мухин считает, что наибольший шанс заменить ВР есть лишь у Exxon, имеющей огромный опыт и технологии работы на арктическом шельфе. Тем не менее, «Роснефть» до сих пор не объявила о новых альянсах. Топ-менеджер «Роснефти» говорит, что переговоры ведутся со многими компаниями, но ни с одной обмен акциями не предусматривается. Как раз этот пункт договора был важен для «Роснефти», отмечает аналитик «Тройка Диалог» Валерий Нестеров. «Ни с одной зарубежной компанией она не смогла бы сейчас обменяться акциями, поэтому и не торопиться заключать новые сделки», – полагает эксперт.

Oil&GasEURASIA

© 2011 Thermo Fisher Scientific Inc. All rights reserved. All trademarks are the property of Thermo Fisher Scientific Inc. and its subsidiaries.

Мы говорим об интеграции Если мы говорим об интеграции, то это время инвестиций в лабораторные информационно-управляющие системы (LIMS, Laboratory Information Management System) от компании Thermo Scientific. Наиболее успешный бизнес – тот бизнес, который применяет совершенные технологии для всего масштаба лаборатории, интегрируя персонал, информационные системы и инструменты. Мы реализуем все необходимые возможности интеграции в основе каждой системы LIMS, что позволит вам принимать своевременные и обоснованные решения, сократить сроки выхода на рынок и увеличить прибыли. Сегодня с пакетом ThermoScientific WebAccess SuiteTM все, что вам необходимо – лишь веб-браузер для полномасштабного, безопасного и быстрого доступа к любой информационной системе Thermo Scientific из любой точки планеты. Внедрение любой системы LIMS Thermo Scientific посредством Web – не настало ли время для этого? Это ваше время! ООО “Иперион Системс Инжиниринг (Рус)” Тел +7 495 504 04 77 Факс +7 495 504 04 78 info@hyperionsystems.ru Россия, 125040, Москва, ул. Скаковая 17/1

Moving science forward

Thermo Scientific CONNECTS – интеграция инструментов, информационных и производственных систем для принятия более быстрых и обоснованных решений. Подробнее о том, как CONNECTS позволяет преодолеть разрыв между лабораторными данными и производственной информацией, можно узнать, посетив сайты:

www.thermolims.ru www.thermoscientific.com/connects

GAS SUPPLY

Russia, Europe Talk Energy&Gas Российский газ для Евросоюза: переговоры продолжаются Svetlana Kristalinskaya

Светлана Кристалинская

s soon as the Third Energy Package gained force, European energy companies spoke out sharply against the document, which Russia, for one, had all along openly described as an anti-Gazprom document. Whether it was changes in the gas market that had made the Europeans more pliant or it was a double game they had played all along, the package has been adopted finally and time has come to make a deal with Gazprom – one way or the other – on natural gas deliveries. Furthermore, the EU has even voiced its readiness to support the Russian-backed South Stream gas pipeline project. Yet to this day, it is not at all 100 percent certain that the project will be free of EU regulation.

The 6 th International Conference “Energy Dialogue: Russia – European Union. Gas Aspect” held in Berlin created a certain feeling of enthusiasm in Gazprom.

After all, for many years of Europe discussing and deliberating the Third Energy Package (TEP), Gazprom, with support from the Russian government, had strongly opposed the document. Adopted in July 2009, TEP only came into effect last March.

TEP’s key provisions include the separation of the competitive and the natural-monopoly types of activities and the establishment of a special certification procedure for energy transportation operators that are controlled by foreign interests. The TEP’s structuring provisions differ for the existing and for the new gas transportation systems.

Concerning the existing gas transportation systems, the EU member states are free, at their discretion, to apply any one of the established three separation models.

The first, and also the strictest, separation model provides for complete separation based on ownership, meaning that a vertically integrated company will lose its rights of ownership and control of a gas transportation system in question.

The second model provides that a vertically integrated company will transfer its functions of a gas transportation system control to an independent sys-

разу после вступления в силу Третьего энергопакета европейские энергетические компании резко высказались против документа, который Россия прямо назвала «антигазпромовским». То ли изменения на газовом рынке заставили европейцев быть сговорчивей, то ли они вели «двойную игру» – закон уже принят, а договариваться с «Газпромом» о поставках газа нужно так или иначе. Более того, ЕС даже заявил о готовности поддержать российский газопроводный проект «Южный поток», однако 100%-й уверенности, что проект будет выведен из-под регулирования, до сих пор нет. Шестая международная конференция «Энергодиалог Россия – Евросоюз: Газовый аспект», проходящая в Берлине, привнесла определенное воодушевление в ряды «Газпрома» – все годы обсуждения Европой Третьего энергопакета (ТЭП) компания, при поддержке российского правительства, яростно выступала против документа. ТЭП был принят в июле 2009 года, но начал применяться лишь с марта этого года. Основными положениями ТЭП являются разделение конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности, а также установление особой процедуры сертификации операторов систем транспортировки энергоносителей, которые подконтрольны иностранцам. Структурные меры ТЭП отличаются для существующих и новых систем транспортировки газа. К существующим системам государства-члены ЕС вправе, по своему усмотрению, применить одну из трех моделей разъединения. Первая, самая жесткая – полное разъединение по собственности – означает, что вертикально-интегрированная компания утрачивает право собственности и контроля над системой транспортировки газа. Вторая модель предполагает, что вертикальноинтегрированная компания передаст функции по управлению системой независимому системному оператору, оставаясь собственником трубы (средняя жесткость). И третий, самый мягкий и популярный вариант, означает, что вертикально-интегрированнное предприятие передает право собственности на систему транспортиров-

A

22

С

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

ПОСТАВКИ ГАЗА PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

ки газа и все функции по ее управлению своему дочернему обществу, которое отделяется от других сегментов предприятия «надежными стенами». Каждая страна-член ЕС вправе выбрать один из трех вариантов включения положений ТЭП в свое законодательство. Что касается новых систем, к ним применяется только самый жесткий вариант – полное разделение по собственности. Единственная возможность избежать этого – добиться двухуровневого освобождения от регулирования – страной-членом ЕС, по которой проходит система, а также на уровне Еврокомиссии. В «Газпроме» заявили, что применение ТЭП может негативно сказаться на выполнении компанией своих долгосрочных контрактов на поставку газа, а также притоке инвестиций в строительство новых газопроводов в Европу. Еврокомиссия парировала, что правила ТЭП распространяются на всех поставщиков газа в Европу. Стоит отметить, однако, что Норвегия скоро утратит статус одного из основных поставщиков из-за падения запасов, а Алжир и Катар поставляют главным образом сжиженный, а не трубопроводный газ, поэтому они «не привязаны» жестко к трубопроводной инфраструктуре. В целом, Европа высказывалась за то, чтобы Россия активнее допускала иностранцев в свою газодобычу из-за сомнений в способности «Газпрома» самостоятельно обеспечить инвестирование огромных средств в обеспечение уровня добычи газа, необходимого для удовлетворения потребностей рынка. Кроме того, крупнейшие партнеры «Газпрома» пеняли ему на слишком высокие цены в долгосрочных контрактах на поставку газа, привязанных к цене нефти с лагом в шесть-девять месяцев, в то время как спотовые цены в Европе были намного меньше. Привязка к нефтяным ценам привела к тому, что в разгар мирового финансового кризиса, спровоцировавшего скачок нефтяных цен, в Европе поднялись цены на газ. При этом замалчивался факт, что спотовые цены на европейском рынке снизились не только из-за «сланцевой революции» в США, вызвавшей переизбыток СПГ на европейском рынке, но также и потому, что в кризис на европейский спотовый рынок хлынул невостребованный газ, законтрактованный по условиям take-or-pay. И вдруг, сразу после вступления закона в силу, высказывания европейцев резко изменились в пользу «Газпрома». Впрочем, желание попасть в российскую газодобычу и снизить цены закупок не пропало. Не исключено, что это всего лишь хитрый маневр – закон ведь уже принят, а европейцам нужно строить с российским монополистом долгосрочные отношения,

● Alexei Miller, Gazprom Management Committee Chairman, and

Jean-Francois Cirelli, President of Gaz de France (left to right), have signed an agreement in 2006 to prolong the existing contracts on Russian gas delivery to France until 2030. ● Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и генеральный директор Gaz de France Жан-Франсуа Сирелли (слева направо) еще в 2006 году подписали соглашение о продлении до 2030 года действующих контрактов на поставку российского природного газа во Францию.

tem operator while, at the same time, remaining the pipeline owner (medium level of strictness).

The third, and the softest and most popular, option means that a vertically integrated company will transfer its right of ownership of a gas transportation system in question, together with all its control functions, to one of its affiliated companies, which has to be “reliably insulated” from other corporate segments.

Each of the EU member states is entitled to choose between the three existing options for incorporating the TEP’s provisions into the body of its national laws.

In respect of the new systems, only the third, and the strictest, option applies, with complete separation, in terms of ownership. The only possibility to avoid doing that is to achieve a waiver of regulation through a two-tier process: from an EU member state that allows the system to pass through its territory, and at the European Commission level.

Gazprom has issued a statement saying that applying TEP principles may have negative consequences for the company’s execution of its long-term gas-supply contracts and for the prospects of attracting investments into construction projects for new gas pipelines in Europe.

The European Commission replied saying that TEP regulations apply to all gas suppliers to Europe. It Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

23

GAS SUPPLY should be noted, however, that Norway soon is likely to lose its status as a major gas supplier due to its slumping gas reserves, while Algeria and Qatar are mostly in the business of supplying liquefied natural gas rather than pipeline gas and, as a result, they are not so closely tied to the pipeline infrastructures.

On the whole, Europe has been urging Russia to allow foreigners much freer access to its gas production operations, based on their openly articulated concerns about Gazprom’s ability, on its own, to secure the massive investments into ensuring gas production capacity volumes necessary to satisfy the international market demands.

Furthermore, some of Gazprom’s major customers have all along complained of what they perceive to be the Russian company’s overly high prices set in its long-term gas supply contracts tied to the oil price with a lag of six-to-nine months, with the spot prices in Europe being much lower. Tying the gas prices to oil prices had led to a situation where, in the midst of the world financial crisis, which had precipitated a sharp rise in world oil prices, Europe saw its natural gas prices begin to rise sharply. Little attention was given to the fact that the European spot prices had gone down not only because of the so-called “Shale Gale” sweeping the USA and the ensuing LNG glut in the European market, but also because, due to that crisis, the European spot market was flooded by unclaimed volumes of natural gas, which had been earlier contracted under take-orpay conditions.

Surprisingly though, immediately following the TEP provisions entering into force, Europeans’ public statements suddenly seemed to change dramatically in favor of Gazprom. However, the desire to get into the Russian gas production industry and to have the purchasing prices lowered is still very much an issue.

Also, it could be just a smart move of sorts, given that the measure has already been adopted, while the Europeans still remain in need of building long-term relationships with the Russian gas monopoly. This is particularly true given the sharp changes in the international gas markets caused by the tragedy in Japan and by recent political developments in North Africa.

The first among the Europeans to address the conference was the Eurogas President Jean-François Cirelli, head of Gaz de France. He stressed that gas would play an even greater part in the European energy balance in the future, in particular due to further advances in technology. For instance, according to Eurogas forecasts, demand for gas in Europe will increase by 14-23 percent by 2030 reaching a volume of 640-690 billion cubic meters of gas, compared to current consumption volumes of 560 billion cubic meters of gas.

These figures from European companies considerably exceed the forecast made shortly afterwards by the European Energy Commissioner Günther Oettinger, as part of the presentation of the Russian South Stream pipeline project. “According to different forecasts, by the year 2030, the predicted demand for gas in the European Union will vary between 370 and 600 billion cubic meters of gas per year and is likely to change due to recent events in Japan,” Oettinger said.

Meanwhile, a consensus forecast presented by Gazprom predicts that, by 2020, Europe’s demand for

24

#7-8 July–August 2011

особенно на фоне резких изменений на газовом рынке, вызванных трагедией в Японии, а также политическими событиями в Африке. Первым среди европейцев на конференции выступил президент Eurogas (Ассоциации европейских газовых компаний) и глава Gaz de France Жан-Франсуа Сирелли. Он подчеркнул, что газ в будущем будет играть очень серьезную роль в энергобалансе Европы, в частности, благодаря развитию технологий. Так, по прогнозам Eurogas, спрос на газ в Европе к 2030 году вырастет на 14-23% по сравнению с нынешним уровнем потребления, составляющим 560 млрд м³, то есть до 640-690 млрд м³. Прогноз европейских компаний значительно превосходит прогнозы, озвученные чуть позднее еврокомиссаром по энергетике Гюнтером Эттингером в рамках презентации российского газопроводного проекта «Южный поток». «По различным прогнозам, к 2030 году спрос на газ в Евросоюзе варьируется от 370 до 600 млрд м³ в год, и может измениться из-за событий в Японии», – заявил Эттингер. При этом, согласно консенсус-прогнозу, представленному «Газпромом», к 2020 году потребность Европы в импортном газе составит 380 млрд м³, а к 2030 году – уже 440 млрд м³. На существенную разницу в оценках указал в ходе берлинской конференции и заместитель министра энергетики Анатолий Яновский, отметив, что Россия и ЕС договорились прийти к какому-то единому мнению и сверить расчеты. Впрочем, главной темой конференции, конечно, был Третий энергопакет. И как будто услышав, наконец, мнение европейских потребителей газа, в лице Жана Сирелли призывавших «не зарегулировать» отрасль, чтобы не «отпугнуть» инвесторов, глава Генерального директората по вопросам энергетики Еврокомиссии Филип Лоу объявил, что инвестиции в строительство газопроводов должны быть защищены. Он отметил, что Третьего энергопакета недостаточно для того, чтобы заработал европейский энергетический рынок. «Нам необходимо взаимодействие между поставщиками и потребителями», – сказал Лоу. «Необходимо убедиться в том, что у инвесторов (по строительству газопроводов – прим. ред.) будут стимулы для того, чтобы прийти в Европу», – добавил он. По мнению Филипа Лоу, российские компании должны участвовать в обсуждении положений ТЭП, чтобы их модели были востребованы. «Это не конец, а начало, с целью обозначить юридические рамки (применения положений ТЭП – прим. ред.)», – пояснил он, подчеркнув, что ТЭП должен быть понятен для всех участников рынка. Стоит отметить, что в Литве от положений ТЭП пострадал не только «Газпром», но и немецкий E.ON. Компании стали акционерами Lietuvos dujos (владельца магистральных газопроводов в стране – прим. ред.), которая, по словам заместителя председателя правления «Газпрома» Валерия Голубева, начала «слепо» применять положения ТЭП, не имея даже альтернативы поставок газа, что грозит «Газпрому» и E.ON потерей вложенных средств. Филип Лоу подчеркнул, что в рамках разделения компаний по собственности необходимо сделать так, чтобы инвестиции, сделанные собственником трубопровода, были возвращены. «Это необходимо разъяснить», – сказал он, добавив, что «Третий энергопакет – инструмент достаточно гибкий». Филип Лоу также отметил, что спрос на газ будет расти, поэтому инвесторам «попытаются придать больше уверенности». Он заявил, что Евросоюз видит ряд техноOil&GasEURASIA

â„–7-8 Đ˜ŃŽĐťŃŒâ€“Đ?Đ˛ĐłŃƒŃ Ń‚ 2011

imported gas is likely to be 380 billion cubic meters of gas, reaching 440 billion cubic meters of gas by the year 2030.

Russian Deputy Energy Minister Anatoly Yanovsky was quick to note the considerable difference in the gas demand volume estimates saying that Russia and the EU had agreed to come to an agreement of opinion and to compare notes and verify calculations.

Quite predictably, however, the main topic of discussion at the conference was the Third Energy Package.

As if finally heeding the voices of the European gas consumers who, like Cirelli, had appealed “not to overregulate� the industry so as not to scare off the investors, Philip Lowe, Director-General of the European Commission’s Directorate-General for Energy stated that investments into the construction of gas pipelines needed to be protected. He said that the Third Energy Package was not enough to get European energy markets back to work again. “We need cooperation between suppliers and consumers,� Lowe said, adding that this was “necessary to make sure that investors (into gas pipeline construction projects – editor’s note) be offered sufficient incentives to invest in Europe.�

In his opinion, Russian companies should be invited to participate in the discussion of the TEP provisions so that their own proposed models could be put to good use. “This is not an end but only a beginning with a view to spelling out a legal framework (for the application of the TEP provisions – editor’s note),�

Lowe said, stressing that TEP concepts should be grasped clearly by all of the market players.

At this point it is worth mentioning that, in Lithuania, both Gazprom and the Germany’s E.ON. have suffered as a result of the application of TEP provisions. Both corporations had earlier acquired interest in Lietuvos Dujos (the owner of the country’s gas trunk pipelines – editor’s note), which, in the words of Valery Golubev, Deputy Chairman of Gazprom Management Committee, had started applying the TEP provisions “blindly�, without having any alternative gas delivery options, thus putting both Gazprom and E.ON in danger of losing their investments there.

Philip Lowe stressed that, within the framework of company separation based on ownership, it was necessary to make arrangements for a return of investments made earlier by pipeline owners. “This is something that needs to be made quite clear,� he said, adding that “the Third Energy Package is a fairly flexible instrument.�

He also predicted that the demand for natural gas would continue to grow and, consequently, efforts would be made to allow investors “to have greater certainty� in the business. Lowe noted that the European Union saw a number of technological and economic obstacles to the wider use of renewable energy sources and spoke in favor of pipeline gas deliveries in parallel with liquefied natural gas. “Whatever the advantages of liquefied natural gas in terms of route diversification, gas delivered by trunk pipelines remains one of the more reliable sources,� he added.

At the same time, Philip Lowe spoke in support of efforts to attract more foreign investments into the Russian gas industry and voiced his opinion that the relationships between gas suppliers and gas consumers Đ?ĐľŃ„Ń‚ŃŒ и ГаСЕВРĐ?Đ—Đ˜ĐŻ

Đ&#x;ОХТĐ?Đ’ĐšĐ˜ Đ“Đ?Đ—Đ?

ƙƜƳƭƜƺƳƜƎƭƾưLJ - ƟƨƲƺƜƸ ĆśĆšĆłĆśĆŽĆľÇ‡Ç†Ç Ć°Ćą ĆŹĆśĆŠÇƒĆżĆť ƾƭƟƺư.

ƗƸƭƏƳƨƍƨƭƴƜƭ Ƹƭǀƭƾưƭ: Ć°ĆľĆŤĆ°ĆŠĆ°ĆşĆśĆ¸Çƒ ƚƜƳƭƜƺƳƜƎƭƾưƹ Nalco ÉˆÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɚ ɍɨɼÉ&#x;ÉŁ ɡɏɨ É¨ÉŤÉ§É¨ÉœÉ§ÉšÉš Ɋɪɢɹɢɧɚ ɊɪɨɛɼÉ&#x;ÉŚ ÉœÉ¨ÉĄÉ§É˘É¤ÉšÉ¸ÉłÉ˘ÉŻ Ɋɪɢ ɡɤɍɊɼɭɚɏɚɰɢɢ Éš ɢɌÉ&#x;ɧɧɨ ɨÉ?ɪɚɧɢɹÉ&#x;ɧɢÉ&#x; ɊɪɨɊɭɍɤɧɨɣ ɍɊɨɍɨɛɧɨɍɏɢ ÉŤÉ§É˘É É&#x;ɧɢÉ&#x; ɞɨɛɾɹɢ ɢ É­ÉŠÉ­ÉłÉ&#x;ɧɧɚɚ Ɋɪɢɛɾɼɜ É‚É§É§É¨ÉœÉšÉ°É˘É¨É§É§ÉľÉ&#x; É­ÉŤÉĽÉ­É?ɢ ɢ ÉŹÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɢ ɤɨɌɊɚɧɢɢ 1DOFR ÉŠÉ¨ÉĄÉœÉ¨ÉĽÉšÉ¸ÉŹ ÉœÉĄÉšÉŹÉś Ɋɨɞ ɤɨɧɏɪɨɼɜ ɊɪɨɰÉ&#x;ÉŤÉŤ É¨É›ÉŞÉšÉĄÉ¨ÉœÉšÉ§É˘Éš É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɣ ɨɍɭɳÉ&#x;ÉŤÉŹÉœÉ˘ÉŹÉś ɌɨɧɢɏɨɪɢɧÉ? Éœ ÉŞÉ&#x;É É˘ÉŚÉ&#x; ÉŞÉ&#x;ɚɼɜɧɨÉ?ɨ ÉœÉŞÉ&#x;ÉŚÉ&#x;ɧɢ ɞɼɚ ɢɥɌÉ&#x;ÉŞÉ&#x;ɧɢɚ ɡɎɎÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘ÉœÉ§É¨ÉŤÉŹÉ˘ ɯɢɌɢɹÉ&#x;ɍɤɨɣ ɨɛɪɚɛɨɏɤɢ ɢɧÉ?ɢɛɢɏɨɪɨɌ ɍɨɼÉ&#x;É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɣ ÉŒÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɢ 1DOFR ÉžÉ&#x;ɼɚɸɏ ɊɪɨɰÉ&#x;ÉŤÉŤ ɞɨɛɾɹɢ ɛɨɼÉ&#x;É&#x; ÉœÉľÉ?ɨɞɧɾɌ ÉĄÉš ÉŤÉąÉ&#x;ÉŹ

Q É—ÉŽÉŽÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘ÉœÉ§É¨É?ɨ ɢɧÉ?É˘É›É˘ÉŞÉ¨ÉœÉšÉ§É˘Éš ÉœÉŤÉ&#x;ÉŻ ÉŹÉ˘ÉŠÉ¨Éœ ɌɢɧÉ&#x;ɪɚɼɜɧɾɯ É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɣ Éœ ɧÉ&#x;ÉŽÉŹÉ&#x;ÉŠÉŞÉ¨ÉŚÉľÉŤÉĽÉ¨ÉœÉľÉŻ ɍɢɍɏÉ&#x;Ɍɚɯ Q ɆɨɧɢɏɨɪɢɧÉ?Éš ɡɎɎÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘ÉœÉ§É¨ÉŤÉŹÉ˘ ɢɧÉ?É˘É›É˘ÉŹÉ¨ÉŞÉ¨Éœ ɍɨɼÉ&#x;É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɣ Éœ ɧɚɥÉ&#x;ɌɧɨɌ ɢ É?ɼɭɛɢɧɧɨɌ É¨É›É¨ÉŞÉ­ÉžÉ¨ÉœÉšÉ§É˘É˘ Q É‹É§É˘É É&#x;ɧɢɚ ɪɚɛɨɹÉ&#x;ÉŁ ÉžÉ¨ÉĄÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉ¤É˘ ÉŞÉ&#x;ÉšÉ?É&#x;ɧɏɚ Q É‚ÉĄÉŚÉ&#x;ÉŞÉ&#x;ɧɢɚ ɍɤɨɪɨɍɏɢ ÉŽÉ¨ÉŞÉŚÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉšÉ§É˘Éš É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɚ ɍɨɼÉ&#x;ÉŁ Éœ ÉŞÉ&#x;É É˘ÉŚÉ&#x; ÉŞÉ&#x;ɚɼɜɧɨÉ?ɨ ÉœÉŞÉ&#x;ÉŚÉ&#x;ɧɢ Q ÉˆÉŠÉŹÉ˘ÉŚÉ˘ÉĄÉšÉ°É˘É˘ ɯɢɌɢɹÉ&#x;ɍɤɢɯ ɊɪɨÉ?ɪɚɌɌ Ɋɨ ɤɨɧɏɪɨɼɸ ÉĄÉš É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɚɌɢ ɍɨɼÉ&#x;ÉŁ ɉɪÉ&#x;ÉžÉŤÉŹÉšÉœÉ˘ÉŹÉ&#x;ɼɢ ɤɨɌɊɚɧɢɢ 1DOFR Éœ ÉœÉšÉ˛É&#x;ÉŚ ÉŞÉ&#x;É?ɢɨɧÉ&#x; ɍɌɨÉ?É­ÉŹ ÉŠÉŞÉ&#x;ÉžÉĽÉ¨É É˘ÉŹÉś ɤɨɌɊɼÉ&#x;ɤɍɧɾÉ&#x; ÉŞÉ&#x;ɲÉ&#x;ɧɢɚ ÉŠÉ¨ÉĄÉœÉ¨ÉĽÉšÉ¸ÉłÉ˘É&#x; ÉŤÉŹÉšÉ›É˘ÉĽÉ˘ÉĄÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉšÉŹÉś ɨɛɴɺɌ ÉžÉ¨É›ÉľÉœÉšÉ&#x;Ɍɨɣ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ ɢ ÉŚÉ˘É§É˘ÉŚÉ˘ÉĄÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉšÉŹÉś ɪɚɍɯɨɞɾ ÉœÉ¨ÉĄÉ§É˘É¤ÉšÉ¸ÉłÉ˘É&#x; Éœ ÉŤÉœÉšÉĄÉ˘ ÉŤ ɨɏɤɚɥɚɌɢ É¨É›É¨ÉŞÉ­ÉžÉ¨ÉœÉšÉ§É˘Éš ɢɥ ÉĄÉš É¨ÉŹÉĽÉ¨É É&#x;ɧɢɚ ɍɨɼÉ&#x;ÉŁ Ɇɾ ɨɏɤɪɾɏɾ ɞɼɚ ɍɨɏɪɭɞɧɢɹÉ&#x;ÉŤÉŹÉœÉš

ÉˆÉŽÉ˘ÉŤ Éœ Ʉɚɥɚɧɢ ÉˆÉŽÉ˘ÉŤ Éœ É†É¨ÉŤÉ¤ÉœÉ&#x; ÉˇÉŹÉšÉ É­ÉĽ ɉÉ&#x;ÉŹÉ&#x;ɪɛɭɪÉ?ɍɤɚɚ ÉˇÉŹÉšÉ É‰ÉšÉœÉ&#x;ÉĽÉ&#x;ɰɤɚɚ ÉŠÉĽ Ʉɚɥɚɧɜ Ɋɨɍɍɢɚ É†É¨ÉŤÉ¤ÉœÉš Ɋɨɍɍɢɚ ÉŒÉ&#x;ÉĽ Ɏɚɤɍ ÉŒÉ&#x;ÉĽ Ɏɚɤɍ É?ɥɭɧ ÉˆÉ¤ÉŤÉšÉ§Éš ČżÉœÉ?É&#x;ɧɜÉ&#x;ɜɧɚ ȝɭɯɚɪɢɧɚ Ɇɚɪɢɚ ČźÉĽÉšÉžÉ˘ÉŚÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉ§Éš 1DOFR ɄɨÉ?ɚɼɾɌɍɤɢɣ ÉĄÉšÉœÉ¨Éž ɯɢɌɪÉ&#x;ÉšÉ?É&#x;É§ÉŹÉ¨Éœ É‹É&#x;ÉœÉ&#x;ɪɧɚɚ ɊɪɨɌɥɨɧɚ É?ÉĽ ɇɨɚɛɪɜɍɤɚɚ É? ɄɨÉ?ɚɼɾɌ É?É†ČşÉˆ ɘÉ?ÉŞÉš ÉŒÉ¸ÉŚÉ&#x;ɧɍɤɚɚ ɨɛɼɚɍɏɜ ÉŒÉ&#x;ÉĽ?Ɏɚɤɍ Ɇɚɧɨɯɢɧ ȟɼɚɞɢɌɢɪ ČźÉ˘É¤ÉŹÉ¨ÉŞÉ¨ÉœÉ˘Éą ɋɨɪɨɹɚɣɤɢɧ ȟɢɏɚɼɢɣ ČźÉĽÉšÉžÉ˘ÉŚÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉ˘Éą

25

GAS SUPPLY should be built on a basis of long-term contracts that would allow investors to have greater certainty. While saying that, he also added that the spot-price component should be allowed to have its place, too.

In turn, Golubev said that while in light of the current situation in the world gas market Gazprom had modified some of its gas delivery contracts introducing a spot-price component, on the whole the company was not considering the possibility of establishing the spot price as the basis for its gas price formation policies.

This puts Gazprom is a strong position. The international gas market has recently seen some dramatic changes: Libya had stopped its gas supplies to Europe, while Germany and Italy had given up the use of nuclear power in the wake of the tragedy at the Fukushima Nuclear Plant. According to estimates of the International Energy Agency (IEA), as a result of the earthquake, Japan’s requirements for gas will increase by 11 billion cubic meters. Furthermore, Germany, which now needs to find replacements for its nuclear energy projects, will additionally require a minimum of 16 billion cubic meters of natural gas, compared with its current gas consumption needs.

Italy, which had stopped using nuclear power following the Chernobyl Nuclear Plant accident, has now extended its moratorium on the use of nuclear power in the wake of the disaster in Japan.

The above may be some of the reasons why the EU is now taking a softer approach to the South Stream saying that it will support the project. However, in the words of Günther Oettinger, “Given that the South Stream will cross the European territory, it will have to comply with TEP requirements.”

What makes the process of excluding the South Stream from TEP regulations difficult is the fact that some of the countries across which the pipeline will pump gas have concluded intergovernmental agreements with Russia that include an investment protection clause, which is in contravention to some TEP provisions. “Nonetheless, those countries will have to apply their internal market regulations and should harmonize their intergovernmental agreements with the EU legislation. The only practical way of doing that is to conclude an agreement directly at a European Union level,” Oettinger said.

In that case, Russia would have to cancel its bilateral agreements and to outline its sensitive issues in a global agreement with the EU. The Russian Energy Minister Sergei Shmatko indirectly confirmed that, saying that Russia had already offered the European Union to conclude an intergovernmental type of agreement that would take into consideration the specifics of large-scale investment projects implementation.

Gazprom and its partners have already succeeded in having OPAL, a Nord Stream branch pipeline, excluded from TEP regulation, though no such permission was granted to NEL, the second branch pipeline. Nevertheless, if statements already being made by some European politicians are anything to go by, it might be expected that Russia does indeed have a good chance of achieving the agreements it needs also in respect of the South Stream project.

26

#7-8 July–August 2011

логических и экономических препятствий для широкого использования возобновляемых источников энергии, и высказался в пользу поставок трубопроводного газа наряду со сжиженным. «Каковы бы ни были преимущества сжиженного природного газа в плане диверсификации маршрутов, газ, поставляемый по магистральным газопроводам, является одним из надежных источников», – заявил он. В то же время, Филип Лоу высказался за необходимость привлечения иностранных инвестиций в российскую газовую отрасль, а также выразил мнение, что отношения между поставщиком и потребителем газа должны строиться на базе долгосрочных контрактов, дающих ясность инвесторам. При этом, однако, должна присутствовать и спотовая составляющая, считает Лоу. В свою очередь заместитель председателя правления «Газпрома» Валерий Голубев отметил, что, в связи с ситуацией на мировом рынке, «Газпром» адаптировал некоторые контракты по поставке газа, введя в них спотовую составляющую, однако в целом «Газпром» не рассматривает возможность утверждения спотовой цены как основы для ценообразования на газ. В целом, у «Газпрома» сейчас очень выгодная позиция – на газовом рынке произошли глобальные изменения: Ливия прекратила поставки газа в Европу, Германия и Италия отказались от использования «мирного атома» в результате трагедии на японской АЭС «Фукусима-1». По оценке Международного энергетического агентства (IEA), потребность Японии в газе вследствие землетрясения вырастет на 11 млрд м³. Опять же, Германии, которой надо искать замену ядерной энергетике, понадобится дополнительно как минимум 16 млрд м³ газа по сравнению с текущим потреблением. Италия не использовала ядерную энергетику из-за аварии на Чернобыльской АЭС, а из-за «Фукусимы» продлила мораторий на ее использование. Возможно, поэтому ЕС стал мягче относиться и к «Южному потоку», заявив, что поддержит проект. Однако, как заявил Гюнтер Эттингер, «поскольку „Южный поток“ идет по европейской территории, он должен подчиняться требованиям Третьего энергопакета». Процесс исключения «Южного потока» из-под регулирования осложняется тем, что некоторые страны, по территории которых будет проходить трубопровод, заключили межправительственные соглашения с Россией, включающие пункты о защите инвестиций, противоречащие положениям ТЭП. «Тем не менее, эти страны должны применять правила внутреннего рынка и привести межправительственные соглашения в соответствие с законодательством ЕС. Единственный практический способ сделать это – заключить соглашение непосредственно на уровне Евросоюза», – подчеркнул Эттингер. В этом случае России придется аннулировать двусторонние соглашения и обозначить деликатные для себя моменты в глобальном соглашении с ЕС. Министр энергетики РФ Сергей Шматко косвенно подтвердил это, отметив, что Россия предложила Евросоюзу заключить межправительственное соглашение, позволяющее учесть специфику реализации масштабных инвестиционных проектов. «Газпрому» и его партнерам уже удалось добиться исключения из регулирования одного из газопроводовотводов от «Северного потока» (OPAL), однако по второму (NEL) – разрешения получить не удалось. Тем не менее, исходя из высказываний европейских политиков, можно предположить, что у России есть шанс договориться и по «Южному потоку».

Oil&GasEURASIA

DRILLING

Shtokman Drilling:

Peculiarities in the Process

Бурение на Штокмане: особенности процесса Etienne Bourdelet Anatoliy Verkienko

Этьен Бурделе Анатолий Веркиенко

tienne Bourdelet, head of Shtokman Development AG (SDAG) Drilling Directorate and Anatoliy Verkienko, drilling engineer, discuss how drilling will be performed within the scope of the Shtokman project.

Production drilling at the Shtokman field during Phase I includes several stages, envisaging working at three drilling locations in the range of four kilometers (16 wells initially, with more wells to be drilled later on). Each well will take 100 days to drill, including time for unexpected technical problems and weather.

The Shtokman gas condensate field consists of four productive formations; however, Phase I development envisages developing only two gas formations, J0 and J1, which lie atop each other. At the same time, each separate well will allow extracting gas from only one formation.

Once the FID is made, the subsea group must install the subsea templates on a seabed before the work starts. So, after the FID is made in mid-December, as is planned, drilling will begin around July 2014.

ачальник Управления по бурению «Штокман Девелопмент АГ» (ШДАГ) Этьен Бурделе и инженер по бурению Анатолий Веркиенко рассказывают о том, как будет происходить бурение на Штокмановском проекте. Эксплуатационное бурение первой фазы Штокмановского месторождения включает в себя несколько этапов, подразумевающих работу на трех буровых центрах (первоначально 16 скважин, в дальнейшем планируется большее количество), расположенных в пределах 4 км друг от друга. На бурение каждой скважины потребуется порядка 100 дней, включая время на непредвиденные технические проблемы и ожидание должных погодных условий. Штокмановское газоконденсатное месторождение состоит из четырех продуктивных пластов, но первая фаза освоения подразумевает разработку только двух газовых пластов – Ю0 и Ю1, расположенных один над другим. При этом каждая отдельная скважина будет нацелена на извлечение газа только из одного пласта. Как только будет принято окончательное инвестиционное решение, группа по подводным операциям должна будет установить на морском дне буровые опорные плиты (темплеты), прежде чем можно будет приступить к работе. Поэтому когда в декабре 2011 года примут ОИР, как планируется, начнутся работы по бурению скважин – ориентировочно в июле 2014 года. Средняя вертикальная глубина скважин на Ю1 составит порядка 2 200 м, при этом средняя глубина скважин на этот пласт по стволу составит около 3 388 м. Пласты Штокмановского месторождения отличаются высокой производительностью, поэтому скважины будут несколько

E

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центре шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря на расстоянии около 550 километров от Кольского полуострова. По разведанным запасам природного газа Штокман является сегодня одним из крупнейших месторождений в мире. Реализацию Первой фазы Штокмановского проекта, в рамках которой планируется добывать 23,7 млрд м3 газа в год, осуществляет созданная в феврале 2008 г. компания «Штокман Девелопмент АГ». «Штокман Девелопмент АГ» — совместный проект трех ведущих мировых компаний: ОАО «Газпром» (51%), Total S.A. (25%) и Statoil ASA (24%).

28

Н

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

БУРЕНИЕ

Начальник Управления по бурению ШДАГ Этьен Бурделе Etienne Bourdelet, head of SDAG Drilling Directorate

Average J1 vertical well depth will amount to about 2,200 meters; at the same time, the average measured depth of wells to this formation will amount to about 3,388 meters. The Shtokman field’s reservoirs have a very good productivity, so the wells will be slightly bigger than usual.

They are in the top category regarding their productivity and size; there are probably no more than 50 such wells worldwide. The wells are designed to produce gas for 50 years with minimal intervention.

In the drilling areas, two semi-submersible drilling platforms will be operating at the three drilling centers.

Each drilling unit will operate for approximately two years; out of these, of which they will work in parallel for about a year. Due to the climate in the region, the working area of the rig will be closed and heated to temperatures above freezing. The platforms have been specifically designed to have frame reinforcement (armor plating) in the case of collisions with blocks of ice (rated ice cover – no more than 40 percent).

One of the main special features of offshore drilling is the mobility of the rig caused by waves on the sea surface. Generally, the rig remains in operation with vertical motion in the range of 1 to 4 meters, and 10-50 meters, or 2-3 degrees of lateral motion. To allow this, the marine riser has a flexible connection with the seafloor marine equipment and a heave compensator at the drilling unit.

First, drilling of the vertical section is performed; then, the trajectory gradually increases inclination and enters the productive formation at an angle of practically 80 degrees for the J0 wells, with drilling of a sub-horizontal section (about 88 degrees) for J1 wells. This is achieved by using special drilling and navigation equipment.

Drilling mud – the “blood” of a well – will force the operation of a hydraulic downhole motor, which will rotate a drilling bit (rolling bit or a PDC bit), and will also bring the cuttings to the surface. The downhole equipment has a number of sensors which measure hole trajectory inclination, its drift direction, downhole weight on bit and vibrations, formation density, natural gamma ray level, etc.

All that information is sent back to the surface using mud pulse – this technology for measuring various parameters and sending them over a distance is called telemetry. The downhole tools create pressure waves by opening and closing a device, and pressure sensors let us read them so we know what is happening down there. This technology has already been proven in use for about 20 years.

In addition to hydraulic downhole motors brought into operation by the drilling mud, there is a technology called “rotary steerable drilling”. Using this technology, we can control and aim the drilling tools in the direction Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

большего диаметра, чем обычно. Они входят в число крупнейших по производительности и размеру – во всем мире таких скважин, возможно, не больше 50. И спроектированы они так, чтобы можно было добывать газ в течение 50 лет с минимальным уровнем вмешательства. В районе бурения, на трех буровых центрах, будут работать две полупогружные буровые платформы. Продолжительность работы каждой установки составит примерно два года, из них около года они будут работать параллельно. Из-за особых погодных условий рабочую зону буровой платформы сделают закрытой. Она будет обогреваться до температуры выше нуля градусов. Платформы специально спроектированы с усилением корпуса («броней») на случай столкновения с кусками льда (расчетное покрытие льда не более 40%). Одной из основных сложностей шельфового бурения является подвижность буровой платформы, вызываемой волнами на морской поверхности. В целом допускается вертикальное перемещение платформы в пределах 1-4 м и горизонтальное – в пределах 10-50 м или 2-3 градусов. Для этого водоотделяющая колонна (райзер) имеет гибкое соединение с донным морским оборудованием и компенсатор вертикального перемещения на буровой установке. Сначала производится бурение вертикального участка, а затем траектория постепенно увеличивает наклон с входом в продуктивный пласт под углом практически в 80 градусов для скважин на Ю0 и с бурением субгоризонтального участка (~88 градусов) для скважин на Ю1. Достигается это применением специального бурового и навигационного оборудования. Буровой раствор, называемый «кровью» скважины, заставит работать гидравлический забойный двигатель, который будет вращать долото (шарошечное либо долото с поликристаллическими алмазными вставками) и позволит поднять на поверхность выбуренную породу. Забойное оборудование оснащено рядом датчиков для измерения угла наклона скважины, ее азимута, скважинной нагрузки на долото и вибрации, плотности пород, уровня естественного гаммаизлучения и т.д. Вся упомянутая информация передается на поверхность посредством пульсаций бурового раствора – этот процесс проведения замеров различных параметров и передачи их на расстояние называется телеметрией. Посредством открытия и закрытия специальных приспособлений в забойном оборудовании создаются скачки давления, которые считываются наверху с датчиков давления, таким образом можно узнать, что происходит внизу. Данная технология оправдывает себя уже почти 20 лет.

Anatoliy Verkienko, drilling engineer, Инженер по бурению Анатолий Веркиенко

Shtokman gas-condensate field is located in the central part of the Russian sector of the Barents Sea 550 km away from Kola Peninsula. By the explored reserves of natural gas Shtokman is now one of the largest fields in the world. Phase One of Shtokman field will be developed with annual production of 23.7 bn m3 of gas per year by Shtokman Development AG, a company created in February 2008, a joint project of three leading world companies Gazprom (51%), Total S.A. (25%) and Statoil ASA (24%).

29

DRILLING

● Semi-submersible drilling rig –

installation of such type is planned to be used at Phase I of Shtokman Project. ● Полупогружная буровая установка – аналогичную установку предполагается использовать для первой фазы Штокмановского проекта.

planned from the surface; at the same time, rotation of the tool does not stop, while trajectory changes take place automatically. This is a challenge in itself, and it is also affected by the fact that the Shtokman field is located at a high latitude, so the magnetic field is weaker and navigation there requires the use of special technologies. But we can make the well go the direction we want. Geological conditions in the region are relatively easy, which is to our advantage.

Use of complex computerized equipment requires special personnel training; therefore, we need to have more electronics specialists and fewer electricians on board.

Electric power will be generated on board the rig using diesel engines. Gas will not be used for this purpose.

As far as environmental protection is concerned, it should be noted that reserves in the Shtokman field are mainly dry gas; the field has very little liquid hydrocarbons (condensate). Consequently, massive pollution, like an oil spill, is impossible. Still, the Barents Sea, being an Arctic area, is much more sensitive to pollution, so we know we will have to be more careful than in other places. Compared to other regions of the world, we will bring much more waste to the shore for treatment. The cuttings from the well are disposed overboard in most offshore operations worldwide. In case of Shtokman, except for the first two sections, the cuttings generated will be brought back to shore for treatment.

At the very end of development, when the field becomes depleted, in accordance with the existing requirements of the Russian legislation, the wells must be abandoned by installing a number of cement plugs and mechanical caps.

Abandoning the wells will require large expenditures, but in the end the place itself will not be a danger to navigation and so on. Of course, we cannot know how the legislation will change, but every year it tends to demand more all over the world. Yet, even now, we have technical possibility to return the sea bottom practically to the original state and we will do it.

30

#7-8 July–August 2011

Помимо гидравлических забойных двигателей, приводимых в работу буровым раствором, существует технология под названием «роторное управляемое бурение». Применяя данную технологию, можно с поверхности контролировать и направлять оборудование по заданной траектории, при этом вращение инструмента не прекращается, а отклонение траектории происходит автоматически. Эта задача сама по себе сложна. Кроме того, дополнительные трудности создает местоположение месторождения – Штокмановское находится в высоких широтах, магнитное поле здесь слабее, и навигация требует применения специальных технологий и методов. Но траекторию бурения все же можно контролировать. К тому же, геологические условия в регионе относительно просты, и это обеспечивает определенное преимущество. Применение сложного компьютеризированного оборудования требует особой подготовки персонала, поэтому на борту должно быть больше «электронщиков», чем электриков. Электроэнергия будет генерироваться с помощью дизельных двигателей прямо на платформе. Газ для этих целей использоваться не будет. Что касается охраны окружающей среды, необходимо отметить, что основную часть запасов Штокмановского месторождения составляет сухой газ, там очень мало конденсата – жидких углеводородов, поэтому масштабные загрязнения, как при выбросе нефти, невозможны. Однако Баренцево море как часть Арктики гораздо более чувствительно к загрязнению, поэтому необходимо работать более аккуратно. По сравнению с другими регионами мира придется перевозить на материк гораздо больше отходов для переработки. В мире при разработке большинства шельфовых месторождений выбуренная порода из скважин выбрасывается за борт. В случае со Штокмановским месторождением вся выбуренная порода, кроме двух первых секций, будет перевозиться на берег с целью последующей переработки. В самом конце разработки, когда месторождение истощится, по действующему российскому законодательству скважины должны быть ликвидированы посредством установки ряда цементных мостов и механических пробок. Ликвидация скважин потребует больших затрат, но в итоге данная территория не будет представлять угрозы для навигации и проч. Конечно, предугадать заранее, как изменится законодательство, заранее невозможно. Однако следует учитывать, что с каждым годом требования к разработке месторождений во всем мире становятся все более строгими. Но даже сегодня технические возможности компании позволяют вернуть морское дно практически к исходному состоянию, и это будет сделано.

Oil&GasEURASIA

EVENT PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

MIOGE 2011:

Fuel and Energy Sector Under Revamp

MIOGE 2011:

ТЭК в стиле «модерн»

Alexander Bratersky

Александр Братерский

odernization – one of Russian President Dmitry Medvedev!s favorite words – was the leitmotif of the 11th International Exhibition Oil and Gas/ MIOGE 2011 and the 9th Russian Petroleum and Gas Congress/RPGC 2011, held in Moscow, which were attended by more than 36 companies from 1,000 countries.

“The Russian energy sector cannot do without upgrades, and thus, without building more facilities for processing petroleum products to turn them into better ‘light! grades,” Sergei Kudryashov, Deputy Energy Minister of Russia, said in his opening address to Congress.

According to Kudryashov!s estimates, the energy sector needs investments of 150 billion rubles over 10 years.

одернизация – любимое слово президента Дмитрия Медведева – стала лейтмотивом прошедшей в Москве 11-й международной выставки «Нефть и газ/MIOGE – 2011» и 9-го Российского нефтегазового конгресса/RPGC 2011, в которых приняло участие более 36 компаний из 1 000 стран. «Российский ТЭК не сможет обойтись без модернизации, а значит и без построения новых мощностей для переработки нефтепродуктов, чтобы превращать их в более качественные „светлые“ сорта», – отметил в своем выступлении на открытии конгресса заместитель министра энергетики России Сергей Кудряшов. По оценкам замминистра, необходимый объем инвестиции в ТЭК должен составить 150 млрд рублей в течение 10 лет. При этом планируется создать шесть нефтегазовых кластеров в разных концах страны. «Если все нефтегазохимические проекты воплотятся в жизнь, ежегодный вклад в ВВП составит 650 млрд рублей», – отметил в своем выступлении Кудряшов. Нуждающийся в модернизации российский ТЭК сулит широкие перспективы для зарубежных компаний. В этом году на выставке присутствовали десятки иностранных компаний, включая таких известных игроков, как Caterpillar, CNPC, GE, National Oilwell Varco, Schneider Electric, Siemens. Не отстали от иностранцев их российские коллеги. Стенды ведущих российских компании – «Газпрома», «Роснефти», «Башнефти», «Газпром нефти», «Зарубежнефти», «Татнефти», «Транснефти» – выглядели впечатляюще. По оценкам организаторов, в течение четырех дней работы выставки ее посетили свыше 20 тыс. специалистов отрасли. И хотя заключение прорывных соглашений на выставке – большая редкость, специалисты говорят, что

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

M

32

“A lot of ‘virtual stocks’ have emerged,” said Gennady Schmal, head of the Oil Producers Union, “and this does not reflect the true state of affairs in the industry.” «Появилось много „виртуальных запасов“, – отмечал глава Союза нефтепромышленников Геннадий Шмаль, – что совсем не отражает истинного положения дел в отрасли».

М

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

СОБЫТИЕ

Plans are underway to create six oil and gas clusters in various parts of the country. “If all these petrochemical projects materialize, the annual contribution to the GDP will be 650 billion rubles,” Kudryashov said in his remarks.

Much in need of modernization, the Russian fuel and energy sector is promising broad prospects for foreign companies.

This year, the exhibition was attended by dozens of foreign companies, including well-known players such as Caterpillar, CNPC, GE, National Oilwell Varco, Schneider Electric and Siemens.

And their Russian counterparts are not lagging behind the foreigners. The stands of the leading Russian companies, such as Gazprom, Rosneft, Bashneft, Gazprom Oil, Zarubezhneft, Tatneft, Transneft, were impressive.

According to the organizers, more than 20,000 specialists visited the exhibition over four days. Although the conclusion of a breakthrough agreement at the exhibition is a rarity, experts say that the availability of such a unique arena helps them best find business partners.

“The exhibition is a unique opportunity for negotiations. People come, friends and strangers: purchasing managers, sales managers, production engineers, who carefully inspect the die molding; the top people at large enterprises come,” Alexei Haryushin, head of the Chelyabinsk Forge -and-Press Factory (CHKPZ) said sharing his impressions about MIOGE on the company’s web-site. Participation in the exhibition brought some good results – CHKPZ succeeded in making 135 contracts.

For Russian manufacturers, the exhibition offered an opportunity to discuss the situation about protecting intellectual property and the problems of counterfeit equipment. During the conference, as part of the Mechanical Engineering Exhibition, GMS – one of the largest pump manufacturers on the Russian market – presented a report on the subject.

Many people worry about the problem of protecting one’s good name and brand from fakes and low quality produce flooding the market: “Sometimes you have to compete with companies that manufacture their products literally in the gutter,” one exhibitor who represented Russian manufacturers complained to OGE. Relevant topics of the oil and gas sector development were discussed during the Enerkon-2011 conference organized with the support of the Ministry of Energy and held within the framework of the exhibition.

The main topic of the conference was innovation.

In the participants’ opinion, the problems experienced by basic science do not allow any precise predictions, although the ageing fields are no longer able to meet the market needs.

“A lot of ‘virtual stocks’ have emerged,” said Gennady Schmal, head of the Oil Producers Union, “and this does not reflect the true state of affairs in the industry.”

“The level of control over the Russian energy sector is very low,” Schmal said assessing the situation in the industry with obvious sadness. The former deputy minister in charge of construction of Soviet oil and gas industry enterprises tried to appeal from the rostrum to a more sober assessment of oil reserves, currently often assessed “without leaving one’s PC”. The views of professionals and industry experts were taken into account in the final conference resolution sent to the government.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

#7-8 July–August 2011

● Head of VZBT Moscow office, member of the board Dmitry

Sinyukov (right) and VZBT Trading House director Viktor Popov discuss business issues during MIOGE. ● Член совета директоров, руководитель московского представительства ВЗБТ Дмитрий Синюков (справа) и директор торгового дома «ВЗБТ» Виктор Попов обсуждают деловые вопросы на выставке MIOGE.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Government officials, experts and oil companies may be able to reach a better understanding following the establishment of the Russian Institute of Oil and Gas (RING), whose roadshow at MIOGE was successful.

“I hope the Institute becomes a convenient venue for both science and the state,” Mikhail Silin, Vice-Provost for Strategic Development of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas, said expressing his hope. As part of the institute established in May at the suggestion of Deputy Prime Minister Igor Sechin, the national library of the FES will be set up, as well as a social network where researchers can exchange academic ideas both among themselves and with business representatives. The institute will include 10 major Russian profile universities, including the famous Gubkin University, and the Siberian Federal University.

Meanwhile, according to Silin, science and business do not always find a common language in the oil and gas industry: “The scientific community cannot see the big picture – what will businesses pay for?” he complained.

● John Pike, International Sales Manager, Eastern Hemisphere

(in the center) and Ildar Zubairov, Sevice Engineer (left), Lufkin Automation, talk about well automation issues with a visitor. ● Руководитель отдела международных продаж в Восточном полушарии Джон Пайк (в центре) и сервисный инженер Ильдар Зубаиров (слева), Lufkin Automation, беседуют с посетителем выставки об автоматизации добычи.

34

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

EVENT

наличие столь уникальной площадки лучше всего помогает найти партнеров. «Выставка – это уникальная возможность для ведения переговоров. Приходят люди, знакомые и незнакомые: менеджеры по закупкам, менеджеры по продажам, технологи, которые тщательно осматривают штамповки, подходят первые лица достаточно крупных предприятий», – делится своими впечатлениями о MIOGE начальник отдела Челябинского кузнечно-прессового завода Алексей Харюшин на сайте предприятия. Участие в выставке дало неплохой результат – ОАО «ЧКПЗ» удалось заключить 135 контрактов, что равносильно новым 135 бизнес-возможностям для предприятия. Для российских производителей выставка обеспечила возможность обсудить ситуацию с защитой интеллектуальной собственности, связанную с производством контрафактного оборудования. В ходе конференции, в рамках выставки машиностроителей, компания ГМС – один из крупнейших производителей насосов на российском рынке – представила доклад на эту тему. Проблема защиты доброго имени и бренда от наводнивших рынок подделок и низкокачественной продукции тревожит многих: «Иногда приходится конкурировать с компаниями, которые изготавливают свою продукцию буквально под забором», – пожаловался корреспонденту НГЕ участник выставки, представлявший одну из российских компаний-производителей. Актуальные темы развития нефтяного и газового комплекса были затронуты во время прошедшей в рамках выставки конференции «Энеркон-2011», организованной при поддержке Минэнерго. Главной темой конференции были иновации – по мнению участников конференции, проблемы фундаментальной науки не позволяют делать четкие прогнозы, хотя стареющие месторождения уже не в состоянии удовлетворить потребности рынка. «Появилось много „виртуальных запасов“, – отмечал глава Союза нефтепромышленников Геннадий Шмаль, – что совсем не отражает истинного положения дел в отрасли». «Уровень управления нашим ТЭК очень невысок», – с явной грустью оценивал ситуацию в отрасли Шмаль на правах ветерана советской «нефтянки». Экс-заминистра строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности СССР пытался с высокой трибуны призвать к более трезвой оценке нефтяных запасов, которые сегодня часто оцениваются «не вставая из-за компьютера». Мнения профессионалов и экспертов отрасли были учтены в итоговой резолюции конференции, направленной правительству. Возможно, государственные чиновники, эксперты и нефтяники смогут лучше понять друг друга после создания Российского института нефти и газа (РИНГ), презентация которого прошла во время MIOGE. «Я надеюсь что институт станет удобной платформой и для науки, и для государства», – выразил свою надежду первый проректор по стратегическому развитию РГУНГ им. Губкина Михаил Силин. В рамках института, учрежденного в мае по предложению вице-премьера Игоря Сечина, будет создана национальная библиотека ТЭК, а также социальная сеть, где ученые смогут обмениваться научными идеями как между собой, так и с представителями бизнеса. В состав института войдут 10 крупнейших российских профильных вузов, включая знаменитый РГУНГ, а также Сибирский федеральный университет. Пока же, по признанию Силина, в нефтегазовой отрасли наука и бизнес не всегда находят общий язык: «Наука не видит единой картины – за что бизнес будет платить деньги?» – посетовал ученый.

Oil&GasEURASIA

MARKETS

Kazakhstan Corrects Its Mistakes Казахстан работает над ошибками Aider Kurtmulayev

I

Айдер Куртмулаев

Р

36

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

n early 2000, the Republic еспублика Казахстан еще в of Kazakhstan adopted начале 2000 года приняла a policy of industrial and курс на индустриальноinnovative development aimed инновационное развитие, решив at weaning the country off its отказаться от сырьевой зависимости. dependence on the sale of raw И уже многое удалось сделать: с целью materials. Much has been done стабилизации экономики, было since then: the Sovereign Wealth учреждено АО «Фонд национального Fund Samruk-Kazyna was set благосостояния „Самрук-Казына“», up to ensure economic stabilусовершенствована законодательная ity, legislation was improved, база, появились институты и institutions and organizations организации, координирующие emerged to coordinate the действия бизнес- и госструктур, actions of businesses and govразвивались малые и средние ernment, and small and mediпредприятия и т.д. um enterprises were expanding Однако от ошибок не застрахоand so on. ван никто, и особенно это относится But no one is immune to к рынкам развивающихся стран. Как mistakes, especially the emergчасто случается, произошло перерасing markets. As usual, there was пределение инвестиционных и труa redistribution of investment довых ресурсов в сырьевой сектор. and labor resources into the Бизнес-структуры ориентировались commodity sector. Businesses на получение легкой прибыли и утраwere focused on earning easy тили интерес к производству инноваprofits and lost interest in manционной продукции. Мировой эконоufacturing innovative prodмический кризис внес свои коррекucts. Meanwhile, the global criтивы, показав пагубность подобной ● Aider Kurtmulayev is a professional journalist and an sis made adjustments reflecting ориентации. Сегодня уже ясно, что expert on Kazakhstan's oil and gas sector. Kurtmulayev the harm in such trends. Now время упущено, и без индустриализаheads the Moscow representation office of the Asia it has become clear that time ции у Казахстана нет будущего. advertising and news agency, which provides services was lost, and Kazakhstan has Так появилась «Государственная for entering the Kazakh market (www.asiapress.ru). no future without industrialпрограмма по форсированному ● Айдер Куртмулаев – профессиональный ization. индустриально-инновационному журналист, эксперт по ТЭК Казахстана. Возглавляет This is how the State Program развитию Республики Казахстан», московское представительство рекламноfor Accelerated Industrialкоторая была утверждена указом преинформационного агентства «Азия», оказывающего Innovative Development of the зидента более года назад. Главная услуги по выходу на рынок Казахстана Republic of Kazakhstan was creидея документа заключается в том, (www.asiapress.ru). ated and approved by presidenчто за малый отрезок времени – до tial decree over a year ago. The 2015 года – Казахстан должен, опиmain idea behind the paper is раясь на сырьевой сектор экономиthat for the small amount of time left until 2015, Kazakhstan ки, перейти к производству инновационной продукции will have to begin manufacturing innovative products of the второго-третьего переделов. Предполагается формироваsecond and third technological process stage while leaning ние сервисной отрасли за счет уже установленных связей on its raw materials sector. Creation of a service industry is – например, между представителями нефтяных компаний assumed through the already established connections, for и машиностроителями. Для среднего и малого бизнеса example, between the representatives of petroleum com- предполагается создание специальных кластеров вокруг panies and machine toolers. Special clusters are to be built предприятий сырьевого сектора. around specific commodities businesses for the medium and Мировой экономический кризис почти не затронул small businesses. нефтегазовый комплекс Республики Казахстан. Во многом Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

Diversification of Supplies to Ward Off Global Crises Today several oil pipelines cross Kazakhstan: CPC, which belongs to Caspian Pipeline Consortium, Atyrau – Samara, Shymkent – Omsk, and Kazakhstan – China (Atasu – Alashankou).

The first and the largest hydrocarbon mainline pipeline is the line pipe of the Caspian Pipeline Consortium (CPC). Last year, it exported about 30 million tons of oil.

Built ten years ago, today the pipeline is a priority route for the export of raw hydrocarbons. The pipe was laid 1,500 km from the Tengiz field in Kazakhstan to the oil terminal located in the Black Sea near Novorossiysk. Recently, the consortium made the decision to increase the CPC throughput capacity by building an extension for up to 67 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

сказалась инертность отрасли, где реализация проектов проходит годами и даже десятилетиями. Сегодня перед НГК стоят две важные задачи: сохранить стабильность развития и, в то же время, стать локомотивом индустриализации всей страны. Руководством к действию должна стать «Программа по развитию нефтегазового сектора в Республике Казахстан на 2010–2014 годы». На реализацию планов предполагается выделить более $34 млрд – это огромная сумма. Достаточно, напомнить, что последние 20 лет отрасль получила всего $87 млрд. К 2014 году объемы добычи нефти в стране должны вырасти до 85 млн тонн нефти в год, объемы природного газа составят 54 млрд м3 в год. Добыча будет увеличена за счет включения в промышленную эксплуатацию дополнительных месторождений в провинциях Тенгиз, Карачаганак, а также реализации проектов в Казахстанском секторе Каспийского моря на месторождении Кашаган и др. Руководство республики намерено поручить развитие нефтегазового сектора АО «НК Казмунайгаз». Приоритетными направлениями деятельности компании станут увеличение доли государственного участия в добыче углеводородов, прямое участие в масштабных нефтегазовых проектах, обустройстве и запуске новых месторождений, а также финансировании и проведении геолого-разведочных работ. Особое внимание разработчики программы уделили экспорту нефти и увеличению экспортных мощностей, поскольку в 2014 году Казахстан планирует продать 75 млн тонн нефти. Ежегодно добыча будет увеличиваться примерно на 8-10%, и, по самым скромным прогнозам, в 2018 году возрастет до 135 млн тонн в год. Однако наиболее вероятно, что своего пика она достигнет после того, как заработает гигантский Кашаган.

SOURCE / ИСТОЧНИК: ENI

This is especially impor● Karachaganak reservoir tant in light of the fact that and CPC pipeline the global economic crisis has ● Месторождение almost left Kazakhstan's oil Карачаганак и трубопровод and gas complex unaffected.

CPC. The industry’s inertia showed in projects that take years, or even decades to complete.

Today, the oil and gas complex faces two important challenges: to maintain the stability of its development and at the same time become an engine for industrialization of the entire country.

The Program for the Development of Oil and Gas Sector in the Republic of Kazakhstan for 2010–2014 must become a guide for action.

More than $34 billion are to be allocated for implementing the program – a truly huge sum of money. Suffice it to say that the industry received only 87 billion dollars over the past twenty years.

By 2014, oil production in Kazakhstan will have grown to 85 million tons per year, while natural gas volumes will be around 54 billion cubic meters a year.

Production will be enhanced by the addition of more commercial production fields in the Tengiz and Karachaganak regions, as well as by the implementation of projects located in the Kazakh sector of the Caspian Sea at the Kashagan field. The country’s leadership is determined to make the national JSC NC KMG the locomotive behind the development of the oil and gas sector. Its will focus on increasing the share of the government involvement in the production of hydrocarbons, direct participation in largescale oil and gas projects and completion and start-up of new deposits, financing and performance of geological survey works.

The drafters of the program have paid particular attention to oil exports and the enhancement of oil export capacities, as Kazakhstan intends to sell 75 million tons of oil in 2014. Annually, oil production will increase by 8-10 percent and, according to the most conservative forecasts, will amount to 135 million tons per year in 2018. However, it will not peak up until the huge Kashagan field is brought into production.

РЫНКИ

Диверсификация поставок как защита от кризисных ситуаций На сегодняшний день через Казахстан проходят нефтепроводы Капийского трубопроводного консорциума, Атырау – Самара, Шимкент – Омск и Казахстан – Китай (Атасу – Алашанькоу). Первая и самая крупная углеводородная магистраль – это труба Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). По ней в прошлом году экспортировалось около 30 млн тонн нефти. По мнению руководства страны, этот трубопровод, построенный 10 лет назад, является основной экспортной магистралью. Трубопровод КТК проложен от Тенгизского нефтяного месторождения в Западном Казахстане до порта Новороссийск. Недавно консорциум принял решение увеличить пропускную способность КТК до 67 млн тонн в год за счет строительства второй ветки, из указанного объема 53 млн составит казахстанская нефть. Второй по объему и важности экспортный нефтепровод Атырау – Самара был построен еще в советское время. В прошлом году по нему поставлено почти 20 млн тонн нефти. По китайскому маршруту (Атасу – Алашанькоу) протяженностью в 962 км в прошлом году было транспортировано около 8 млн тонн нефти. В планах правительства

37

#7-8 July–August 2011

MARKETS SOURCE: KAZMUNAIGAS / ИСТОЧНИК: КАЗМУНАЙГАЗ

million tons per year, of which Казахстана и его китайских пар53 million will be provided by тнеров – реализация второго этапа Kazakhstan. проекта: прокладка еще одной The Atyrau – Samara export нитки, которая позволит увеличить pipeline, the second in terms of пропускную способность магиcapacity and importance, was страли вдвое. В рамках реализации built during the Soviet period. проекта будут построены и реконLast year, almost 20 million tons струированы участки Кенкияк of crude was pumped through it.

– Кумколь, Кумколь – Каракоин – About 8 million tons of oil Атасу и Кенкияк – Атырау. were shipped through the 962Руководство страны также kilometer long Chinese route планирует создать экспортную (Atasu – Alashankou) last year. ● Today several oil pipelines cross Kazakhstan: CPC, Казахстанскую каспийскую систеThe Kazakh Government and its which belongs to Caspian Pipeline Consortium, Atyrau му транспортировки. ККСТ предChinese partners plan to imple- – Samara, Shymkent – Omsk, and Kazakhstan – China назначена для доставки нефти с ment the second phase of the (Atasu – Alashankou). крупнейших нефтяных месторожproject – the construction of ● На сегодняшний день через Казахстан проходят дений Кашаган и Тенгиз баржами yet another line that will make нефтепроводы Капийского трубопроводного через Каспийское море, а затем по it possible to double the main консорциума, Атырау – Самара, Шимкент – Омск и трубопроводу Баку – Тбилиси – pipeline’s capacity. Under the Казахстан – Китай (Атасу – Алашанькоу). Джейхан на европейский рынок. project, the Kenkiyak – Kumkol, В систему войдут нефтепровод Kumkol – Karakoin – Atasu, and Ескене – Курык, нефтеналивной Kenkiyak – Atyrau sections will be built and upgraded. терминал, танкеры и соединительные сооружения на The country’s government also has plans for the бакинском побережье. export-oriented Kazakh Caspian Transportation System. Республика Казахстан не обладает значительными The KCTS is designed to ship crude from the major oil fields запасами природного газа, поэтому осуществляет в основof Kashagan and Tengiz by barge across the Caspian Sea and ном его транзит. Через Казахстан газ транспортируется по then via the Baku – Tbilisi – Ceyhan pipeline to European следующим газопроводам: Средняя Азия – Центр (Россия), markets. This route will include the Yeskene – Kuryk pipe- Бухара – Урал, Бухарский газоносный регион – Ташкент – line and an oil-loading terminal, tankers and connecting Бишкек – Алматы, Оренбург – Новопсков и Туркменистан facilities located on the Baku coast.

– Узбекистан – Казахстан – Китай. Последний маршрут Kazakhstan does not have any significant reserves особенно важен, так как позволяет диверсифицировать of natural gas, that is why it basically handles gas transit. поставки газа в Восточном направлении. Вторым этаGas is transported across the country via the following пом его развития станет строительство участка Бейнеу – pipelines: Central Asia – Center (Russia), Bukhara – Urals, Бозой – Акбулак. Совместно с Россией и Туркменистаном, the Bukhara Gas Bearing Province – Tashkent – Bishkek Казахстан планирует строительство Прикаспийского газо– Almaty, Orenburg – Novopskov and Turkmenistan – провода.

Uzbekistan – Kazakhstan – China. The latter is of particular importance, since it allows operators to diversify gas На повестке дня – реконструкция НПЗ supplies to the East. The second stage of its development Госпрограмма по форсированному индустриальноwill be the construction of the Beineu – Bozoy – Akbulak инновационному развитию также предусматривает реконsegment. Kazakhstan, Russia and Turkmenistan also plan струкцию и модернизацию всех трех казахских нефтеto build the Caspian Sea Gas Pipeline. перерабатывающих предприятий. Предполагается, что в 2014 году эти предприятия будут перерабатывать до 15 млн тонн сырья, при этом глубина переработки должна Refineries Upgrade Makes the Agenda One of the key points of the government program составить 87-90%, а качество топлива – соответствовать for the forced industrial and innovative development Евростандартам. Сегодня Атырауский нефтеперерабатывающий завод will be the refurbishment and upgrade of all three Kazakh oil refineries. In 2014, they plan to process up to производит 5 млн тонн в год, глубина переработки не 15 million tons of raw stuff with the conversion depth превышает 53%. На заводе, которому уже более 70 лет, of 87-90 percent and the fuel quality conforming to работают несколько установок, связанных с первичной перегонкой сырой нефти и первичной перегонкой сырья, European standards.

Today, the Atyrau Refinery produces five million tons с вакуумным блоком, а также установки каталитического of oil per year with the depth of conversion processing at риформинга, замедленного коксования и прокалки нефтя53 percent. The refinery is more than 70 years old. It oper- ного кокса. Здесь есть также комбинированная установка ates a number of units related to the primary distillation of гидроочистки различных видов топлива, установка для crude oil and primary distillation of crudes with the vacu- производства серной массы, а также установка по очистке um unit, as well as catalytic reforming, delayed coking and и производству водорода. Павлодарский нефтехимический завод, построенный petroleum coke calcining unit. There are the combination hydrotreatment unit for various fuel types, the sulphuric в 1978 году, выпускает около 6 млн тонн топлива в год. На mass production unit, the hydrogen treatment and produc- завод поставляется сибирская нефть. Поставки осуществляются по нефтепроводу Омск – Павлодар. Завод состоит tion unit.

The Pavlodar Petrochemical Plant built in 1978 refines из двух секторов. В одном производится атмосферная рекabout 6 million tons of fuel per year. Siberian oil is supplied тификация и каталитический риформинг сырья. Там же

38

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

to the refinery, for which purpose the Omsk – Pavlodar pipeline is used. The refinery includes two sectors. The first sector performs the atmospheric distillation and catalytic feedstock reforming. It also operates the gas oil hydrotreatment and gas fractionation units. The other one employs the crude vacuum distillation and hydrofining of vacuum gas oil, and the catalytic cracking units and gas fractionation units are used.

The “youngest” Shymkent refinery was commissioned back in 1985. It produces about 6 million tons of fuel per year. Today, the plant provides more than a third of petroleum products in Kazakhstan. It has the electrical desalting plant and atmospheric distillation of crude into the straight-run fractions. In addition, catalytic reforming is carried out with the preliminary hydrotreating of crude oil to obtain high octane gasoline and hydrogen-bearing gas.

Fuel hydrowaxing and gas fractionation units are operational. The refinery provides vacuum distillation of fuel oil, and tar visbreaking.

The Plans to Develop Petrochemical Industry

The development of petrochemical industry will proceed in one of two ways. The first is a technical path, aimed at refurbishing and upgrading facilities. The vacuum unit and delayed coking unit will be rebuilt at the Atyrau Oil Refinery. This unit will also have some production complexes to produce aromatic hydrocarbons, benzene, 0.1 million tons per year of paraxylene (0.5 million tons per year).

The Shymkent Refinery will start the units for catalytic cracking and isomerization, as well as hydrogen, polypropylene, and sulfur production units. The diesel fuel hydrofining units will be upgraded. At the Pavlodar refinery, the diesel fuel hydrofining unit will be upgraded, and the units for isomerization and selective desulfurization of gasoline, and for catalytic cracking unit built.

A bitumen plant is proposed to be built on the technical basis of the Aktau Plastics Plant with the capacity of 500,000 tons of road tar per year, as well as construction of the integrated gas chemical complex for the production of petrochemicals with over 1 million tons per year capacity.

The second trend includes arrangements for the creation of industrial clusters, as the national companies will start opening the new production facilities to ensure the increase in the level of production of the second or third technological process stage, whereas the government will make sure they can be sold.

In addition, contracts will surely include commitments to the organization of processing industries and procurement priorities for domestic products. To fulfil the plans for the development of petrochemical production, a special economic zone called the National Industrial Petrochemical Technology Park has been created in the Atyrau region. Small and medium-size companies find the Techology Park especially attractive.

According to the program for industrial and innovative development, the results of the effort should include a rise in productivity, development of the national economy and strengthening the role played by small and medium-sized businesses, rational labor management, and the improvement of professional skills.

All this is meant to help Kazakhstan join the group of post-industrial nations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЫНКИ работают установки гидроочистки газойля и газофракционирования. В другом применяются вакуумная перегонка нефти и гидроочистка вакуумного газойля, используются установки каталитического крекинга и газофракционирования. Шымкентский НПЗ, самый «молодой» в стране, был введен в эксплуатацию в 1985 году. Он производит около 6 млн тонн топлива в год. Сегодня завод выпускает более трети нефтепродуктов в Республике Казахстан. На нем есть установки электрообессоливания и атмосферной разгонки нефти на прямогонные фракции, проводится каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой сырой нефти для получения высокооктанового бензина и водородосодержащего газа. Здесь также работают установки гидродепарафинизации топлива и его газофракционирования. НПЗ осуществляет вакуумную перегонку мазута, висбрекинг гудрона.

Перспективы развития нефтехимической отрасли Развитие нефтехимии пойдет по двум направлениям. Первое – техническое, предполагающее реконструкцию и модернизацию заводов. На Атырауском НПЗ будет реконструирована вакуумная установка и установка замедленного коксования. На заводе также построят комплексы по производству ароматических углеводородов бензола в объеме 0,1 млн тонн и параксилола 0,5 млн тонн в год соответственно. На Шымкентском НПЗ запустят установки каталитического крекинга и изомеризации, а также установку по производству водорода, полипропилена и серы. Установку гидроочистки дизельного топлива модернизируют. На Павлодарском НПЗ реконструируют установку для гидроочистки дизельного топлива, поставят установки по изомеризации и селективному обессериванию бензина и построят установку для каталитического крекинга. Предполагается строительство битумного завода на базе Актауского завода пластических масс, с производительностью 500 тыс. тонн дорожного битума в год, а также возведение интегрированного газохимического комплекса по производству нефтехимической продукции, производительностью более 1 млн тонн продукции в год. Второе направление включает организационные мероприятия по созданию производственных кластеров. Национальные компании станут открывать новые предприятия для увеличения объемов продукции второготретьего передела, а государство – гарантировать сбыт этой продукции. В контракты будут включены обязательства по организации перерабатывающих производств и приоритеты закупок отечественной продукции. С целью реализации планов по развитию нефтехимических предприятий, в Атырауской области уже действует специальная экономическая зона «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк», вокруг которой концентрируются предприятия среднего и малого бизнеса. Программа индустриально-инновационного развития призвана обеспечить рост производительности, развитие и укрепление национальной экономики, усилить роль малого и среднего бизнеса, а также оптимизировать производство и повысить квалификацию персонала. Все эти меры обеспечат Казахстану возможность войти в число стран с постиндустриальным уровнем развития.

39

OFFSHORE

Renewed Optimism in the European Oil and Gas Sector Европейский нефтегазовый сектор с оптимизмом встречает будущее Mike Major, Chief Executive, EIC (Energy Industries Council)

A

Майк Мэйджор, президент EIC (Energy Industries Council)

О

s operators and EPC companies gather at Offshore ператоры и компании-подрядчики по техническим Europe this year, they will be greeted by a general разработкам, поставкам и управлению строительsense of renewed optimism in the European offshore ством (EPC), вновь соберутся в этом году на евроoil and gas sector. пейской нефтегазовой выставке оффшорных технологий Few would deny that the last few years have been Offshore Europe. В этом году выставка пройдет в прямом something of a rollercoaster ride for the sector with financ- смысле слова «на новой волне оптимизма» в европейском ing difficulties and a low oil price resulting in a number of нефтегазовом секторе. projects going on hold. Мало кто будет отрицать, что в последние годы этот There is also some uncertainty in the future as we wait сектор пережил немало взлетов и падений из-за финанto see the full extent of the recent Government tax increase совых сложностей и низких цен на нефть. Как следствие, on UK production although it will probably take as long as пришлось даже приостановить ряд проектов.

12 months before we can make a full evaluation. This being Будущее тоже пока весьма неопределенно, поскольsaid, however, there are positive signs. ку все ждут результатов недавнего повышения налога на Globally, for example, our database EICDataStream продукцию, произведенную в Великобритании. Хотя, возwhich tracks over можно, пройдет около ● Fig. 1. Number of offshore oil and gas projects.

8,500 projects in the года, прежде чем ● Рис. 1. Количество нефтегазовых проектов на шельфе. global energy indusможно будет в полной try is showing Europe мере оценить последleading the way in ствия этого события. terms of the number В то же время, of offshore projects. нельзя не отмеFig. 1, for examтить и ряд положиple, proves interestтельных моментов. ing reading showing Например, база данthe top 15 countries ных EICDataStream, around the world позволяющая отслеin terms of number живать более 8 500 of offshore projects. проектов в мировом As one can see, the секторе энергетиUK and Norway with ки, подтверждает, 168 and 117 offshore что Европа является projects respectively мировым лидером по are both attractколичеству шельфоing considerable вых проектов. business alongside, На рис. 1, наприother offshore hubs, мер, представлены such as the Gulf of интересные данные Mexico, West Africa о 15 странах с макand South East Asia. симальным количеFor the Oil and Gas ством шельфовых Eurasia’s readers, it’s проектов в мире. also interesting to see Великобритания и that Russia is in 13th Норвегия реализуют большое количество place with 30 current шельфовых проектов offshore projects.

40

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

ШЕЛЬФ (168 и 117 соответственно), то есть являются весьма привлекательными для крупного бизнеса, наряду с другими центрами шельфовых операций, например, Мексиканским заливом, Западной Африкой и Юго-Восточной Азией. Для читателей журнала «Нефть и газ Евразия» (НГЕ) будет небезынтересно узнать, что Россия в настоящее время осуществляет 30 шельфовых проектов и занимает в этом списке 13 место. Количество шельфовых проектов – это всего лишь один из параметров поиска, но для цепочки энергоснабжения, которая станет одной из тем выставки Offshore Europe в нынешнем году, особый интерес имеет их стоимость. С точки зрения стоимости шельфовых проектов, на лидирующие позиции выходят другие страны – например, Казахстан, благодаря капиталоемким разработкам на Кашаганском месторождении, а также Россия с крупномасштабными вложениями в освоение Штокмановского и Сахалинских месторождений (см. рис. 2). Из вышесказанного становится очевидным, что Европа продолжает удерживать лидерство благодаря совместным инвестициям Великобритании и Норвегии, общая сумма которых превышает стоимость инвестиций других стран. Эти цифры не просто обнадеживают. Их подтверждают гости стенда EIC на выставке Offshore Europe 2011, среди которых представители 41 компании – как члены ассоциации, так и приглашенные лица. Они работают по многим направлениям в системе обеспечения поставок для шельфовых проектов в Великобритании и ищут новые возможности для развития бизнеса. В целом, можно сказать, что более 600 членов EIC, многие из которых работают в шельфовом нефтегазовом секторе, получают около £100 млрд дохода только от операций в Великобритании. Однако доля европейских шельфовых проектов составила бы лишь часть этого дохода. Без сомнения, инвестиции будут продолжать расти. Торговая ассоциация Oil and Gas UK, работающая в шельфовом нефтегазовом секторе Великобритании, считает, что только на континентальном шельфе Великобритании можно получить еще около 25 млрд барр. нефти. Значительный потенциал есть и у норвежского шельфа. По оценкам Норвежского нефтяного директората (NPD) на континентальном шельфе Норвегии остается 50% запасов нефти, а объем прогнозируемых запасов, по оценке NPD, составляет 2,6 млрд стандартных м3 в нефтяном эквиваленте. В первом квартале 2011 года объем добычи в Северном море значительно снизился по сравнению с тем же периодом 2010 года: по сырой нефти на 15,6% и по газу на 17,6%. Но хотя уровень добычи падает, потенциал месторождений в Северном море все еще высок. Этот потенциал подтверждается новыми проектами, зарегистрированными в базе данных EICDataStream. Данные показывают, что в Северном море реализуется значительное количество проектов, связанных с подводной переработкой, обустройством, а также подводными трубопроводами и платформами. Если в базе данных EICDataStream искать

● Fig. 2 Value (US$ million) of offshore oil and gas projects. ● Рис. 2. Стоимость (в млн $ США) нефтегазовых

проектов на шельфе.

The number of projects is, of course, only one search parameter with the value of offshore projects being of particular interest to the energy supply chain that will be at Offshore Europe this year.

To this end, when you look at offshore projects according to value, there are a number of other countries leading the way, such as Kazakhstan due to the capital intensive nature of the Kashagan developments, and Russia because of the large scale investments in the Shtokman and Sakhalin fields (see Fig. 2).

What is clear from this illustration, however, is that Europe is continuing to hold its own with the combination of investments in UK and Norway together amounting to a cumulative higher investment value than any other country.

These encouraging figures are backed up by the 41 members and non-members we will be hosting at the EIC pavilion at Offshore Europe this year, covering many different facets of the UK offshore supply chain and all looking to tap into new business development opportunities. In total, we believe that our over 600 members, many in the offshore oil and gas sector, generate around £100 billion in revenues from their UK operations alone, although, of course, only a portion of this would be from European offshore oil and gas projects.

And there is no doubt more investment to come. Oil and Gas UK, the trade association for the UK offshore oil and gas sector, believes that up to 25 billion barrels remain to be won from the UK Continental Self alone and in Norway, there is also significant potential. The Norwegian Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#7-8 July–August 2011

OFFSHORE

Project Name / Наименование проекта Black Sea deposits – Tuapsinsky and Zapadno-Chernomorsky (Shatsky Ridge – Western Black Sea License Area) – Val Shatsky / Месторождения Черного моря – Туапсинский прогиб, Западно-Черноморский участок (Вал Шатского – лицензионная область западной части Черного моря) Chayvo oil and gas field (Northern Section) / Нефтегазовое месторождение Чайво (Северный участок) Chugoryakhinskoye gas and condensate field / Чугорьяхинское газоконденсатное месторождение Diagonalnoye offshore field / Диагональное шельфовое месторождение Dolginskoye oil and gas field / Долгинское нефтегазовое месторождение Fedinskoye oil prospect (a.k.a. Hjalmar Johansen Ridge)/ Федынское нефтегазовое месторождение (хребет Хьялмара Йохансена) Kamchatka oil deposit / Камчатское нефтяное месторождение Khvalynskoye gas and condensate field – Phase 1 / Хвалынское газоконденсатное месторождение – фаза 1 Lagansky oil and gas block – Morskaya discovery / Лаганский нефтегазовый блок – Морская структура Ludlovskoye and Ledovoye gas fields / Лудловское и Ледовое газовые месторождения

42

Dollar Value Startup Year / (million) / Oценка Ввод в $млн в эксплуатацию

Operator / Оператор

Tracking Status / Текущий статус

Future / Перспективный

1 000

2016

Rosneft / «Роснефть»

1 000

2016

Rosendra / Роснедра

300

2017

Gazprom / «Газпром»

700

2015

LUKOIL / «ЛУКОЙЛ»

500

2016

Gazprom / «Газпром»

500

2017

Zarubezhneft / «Зарубежнефть»

2 000

2014

Rosneft / «Роснефть»

5 000

2016

LUKOIL / «ЛУКОЙЛ»

150

2011

LLC Petro Resurs / «Петроресурс»

2 000

2014

Gazprom / «Газпром»

Ob Bay gas discovery / Газовые залежи Обской губы

100

2011

Peshanoozerskoye field development / Песчаноозерское месторождение

150

2011

Prirazlomnoye oil field / Приразломное нефтяное месторождение

2 500

Sakhalin I – Arkutun-Dagi oil and gas field / «Сахалин 1» – нефтегазовое месторождение Аркутун-Даги

5 000

Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный

SEVMORGEO / «Севморгео» Urals Energy / «Урал Энерджи»

Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный

2011

Rosshelf and Gazprom/ «Росшельф» и «Газпром»

Active / Действующий

2014

Exxon

Active / Действующий Active / Действующий

Sakhalin II – Piltun-Astokskoye field – Phase 2 / «Сахалин 2» – Пильтун-Астохское месторождение – фаза 2

19 400

2014

Sakhalin Energy Investment Co. / «Сахалин Энерджи Инвестмент»

Sakhalin III – Ayashsky block / «Сахалин 3» – Аяшский блок

3 000

2015

Gazprom / «Газпром»

Sakhalin III – Kirinskoye field (Kirin block) / «Сахалин 3» – Киринское месторождение (Киринский блок)

1 000

2012

Gazprom / «Газпром»

Sakhalin III – Veninsky and Kirinsky blocks / «Сахалин 3» – Венинский и Киринский блок

5 000

2012

Rosneft and Sinopec/ «Роснефть» и Sinopec

Future / Перспективный

Sakhalin III – Vostochno-Odoptinsky block (East Odoptu) / «Сахалин 3» – Восточно-Одоптинский блок

3 000

2015

Gazprom / «Газпром»

Future / Перспективный Future / Перспективный Future / Перспективный

Sakhalin IV – Lopukhovsky block / «Сахалин 4» – Лопуховский блок

13 100

2016

Gazprom Neft (formerly Sibneft)/ «Газпром нефть» (бывш. «Сибнефть»)

Sakhalin V – East Schmidt block (Vostochno-Shmidtovsky) / «Сахалин 5» – Восточно-Шмидтовский блок

5 000

2015

Rosendra / Роснедра

Sakhalin V – Kaigansky-Vasukansky block / «Сахалин 5» – Кайганско-Васюканский блок

5 000

2016

Sakhalin VI – Pogranichny block / «Сахалин 6» – Пограничный блок

2 000

2018

Future / Перспективный Active / Действующий

Elvary Neftegaz (consortium of BP and Future / Rosneft) / «Элвари Перспективный нефтегаз» Petrosakh / Future / «Петросах» Перспективный

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

Sanarskoye, Lisovskoye oil and gas fields / Санарское и Лисовское нефтегазовые месторождения

ШЕЛЬФ

800

2016

Rosneft / «Роснефть»

Future / Перспективный

Shtokman Gas Field (Shtokmanovskoye) – Phase 1 / Штокмановское нефтегазоконденсатное месторождение – фаза 1

15 000

2018

Shtokman Development AG (JV of Gazprom; Total; Future / Statoil)/«Штокман Перспективный Девелопмент АГ» (СП «Газпрома», Total, Statoil)

Shtokman Gas Field (Shtokmanovskoye) – Phase 2 and 3 / Штокмановское нефтегазоконденсатное месторождение – фаза 2 и 3

5 000

2018

Gazprom / «Газпром»

Active / Действующий

2015

Priazovneft Oil Company (JV of Rosneft, LUKOIL, Krasnodar Regional Administration) / НК «Приазовнефть»

Future / Перспективный

200

2015

Gazprom, LUKOIL and KazMunaiGaz (KMG) / Future / «Газпром» «ЛУКОЙЛ» Перспективный и «КазМунайГаз» (КМГ)

5 000

2015

LUKOIL / «ЛУКОЙЛ»

Future / Перспективный

10 000

2019

Gazprom / «Газпром»

Future / Перспективный

Temryuksko-Akhtarsky Block Exploration – Azov Sea / Разведка на Темрюкско-Ахтарском блоке – Азовское море

Tsentralnoye offshore oil and gas field / Морское нефтегазовое месторождение Центральное Vladimir Filanovsky oil field (Yuzhno Rakushechnaya structure) / Нефтяное месторождение Владимира Филановского (Южно-Ракушечная структура) Yamal Peninsula oil and gas developments (Nadym, Bovanenkovskoye, Yuzhno-Russkoye, Kharasaveiskoye, Kruzenshternskoye, Kamennomysskoye, and Obskoye gas condensate fields) / Месторождения на п-ове Ямал

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

100

43

OFFSHORE Petroleum Directorate (NPD) estimates that 50 percent of oil remains in place on the Norwegian Continental Shelf with the volume of undiscovered resources estimated by the NPD at 2.6 billion standard cubic metres of oil equivalents.

While production in the North Sea is dropping with Q1 2011 showing a significant decline of 15.6 percent in crude oil and 17.6 percent in gas compared to the same period in 2010, there is still all to play for in the North Sea’s fields.

This potential is manifesting themselves in a number of new projects with EICDataStream pointing to a considerable number of subsea processing, subsea tiebacks, subsea pipelines and platform projects throughout the North Sea. If you search EICDataStream under current subsea development projects across Europe, for example, 202 current and future projects are found.

Having been in production for more than 40 years, the North Sea is today one of the world’s most innovative offshore locations where older infrastructure from the 1970’s and 1980’s is now functioning alongside some of the latest new technologies and a host of smaller operators who are looking to make older and smaller fields more economically viable.

The result is an increased focus on reservoir monitoring technologies to ensure wells are performing at optimum performance, a growth in multilateral wells, complex subsea systems, and a growth in technologies, such as subsea tiebacks, which tie in newer fields to established infrastructure as well as minimising platform requirements.

Many of the North Sea’s fields are also defined by high pressures and temperatures with the regular dangers of corrosion, hydrates, sand and water breakthrough. Against this context, operators today need to develop reliable and accurate gauges and instruments, which can generate realtime data for quite literally decades.

Finally, there is an increased focus on enhanced oil recovery (EOR) techniques in the North Sea sector with Statoil, in particular, considered an industry leader, with an ambitious recovery goal of 55 percent for its subsea operated fields and 65 percent for platform operated fields.

This breadth of technologies is well represented in the wide variety of companies we will be hosting at Offshore Europe this year, covering everything from valve and power specialists, process technologies to help with the treatment of increasing water cuts, anti-corrosion providers, fibre optics solutions and the latest safety equipment (among many others).

From remote and geologically complex reservoirs to the need to increase production and maximise investments from offshore assets, European operators are looking to new technologies like never before. With prospects for the offshore European sector looking encouraging, Offshore Europe is likely to prove to be a busy few days.

The Energy Industries Council (EIC) is the leading trade association for UK companies that supply capital goods and services to the energy industries worldwide and will be hosting of 41 of its members and non-members at Offshore Europe in the event’s largest pavilion at stand B64 in Hall 3.The EIC will also be launching the EIC Procurement Guide 2012 at the event as well as EIC Consult, a new service which will provide market reports and bespoke consultancy, market research and business development services.

44

#7-8 July–August 2011

информацию по текущим проектам подводных разработок, осуществляемых, например, в Европе, то найдется 202 действующих и будущих проекта. Разработки в Северном море ведутся более 40 лет. Но и сегодня оно остается одной из самых передовых шельфовых зон в мире, где старая инфраструктура, созданная в 1970– 1980-х годах, функционирует наряду с новейшими технологиями. Здесь также работают небольшие операторы, которые стараются оптимизировать добычу на старых и мелких месторождениях и сделать их более рентабельными. Как следствие, усилия концентрируются на технологиях мониторинга продуктивных пластов для обеспечения оптимального режима работы скважин, на увеличении числа многоствольных скважин, на комплексных подводных системах, а также развитии технологий подводного обустройства месторождений, позволяющих «подключать» новые месторождения к уже действующей инфраструктуре и минимизировать требования к эксплуатационному оборудованию платформ. Многие месторождения Северного моря характеризуются высоким давлением и температурами, стабильным риском образования коррозии, гидратов, прорывами воды или песка в скважину. Поэтому сегодня компаниямоператорам необходимы надежные и точные датчики и КИП, способные десятилетиями обрабатывать данные в режиме реального времени. Наконец, все больше внимания уделяется методам повышения нефтеотдачи пластов в секторе Северного моря. В частности, компания Statoil, занимающая лидирующее положение в отрасли, ставит своей целью повысить нефтеотдачу для месторождений, эксплуатируемых при помощи подводных комплексов, на 55%. Для месторождений, эксплуатируемых с платформ, компания планирует 65%-е повышение нефтеотдачи. Широкий диапазон технологий будет представлен участниками выставки Offshore Europe, включая производителей клапанов, компании, работающие в сфере электроснабжения, разработчиков технологий по переработке добываемой продукции с повышенным содержанием воды, поставщиков средств борьбы с коррозией, разработчиков оптоволоконных решений, новейших технологий обеспечения безопасности и др. Европейским операторам, как никогда раньше, необходимы новые решения для разработки удаленных и геологически сложных коллекторов, для повышения добычи, а также обеспечения максимальной окупаемости средств, вложенных в шельфовые активы. Европейский шельфовый сектор – регион перспективный и многообещающий, поэтому можно предположить, что программа выставки Offshore Europe будет очень насыщенной.

Energy Industries Council (EIC) – ведущее отраслевое объединение британских компаний-поставщиков продукции и услуг в мировом энергетическом секторе. На выставке Offshore Europe у EIC самый большой стенд (B64, зал 3). На стенде будет представлена 41 компания, как члены, так и гости EIC. В ходе выставки EIC планирует распространять «Руководство по материально-техническому снабжению EIC – 2012», а также запустить новый сервис EIC Consult, благодаря которому можно получать обзоры о состоянии рынка и, по предварительному заказу, консультационные услуги и услуги по исследованию рынка и развитию бизнеса.

Oil&GasEURASIA

OFFSHORE

Reaching Parts of the Reservoir That Other Technologies Can’t Reach Новые технологии помогут в разработке труднодоступных участков месторождения Terje Baustad, Emerson Process Management

A

s operators and EPC companies gather at Offshore Europe this year, there will – as always – be a dazzling array of reservoir monitoring technologies on display, claiming to provide operators with information on every facet of their offshore production systems. ● Measuring pressure and temperature behind the casing in subsea

production wells. ● Замеры давления и температуры в затрубном пространстве

на подводной скважине.

46

Терье Бастад, Emerson Process Management

В

этом году компании-операторы и подрядчики по техническим разработкам, поставкам и управлению строительством (EPC) вновь встретятся на выставке Offshore Europe, где, по традиции, будет представлен целый спектр новейших технологий мониторинга месторождений. Технологии последнего поколения разработаны с целью предоставить операторам наиболее полную информацию о всех компонентах систем, используемых при разработке морских месторождений. Данные технологии оптимально подходят для проектов в Северном море, где основное внимание уделяется экономической рентабельности старых, небольших по

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

Such monitoring technologies are particularly pertinent for the North Sea where the focus on making older and smaller fields economically viable and the need to often navigate around or tie into existing subsea infrastructure makes accurate and real-time reservoir monitoring all the more important.

Yet, for all the technology advances and all the bold claims made recently, there still remain areas of the reservoir that operators know remarkably little about. It’s this knowledge gap that may account for the widening recovery gaps between topside and subsea wells, with the latter generating average recovery rates of up to 15 percent less than their topside counterparts.

While the high costs and risk profiles of subsea intervention are a major reason for this, another cause is the obstacles to securing reservoir data. Let’s take some examples.

One of the most inaccessible areas in subsea well production systems today is the annulus of an oil well – the space within the well where fluid can flow with a completed well consisting of two annuli (annulus A and B).

Normally, the annulus would require little of the operator’s attention and in dry wellhead offshore wells can be controlled by valves. Problems occur, however, if there are high pressures further down the well and the cement seals behind the wellbore casing, which protect the annuli, are of poor quality.

In such instances, high pressures in the annulus B can lead to deteriorating cement sealing, casing collapse, and oil or gas migrating vertically towards the surface – potentially very hazardous. A number of oilfield services companies have previously written about these difficulties particularly in High Pressure/High Temperature areas of the North Sea, the Elgin

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ размеру месторождений. Необходимость осуществлять поиск или использовать действующую подводную инфраструктуру придают особую важность таким факторам, как точность данных и надежный контроль месторождения в режиме реального времени. И все же, несмотря на все технические достижения и недавние решительные заявления, о некоторых пластах месторождений нефтедобывающие компании знают очень мало. Именно этот пробел в знаниях объясняет растущую разницу между объемами добычи в наземных и подводных скважинах – в последних средняя величина нефтеоотдачи обычно на 15% меньше, чем у их наземных аналогов. Наряду с высокими затратами на морскую добычу и существующими рисками, которые являются основными причинами сложившейся ситуации, можно отметить трудности получения данных о месторождении. Приведем несколько примеров. Одной из самых труднодоступных зон при добыче из подводных скважин является затрубное пространство нефтяной скважины – пространство внутри скважины, где может протекать рабочая жидкость. При этом освоенная скважина включает в себя два затрубных пространства (пространства A и B). Обычно затрубное пространство не требует особого внимания оператора и в сухой верхней части скважины контролируется устьевыми задвижками. Однако проблемы возникают, если в нижней части скважины существует высокое давление, а цементное уплотнение за обсадной трубой, защищающее затрубное пространство, – низкого качества. В подобном случае высокое давление в затрубном пространстве B (пространстве между обсадными колоннами различного диаметра) может привести к разрушению герметика, смятию обсадной колонны и перемещению нефти или газа вверх к поверхности, что потенциально несет в себе большую

47

OFFSHORE and Franklin fields on the UK Continental Shelf (UKCS) being one such example.

Yet, while regular monitoring of pressures and temperatures in the annulus B could provide early warnings and allow remedial action to be taken, operators can’t access such information following completion, due to the sealing and cementing of the casing.

The result is a real information gap in operator information on subsea production and a very understandable tendency to be overcautious in regard to decisions over the dimensioning of casing and the shutting in of wells. This inability to verify barrier integrity can potentially cost the operator millions of dollars and certainly affect recovery rates.

A recent study conducted by Emerson of an actual offshore platform with about 4,000 I/O found that installing wireless along with other technologies in the process control systems can realize savings of up to 7 percent, or more than $1 million. Недавнее исследование, проведенное компанией Emerson на действующей морской платформе (около 4 000 точек ввода/вывода), показало, что установка беспроводных устройств, наряду с использованием других технологий в системе управления процессами, может сэкономить до 7% или более $1 млн.

Another example of the subsea information deficit is in the areas of corrosion and sand erosion. Both sand and corrosion reduce the life of offshore production and storage equipment, eroding completion components, impeding wellbore access and interfering with downhole equipment.

Yet, while sand and corrosion monitoring technologies have made significant advances over the last few years (Emerson has a long history of sand erosion monitoring in the North Sea with the Sleipner field being a recent example), there still remain areas of the reservoir that they struggle to reach. This is due to most current solutions being wirelinebased with the need for accompanying cables, power and other subsea infrastructure. The result is restrictions as to areas of the reservoir they can cover.

Finally, there is the continued lack of information on flow rates downhole in the reservoir. While topside and subsea multiphase meters today are providing operators with a more accurate understanding of flow regimes, such information tends to dry up the further you go downhole.

This has been exacerbated by the growing complexity of well architecture with multilateral wells, where multiple wells are drilled from a single main wellbore, increasingly common as operators looking to reduce completion work, and the number of production well slots and wells drilled. Multilateral wells are particularly common in the North with Statoil’s Glitne field, Shell’s Term field being two of many examples.

However, the ability to access flow rates from different zones and branches from a multilateral well to date remains elusive with operators settling on total production flow data rather than flow from specific well zones and further downhole. Again, operators are missing out on vital information that could have a key input into future production and reservoir management decisions.

48

#7-8 July–August 2011

опасность. Многие нефтепромысловые компании уже говорили о подобных сложностях, в особенности в областях высокого давления и высокой температуры в Северном море (например, месторождение Элгин-Франклин на континентальном шельфе Соединенного Королевства). Однако, несмотря на то, что регулярный контроль давления и температуры затрубного пространства B позволит обеспечить раннее предупреждение и предпринять меры по устранению неисправностей, после окончания бурения скважины операторам такая информация недоступна из-за запечатывания и цементирования обсадной колонны. В результате – серьезный пробел в данных нефтедобывающей компании по подводной добыче и вполне объяснимая тенденция перестраховываться в вопросах определения размеров обсадных колонн и закрытия скважин. Отсутствие контроля сохранности изолирующего слоя может стоить компании миллионы долларов и, скорее всего, отразится на величине нефтеоотдачи. Другой пример нехватки информации касается областей коррозии и песчаной эрозии. Песок и коррозия сокращают срок службы морского технологического и законсервированного оборудования, вызывая эрозию компонентов освоенной скважины. Кроме того, они затрудняют доступ к стволу скважины и мешают работе забойного оборудования. Хотя технологии мониторинга нефтеносных пород и коррозии за последние несколько лет сделали большой шаг вперед (компания Emerson давно занимается вопросами мониторинга песчаной эрозии в Северном море; последний опыт – месторождение Слейпнер), остаются те области месторождения, куда вход для них пока закрыт. Это связано с тем, что большинство существующих решений основывается на проводных технологиях: необходимы кабели, электроснабжение и другая инфраструктура для морской добычи. В результате, подобные технологии могут охватить только некоторые области месторождения. Наконец, ощущается недостаток информации о дебите скважины месторождения. В то время как многофазные средства измерения, действующие на поверхности и под водой, предоставляют операторам достаточно полные сведения о состоянии потока, такую информацию все сложнее получить, если двигаться вниз по скважине. Ситуацию усугубляет усложняющаяся конструкция скважины. Разбуривание многоствольных скважин из единого ствола становится все более распространенным, так как нефтедобывающие компании стремятся сократить работы по добуриванию месторождений, а также количество скважинных колодцев и самих скважин. Многоствольные скважины особенно распространены на севере: месторождения Глитне нефтяной компании Statoil и Терм компании Shell – два из многочисленных примеров. Однако возможность получить информацию о дебите из разных зон и ветвей трубопровода многоствольной скважины остается недостигаемой для нефтедобывающих компаний, которые делают ставку на общие данные по добыче, а не на данные по отдельным зонам скважины. И вновь нефтедобывающие компании упускают важную информацию, которая могла бы внести неоценимый вклад в будущее производство и решения по разработке месторождения. Итак, как же можно восполнить этот информационный пробел? Хорошая новость заключается в том, что уже существуют технологии, позволяющие нефтедобывающим компаниям получить доступ к тем частям скважины и системам подводной добычи, которые раньше считались недоступными.

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

So how can the information gap be closed?

The good news is that the technologies are already here to take operators into areas of the well and subsea production systems that were previously considered inaccessible.

Wireless technologies, for example, are having major impact on the offshore sector, allowing operators to add monitoring points throughout their offshore facilities at a fraction of the cost of wired instrumentation and with the added benefit of reduced deck space.

A recent study conducted by Emerson of an actual offshore platform with about 4,000 I/O found that installing wireless along with other technologies in the process control systems can realize savings of up to 7 percent, or more than $1 million.

At Offshore Europe, visitors will have the opportunity to see how Emerson is adapting its wireless technologies and taking them further subsea in generating temperature and pressure information from within the well casing and Annulus B. The same focus will also be seen downhole where our focus will be on generating multiphase measurements of fractions and flow rates from either single bore or multilateral well configurations downhole in the reservoir. Such a development will be key to operators’ understanding of the reservoir flow and zonal contributions from specific wells.

If one is to ensure the seamless and cost effective transfer of hydrocarbons from reservoir to refinery and maximize investment returns from offshore assets, operators need greater control and more information on their production operations. At Offshore Europe this year, we’ll be able to see how technology providers are rising to the challenge in closing this subsea information gap further.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ Беспроводные технологии, например, оказывают значительное воздействие на нефтедобычу на шельфе, позволяя нефтедобывающим компаниям увеличивать количество контрольных точек на морских сооружениях с минимальными затратами на измерительные приборы и сокращением необходимой площади, что обеспечивает дополнительное преимущество. Недавнее исследование, проведенное компанией Emerson на действующей морской платформе (около 4 000 точек ввода/ вывода), показало, что установка беспроводных устройств, наряду с использованием других технологий в системе управления процессами, может сэкономить до 7% или более $1 млн. Посетители выставки Offshore Europe смогут увидеть, как компания Emerson адаптирует беспроводные технологии и применяет их к подводной добыче, получая информацию о температуре и давлении в затрубном пространстве между обсадными колоннами с помощью прибора Annulus B и контролируя песчаную эрозию и коррозию. Такое же внимание будет уделяться выполнению многофазных измерений компонентов нефти и дебита одной расточки скважины или многоствольных скважин месторождения. Все эти данные станут ключевыми для нефтедобывающих компаний в понимании дебита и зонального разделения отдельных скважин по добыче. Для того, чтобы обеспечить бесперебойную и экономически выгодную доставку углеводородов от месторождения к нефтеперерабатывающему заводу и при этом максимально повысить возврат на капитал по активам, нефтедобывающим компаниям потребуется более надежное управление, а также подробная информация о производстве. И посетители выставки Offshore Europe в нынешнем году узнают, как поставщики технологий принимают этот вызов и пытаются восполнить информационный пробел.

49

EXPLORATION

The Geosoliton Component in the Prediction and Delineation of Oil and Gas Deposits Геосолитонная составляющая при прогнозе и картировании залежей нефти и газа Vladimir Megerya, Sergei Bembel

P

rediction and delineation of hydrocarbon accumulations’ migration pathways and formation areas is impossible without the application of the geosoliton concept. This concept amplifies the existing research areas with the mechanism of physics of dispersed, gaseous, and liquid materials migration processes that opens up new ways and approaches to the prospecting, exploration, and development of oil and gas fields. This article examines one example of such manifestations of active degassing and geosoliton activity in Western Siberia.

Manifestations of interior geodynamic activities are closely tied to the sedimentation processes of sedimentary rock formation, to the distribution therein of sandyargillaceous material, and to the post-sedimentation processes of local geotechtonics and fluid dynamics up to recent time. The study of focal points and areas of geodynamic activity and fluid migration may provide highly useful information regarding the nature of a given hydrocarbon reservoir as a whole. Long-term geological, geophysical, and geochemical observations and studies of the recent geodynamic activities in oiland-gas-bearing territories at special geodynamic testing sites focalized in areas, which differ in terms of their geological structure, have made it possible to ascertain the unity of fluid systems generating mineral deposit fields as well as their close ties with the deep-seated faults and with the processes of degassing of the Earth’s interior spheres [1].

Contingency has been established between hydrocarbon accumulations and the more actively developing deep-seated faults whose dynamics are manifested in the high-gradient recent vertical and horizontal movements of the Earth’s surface and temporal changes in geophysical fields. Geochemical studies have identified fluid systems migrations in the basement of the sedimentary mantle and near its surface.

What is beyond doubt is that high permeability rock is associated with the areas of recent seismic instability.

The spatial geometry of manifestation of such processes

50

Владимир Мегеря, Сергей Бембель

П

рогноз и картирование путей миграции и участков формирования залежей углеводородов невозможны без применения геосолитонной концепции, позволяющей дополнить направления исследований механизмом физики процессов миграции рассеянного, газообразного и жидкого вещества, открывающей новые пути и подходы к поискам, разведке и разработке месторождений нефти и газа. В данной статье рассматривается пример проявления активной дегазации и геосолитонной активности в Западной Сибири. Проявление внутренней геодинамической активности тесно связано с седиментационными процессами формирования осадочных толщ, распределением в них песчано-глинистого материала, постседиментационными процессами локальной геотектоники и флюидодинамики вплоть до настоящего времени. Изучение очагов и зон активной геодинамики и флюидомиграции представляет ценнейшую информацию о природе резервуара углеводородов (УВ) в целом. Многолетние геологогеофизические и геохимические наблюдения, изучение современной геодинамики нефтегазоносных территорий на специальных геодинамических полигонах, локализованных в разных по геологическому строению районах, позволили убедиться в единстве флюидных систем, формирующих месторождения полезных ископаемых, и их тесной связи с глубинными разломами и процессами дегазации глубинных сфер Земли [1]. Установлена сопряженность скоплений УВ с наиболее активно развивающимися глубинными разломами, динамика которых проявляется в высокоградиентных современных вертикальных и горизонтальных движениях земной поверхности и изменениях во времени геофизических полей. Миграция флюидных систем в глубоких горизонтах осадочного чехла и вблизи его поверхности установлена геохимическими исследованиями. Несомненна приуроченность высокопроницаемых пород к зонам современной сейсмической неустойчивости. Геометрия проявления этих процессов в пространстве имеет чаще локализованный субвертикальный, а не строго линейно-плоскостной характер [1]. Современные Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

РАЗВЕДКА

About the Аuthors / Сведения об авторах Vladimir Megerya, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Vice President for Geophysics, GEOTECH Holding Мегеря Владимир Михайлович, к.г.м.н., вице-президент по геофизике ЗАО «ГЕОТЕК Холдинг»

is, more often than not, of a focalized near-vertical nature, rather than strictly linear-planar nature [1].

Recent deep-earth geodynamic and fluid dynamic processes define the focal-point nature of hydrocarbon generation and tend to generate oil and gas deposits with a great variety of forms and phase correlations.

The current accumulated data regarding the geodynamic and hydrodynamic characteristics of the subsurface of the Western Siberian oil-and-gas bearing basin and regarding the location of the fields makes it possible to state that the responsibility for the formation of hydrocarbon accumulations lies with the processes of degassing of the Earth [1].

The geosoliton concept [1] provides practically all necessary mechanisms and explanations both for the focal points of oil-and-gas generation of certain components of oil, as a whole, and for the likely hydrocarbon migration pathways in distinctive vicinity of such focal points. The physical nature of geodynamic emissions is such that, above the rock-breakdown central focal points, essentially, temporary local attenuations appear in the gravitational field as well as higher-than-normal thermal and electromagnetic activities. It is in this interval, on the border between the Earth’s crust and the atmosphere, that particular conditions emerge to allow for sedimentation. The geodynamic activity of the interior geospheres impacts not only the geotectonic phenomena but also the nature of sedimentary material distribution during the sedimentation period.

Manifestations of geodynamic activity, including neotectonics, associated with the processes of geosoliton-like degassing of the Earth and fluid dynamics, are linked to the so-called rock formation breakdown zones (dynamically stressed zones, deconsolidations, reduced zones, etc.). Such near-vertical geological features, which are called near-vertical breakdown zones [1], near-vertical geological bodies, dynamically stressed zones, etc., each having its own interior structure but sharing some common typical characteristics, can be identified and mapped in most of the oil-and-gas bearing regions of Western Siberia, Russia, and the world as a whole.

In the magnetic and gravitational fields, the mosaic structure of such geodynamic focal points of energy and matter emissions manifests itself quite unambiguously on the continents and in the oceans, including all “oceanic mountain ranges”. Throughout that three-dimensional mosaic, there are predominant focalized areas with higher of lower concentrations of discrete smallscale positive or negative anomalies. The axial regions of such geological features as well as of the focal points of geodynamic activity and of fluid/gas migrations, which Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

глубинные геодинамические и флюидодинамические процессы определяют очаговую генераSergei Bembel, Candidate of Geological and Mineralogical цию УВ и создают залежи нефти Sciences, Associate Professor, и газа с большим разнообразием Department for Petrolium Field форм и фазовых соотношений.

Geology, Tyumen State Oil and Gas University Накопленные к настоящеБембель Сергей Робертович, му времени сведения о гео- и к.г.-м.н., доцент кафедры промысловой геологии гидродинамических особеннонефти и газа, Тюменский стях недр Западно-Сибирского государственный нефтегазоносного бассейна и нефтегазовый университет о размещении месторождений позволяют считать процессы дегазации Земли ответственными за формирование скоплений УВ [1]. В геосолитонной концепции [1] имеются практически все необходимые механизмы и объяснения как для очагов нефтегазогенерации отдельных компонент нефти в целом, так и для возможных путей перемещения УВ в некоторой окрестности этих очагов. Физическая природа геодинамического излучения такова, что над центральными очагами зон деструкции преимущественно создаются временные локальные понижения гравитационного поля, а также наблюдается повышение тепловой и электромагнитной активности. В этом интервале, на границе земной коры и атмосферы, формируются особенности условий для осадконакопления. Геодинамическая активность внутренних геосфер оказывает влияние не только на тектонические явления, но на характер распределения осадочного материала в период осадконакопления. Проявление геодинамической активности, в том числе и неотектоники, обусловленной процессами геосолитонной дегазации Земли и флюидодинамикой, связывается с так называемыми зонами деструкции горных пород (динамически напряженными зонами, разуплотнениями, ослабленными зонами и т.д.). Подобные субвертикальные геологические объекты, называемые субвертикальным зонами деструкции [1], субвертикальными геологическими телами, динамически напряженными зонами и др., с различной внутренней структурой, но с общими закономерными свойствами, картируются в большинстве нефтегазоносных районов Западной Сибири, России и мира в целом. В магнитном и гравитационном полях мозаичная структура подобных геодинамических очагов излучения энергии и вещества проявляется вполне однозначно на континентах и в океанах, включая все «океанические хребты». Повсеместно в этой площадной мозаике преобладают локализованные области с повышенной или пониженной концентрацией дискретных малоразмерных положительных и отрицательных аномалий. Осевые части подобных геологических объектов, очагов активной геодинамики и флюидогазопереноса, имеющих форму субвертикальных трубок, находят свое проявление в форме малоразмерных геофизических аномалий практически во всех геофизических полях, включая результаты сейсморазведки, гравиразведки, магниторазведки, электроразведки и даже в радиометрии, тепловой и геохимической съемках. Главной причиной, объединяющей все виды геофизических полей в локальных участках, совпадающих с осевой зоной подобных очагов, является их вихревая структура [1]. Наиболее деструктированные зоны горных пород являются самыми «привлекательными» для траекторий

51

EXPLORATION have the shape of near-vertical chimneys, find their manifestations in the form of small-scale geophysical anomalies in practically all geophysical fields, including, in the results obtained through seismic acquisition, gravimetric prospecting, magnetic survey, and electrical sounding and even through radiometric survey, thermal, and geochemical explorations. It is their vortex structure that is the main cause behind uniting all types of geophysical fields in the local areas coinciding with the axial zone of such focal points [1].

The most highly broken-down rock areas also happen to be the most “attractive” ones to serve in the capacity of escape paths for geodynamic energy and fluid currents. These same zones display high-visibility manifestations in all geophysical and geochemical fields generating mineral deposits of nearly all types. As a result of the migration of mobile components along the permeable zones, these object manifestations of recent geodynamic activity, which are often called disjunctive tectonic structures, manifest themselves not only in the physical but also in the geochemical fields, something that makes it possible to establish a basis for presorting the promising areas identified by the structural geophysical methods.

The concept of geosoliton-like degassing provides both an explanation and a method for the gas chimneys used to separate vertical hydrocarbon migration areas [3] and to differentiate between conductive and nonconductive seismic faults. By definition [2, 3], the presence or absence of gas chimneys, and their shape, length, and source of emergence, in their relationship to the hydrocarbon traps, all make it possible to break the latter down into classes based on their respective productivity and prospectivity. Proceeding from the geosoliton concept, what serves as a necessary pre-requirement for the development of gas chimneys is the nearby existence of an active geodynamical focal point and of its manifestation, namely, a breakdown zone (which is near-vertical, as a general rule). The breakdown degree of the rock cap in the focal point area will determine the degree of accumulation’s preservation, while the vertical evidence of the rock-breakdown focal point will determine a probable oil-saturated layer. The presence of gas chimneys and VAMP-structures is seen in the specialist literature [2, 3] as an attribute of oil-and-gas bearing basins with an active fluid dynamic behavior, while the different types of gas seepage that are identified from seismic acquisition data make it possible to assess the processes of hydrocarbon accumulations formation and destruction and the productivity of the different hydrocarbon traps. All of this is in tune with the principles of the geosoliton concept of degassing of the Earth [1].

Over the past decade, features like gas chimneys and VAMP-structures, which indicate the processes of deepearth degassing of the Earth and fluid migration, have been delineated in the Northern and Arctic regions of Western Siberia based on 3D seismic acquisition data in most fields across the entire length of seismic datasets.

In the Cenomanian and Upper Cretaceous – Paleogene deposits, traces have been found of natural hydraulic fracturing of rock, with traces of mud volcano activities described in the northern part of the basin.

A prime example of that is the multilayer VanYegan field (up to 50 pay formations) in Western Siberia.

52

#7-8 July–August 2011

● Fig. 1. Segment of a stacked seismic section with coherence attributes.

Western Siberia, Van-Yegan oil-gas condensate field (50 pay formations).

Depth of the oil-and-gas saturated layer reaches 1,900 meters, stretching from Cenomanian formations of Upper Cretaceous to the Tyumen suite of Middle Jurassic. ● Рис. 1. Временные разрезы с атрибутом когерентности. Западная Сибирь, Ван-Еганское нефтегазоконденсатное месторождение (50 продуктивных пластов). Этаж нефтегазоносности 1 900 м – от сеноманских пластов верхнего мела до тюменской свиты средней юры. выхода геодинамической энергии и потоков флюидов. Эти же зоны находят яркое проявление во всех геофизических и геохимических полях, формируя месторождения полезных ископаемых почти всех видов. Благодаря миграции подвижных компонентов по проницаемым зонам, подобные объекты проявления современной геодинамики, часто называемые дизъюнктивными тектоническими структурами, проявляются не только в физических, но и в геохимических полях, что создает основу для разбраковки перспективных площадей, выявленных структурными геофизическими методами. В концепции геосолитонной дегазации находит объяснение и метод газовых труб, используемый для выделения зон вертикальной миграции УВ [3], дифференциации проводящих и непроводящих разломов. По определению [2, 3], наличие или отсутствие газовых труб, их форма, протяженность и источник возникновения в соотношении с ловушками УВ позволяет классифицировать последние по продуктивности и перспективности. Исходя из геосолитонной концепции, необходимой предпосылкой для образования «газовых труб» является существование рядом активного геодинамического очага и следствия его проявления – зоны деструкции (как правило, субвертикальной). Степень нарушенности покрышек в районе очага будет определять степень сохранности залежей, а вертикальная выраженность очага деструкции – вероятный этаж нефтегазоносности. Наличие газовых труб и VAMP-структур рассматривается в литературе [2, 3] как атрибут нефтегазоносных бассейнов с активным флюидодинамическим режимом, а типы газовых высачиваний, фиксируемые по данным сейсморазведки, позволяют судить о процессах формирования или разрушения залежей УВ, о продуктивности тех или иных ловушек УВ. Это вполне соответствует принципам геосолитонной концепции дегазации Земли [1]. В последнее десятилетие объекты типа газовых труб и VAMP-структур, отражающие процессы глубинной дегазации и флюидомиграции, закартированы в северных и арктических районах Западной Сибири по данным 3D-сейсморазведки на большинстве месторождений по всей глубине сейсмической записи. В отложениях сеномана и верхнего мела – палеогена зафиксированы следы Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль–Август 2011

РАЗВЕДКА

Sections of stacked seismic data естественного гидроразрыва пород, with coherence attributes are на севере бассейна описаны следы shown on Fig. 1 and 2. The near-verгрязевого вулканизма. tical fluid and gas migration pathЯрким примером является мноways are defined by focal points гопластовое Ван-Еганское местоof high fracture porosity, deconрождение (до 50 продуктивных плаsolidation, i.e. signs of rock formaстов), расположенное в Западной tion breakdown. The high degree of Сибири. Фрагменты временных geodynamic activity caused by the разрезов с атрибутами когерентprocesses of interior geosolitonности представлены на рис. 1 и 2. like degassing of the Earth had conСубвертикальные пути флюидо- и tributed to the formation there of a газомиграции определяются очагаunique multipay oil-gas condensate ми повышенной трещиноватости, field with a massive oil-and-gas satразуплотнения, т.е. деструкции горurated layer (1,900 meters) stretchных пород. Высокая степень геодиing from Cenomanian formations намической активности, вызванная to the Tyumen suite with reserve процессами внутренней геосолитонdensity in excess of 20 million tons ной дегазации Земли, способствоваper square kilometer. That multiла образованию здесь уникального layered nature of numerous fields многопластового нефтегазоконденin Western Siberia is defined by the сатного месторождения с большим conditions that had governed their этажом нефтегазоносности (1 900 м) formation as a result of near-ver– от сеноманских пластов до тюменtical hydrocarbon migrations and ской свиты, с плотностью запасов the filling of the fractured-porous ● Fig. 2. Segment of the coherence cube section свыше 20 млн т/км 2. Подобный in Van-Yegan field (based on 3D seismic acquisi- многопластовый характер мноhydrocarbon traps.

Based on the data obtained tion data). жества месторождений Западной from seismic acquisition, gas- ● Рис. 2. Фрагмент разреза куба Сибири определен условиями их chemical prospecting, and ther- когерентности на Ван-Еганском образования в результате субвертиmal exploration, the attribution месторождении (по материалам кальной миграции УВ и заполнения of the identified anomalies to one сейсморазведки 3D). трещинно-поровых ловушек. of unique fields is a proof of high Принадлежность выявленprospectivity of such geological features from the view- ных аномалий по материалам сейсморазведки, газоpoints of discovering new oil and gas deposits and of химической и тепловой съемки к одному из уникальных developing and further improving methods used for месторождений подтверждает высокую перспективность their prospecting and delineation. подобных объектов с точки зрения открытия залежей The high relevance of the processes of geodynamic нефти и газа, формирования и совершенствования техactivity and degassing of the Earth, and the role of fluid нологий их поиска и картирования. systems in the formation and transformation of the Актуальность процессов геодинамики, дегазации Earth’s crust and in the containment, therein, of solid, Земли, роли флюидных систем в образовании и преliquid, and gaseous mineral deposits, all of this finds its образовании земной коры, локализации в ее пределах wide-spread application in present-day research and твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых practical studies. Also, it places new demands on tech- находит широкое распространение современных научniques used in the prediction and prospecting of new ных и практических исследованиях. В связи с этим возниmineral deposits. The techniques used for surveying кают новые требования к технологиям прогноза и поисand prospecting such fields are based on the applica- ков месторождений полезных ископаемых. Необходимая tion of ЗD seismic acquisition and its integration with технология разведки таких месторождений основана на high-precision gravimetric determination, magnetic применении ЗD-сейсморазведки и комплексировании с prospecting, gas surveying, and thermal prospecting высокоточными методами грави-, магниторазведки, газоmethods. выми и тепловыми съемками.

Literature

1. R.M. Bembel, V.M. Megerya, S.R. Bembel, Geosolitons: The Earth’s Functional System and the Concepts for Prospecting and Developing Hydrocarbon Deposits, Vector Book Publishers, Tyumen, 2003; 344 pp.

2. Aminzadeh, F. and Connoly, d. Hydrocarbon Phase Detection and Ather Application of Chimney Technology, AAPG Int. Conference, Cancun, 2004.

3. Heggland, R., Hydrocarbon Migration and Accumulation Above Salt Domes – Risking of Prospects by the Use of Gas Chimney, Proceedings of the 24th Annual GCSSEPM Foundation, Bob F. Perkins Research Conference, “Salt-Sediment Interaction and Hydrocarbon Prospectivity: Concepts, Application, and Case Studies for the 21st Century”, December 5-8, 2004, Houston, Texas. 2004. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Литература

1. Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. Тюмень, Изд. «Вектор Бук», 2003; 344 с.

2. Aminzadeh, F. and Connoly, d. Hydrocarbon Phase Detection and Ather Application of Chimney Technology. AAPG Int. Conference, Cancun, 2004.

3. Heggland, R., Hydrocarbon Migration and Accumulation Above Salt Domes – Risking of Prospects by the Use of Gas Chimney, Proceedings of the 24 th Annual GCSSEPM Foundation, Bob F. Perkins Research Conference, “Salt-Sediment Interaction and Hydrocarbon Prospectivity: Concepts, Application, and Case Studies for the 21 st Century”, December 5-8, 2004, Houston, Texas. 2004.

53

INTERVIEW

ADVERTORIAL SECTION

Flexible Strategy

VZBT Offers Equipment Leasing to the Customers

Гибкое реагирование ВЗБТ предлагает свою продукцию в лизинг

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Elena Zhuk

58

Елена Жук

Interview with Dmitry Sinukov, member of VZBT Board of Directors, the Head of Moscow Office

Интервью с членом совета директоров, руководителем московского представительства ВЗБТ Дмитрием Синюковым

Oil and Gas Eurasia: Recently we informed the readers of our journal that VZBT won the tender for supply of drilling equipment for Surgutneftegaz. What is the current status of this order? How is it going?

Dmitry Sinukov: The order is big and complicated. Surgutneftegaz as a client has always put forward advanced and innovative requirements that demand a lot of technical coordination. In compliance with the contract we would need to produce 24 oil rigs.

The first sets are to be supplied in September, thereafter we are to deliver two sets of oil rigs monthly through the year.

«Нефть и газ Евразия»: Недавно мы рассказывали читателям НГЕ о том, что ВЗБТ выиграл тендер «Сургутнефтегаза» на поставку буровых установок. Как продвигается работа по выполнению заказа? Дмитрий Синюков: Заказ большой и сложный. Требования «Сургутнефтегаза» всегда достаточно передовые, много новизны, технических решений, которые требуют согласования. Согласно контракту, мы должны изготовить 24 комплекта буровых установок, срок поставки первых комплектов – сентябрь, затем ежемесячно в течение года мы должны будем поставлять по два комплекта буровых установок.

OGE: Are any technical specifications reconsidered while processing the order?

Sinukov: Yes, there are some changes in specifications. Surgutneftegaz specialists sometimes make some additions to specification list because they strive to get the equipment of the highest quality possible. We are also on our client’s side but we are restricted by a timeframe, by the prices defined by tender. We have to act accordingly and are forced to search for compromises like we normally do with other clients.

Another problem we face is receiving imported components on time. We order General Electric engines directly from the US and have to speed up the delivery. Some components specified by Surgutneftegaz are manufactured by Chinese producers and it often raises both technical and logistical issues. In general, our drilling rig of the sixth genera-

НГЕ: Меняются ли технические требования в ходе выполнения заказа? Синюков: Да, меняются. Специалисты «Сургутнефтегаза» дополняют решения, стремясь получить установки как можно более высокого качества. Нам тоже этого хочется. Но, к сожалению, очень сжатые сроки, определенные тендерные цены, поэтому здесь, как и с другими партнерами, действует система компромиссов. Другая проблема – своевременное получение импортных комплектующих, в США заказываем двигатели General Electric, нужно форсировать поставку. «Сургутнефтегаз» обозначил комплектующие, в том числе и китайского производства, по ним тоже есть вопросы – от технических до логистических. В целом, наша буровая шестого поколения настолько уникальна, что мы можем интегрировать ее с любым импортным комплектующим изделием.

Oil&GasEURASIA

ИНТЕРВЬЮ tion is so unique that we are able to integrate any imported components with it. Also a lot of check assembly work is to be done in the future. Our customer doesn’t want to loose time in the field and asks us to assemble everything in factory testing area and launch several rigs. Then we are going to provide services for assembling kits in Surgut, providing commissioning and start-up while drilling the first well. By the way, our customer inspects technological process during the full period of product manufacturing. The customer also inspects technological process of spare parts and components we order from other companies.

OGE: It wasn’t an easy order for you financially, was it?

Sinukov: It wasn’t and it’s still is not easy. Even now it’s hard to say, what the final result will be. From the moment we signed the contract in December 2010 the price of the metal rose twice this year already. There is still a rising tendency, no one eliminated inflation. The fact that we had to involve significant credit resources testifies that it’s a tuff contract. We had to buy metal and components, though we had a poor prepayment. So we had to take a reasonably heavy principal in order to launch tenders and credit interest is lowering already a low-level viability. Nevertheless, we are doing our best to get good results.

OGE: Most of the plant’s facilities must be working for this order. What is the situation with other contracts?

Sinukov: The plant’s capacity allows us to increase the production volume significantly. We fulfil other orders on time. Recently we supplied two drilling kits for the Perm branch of the Eurasia drilling company under the modernization program for that company. We supply preventer equipment, spare parts and knots, and take part in other tenders for drilling kits supply.

Apart from that I would like to mention that today VZBT offers its potential buyers to lease equipment. It’s especially vital for companies that do not have enough resources to pay us when signing the contract. We have an opportunity to help them by pulling in a financial partner that is Sberbank leasing company. By the way, in the long run it is much more profitable for a buyer because there is no property tax and payments upon lease can be attributed directly to prime costs. This is an important issue when we talk about big orders.

OGE: How successful is VZBT in preventer equipment production?

Sinukov: For decades VZBT has been the biggest supplier of preventer equipment in the country. Nowadays a number of companies compete with us at this market segment. On the other hand, the group of technical experts of VZBT won the government prize for the development of this kind of equipment, although there were many companies participating including some of Gazprom structures among them. The orders are usually off-standard and we produce kits and special packages of the preventer equipment. Thus we developed the line-up of the bore caliber from 180 mm to 1350 mm, and we are not going to stop. We work hard, particularly on improvement of corrosive resistance. Another problem that often comes up is counterfeit goods. Price is crucial when purchasing such equipment but we run reliable testing system that can not be cheap. We even show faulted bodies of preventers to clients when they visit our factory. When the body bursts it is obvious that the existing technological system prevents us from manufacturing low-quality products. Most producers can’t show anything like this.

OGE: Maybe it was worth setting up an Association of Drilling Equipment Manufacturers?

Sinukov: Any association is established with an ultimate goal to protect interests of an industry sector. In this respect you need to have civil instruments for lobbying, which in our country are replaced with the phenomenon known as “corruption”. We would be willing to lobby deputies and even political parties had they been capable to influence the situation. But today deputies do not take decisions, so international instruments for lobbying do not work for us.

OGE: There is a general opinion that production in Russia is less profitable than in China primarily because of energy costs. In Russia we have to heat premises during cold seasons. Besides, energy costs and other head costs including labor costs increase the final price of any production.

Sinukov: They tend to have earthquakes instead. In addition to this factor of risk I would argue with the fact that their workforce is so cheap. Urbanization process is going Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Также предстоит большой объем проведения контрольных сборок – заказчик не хочет на промыслах тратить время и просит, чтобы мы все установки сначала собрали в заводских условиях на полигоне и запустили отдельные агрегаты. Затем мы будем проводить монтаж буровых установок в Сургуте, пусконаладку и запуск при сопровождении бурения первой скважины. Кстати, заказчик проводит проверку технологического процесса в течение всего срока изготовления продукции, а также инспекционные проверки изготовления комплектующих, заказанных нами в других компаниях. НГЕ: В финансовом отношении этот заказ ведь был для вас сложен? Синюков: Он и сейчас сложен. Что будет на выходе, сказать трудно. С момента заключения контракта в декабре 2010 года цены на металл уже дважды увеличивались. И сейчас есть тенденция к повышению, инфляцию никто не отменял. О том, что контракт тяжелый, говорит тот факт, что нам пришлось привлечь значительный объем кредитных ресурсов. В условиях довольно скромной предоплаты по контракту нам требовалось закупать металл и комплектующие. Поэтому пришлось взять на себя достаточно обременительное тело кредита с тем, чтобы провести тендеры, а проценты по кредиту уменьшают и без того невысокую рентабельность. Но мы прикладываем все силы, чтобы получить хороший результат. НГЕ: Наверное, основные мощности завода работают на этот заказ. Как обстоят дела с другими контрактами? Синюков: Мощности завода позволяют выпускать гораздо больший объем продукции. Мы своевременно выполняем и другие заказы. Недавно закончили поставку двух буровых установок для Пермского филиала «Буровой компании „Евразия“» по программе модернизации этой компании, поставляем превенторное оборудование, запасные части, узлы, участвуем и в других тендерах на поставку буровых станков. Отдельно хотелось бы отметить, что сегодня ВЗБТ может предлагать потенциальным покупателям продукции оборудование в лизинг. Это касается компаний, которые не обладают значительными ресурсами, чтобы самостоятельно расплатиться с нами при заключении контракта. У нас же есть есть возможность им помочь, привлекая финансового партнера, лизинговую компанию Сбербанка. Кстати, для конечного получателя продукции приобретение такого оборудование будет гораздо выгоднее с точки зрения налогов, так как отсутствует налог на имущество, и все лизинговые платежи можно списывать сразу на себестоимость. Это очень важный аспект, когда речь идет о крупных заказах. НГЕ: Каковы успехи в области производства превенторов? Синюков: ВЗБТ на протяжении десятилетий был самым крупным поставщиком превенторного оборудования в стране. Сейчас с нами конкурирует в этой области ряд других предприятий. С другой стороны, группа технических специалистов ВЗБТ получила за разработку этого оборудования правительственную премию, хотя в конкурсе участвовало большое количество компаний, включая структуры «Газпрома». Заказы, как правило, нестандартны, и мы изготавливаем наборы или специальные комплекты превенторного оборудования. Так, мы освоили линейку диаметра проходного отверстия от 180 мм до 1 350 мм, и не собираемся останавливаться на этом; много работаем, в частности, над повышением коррозионной стойкости. Проблема, о которой мы постоянно говорим – это контрафактная продукция. Фактор цены играет большую роль при закупке такого оборудования, но у нас действует надежная и, соответственно, недешевая система испытаний. Мы даже специально показываем разорванные корпуса превенторов представителям компаний, когда они посещают наш завод. Когда корпус разрывается, сразу видно, что наша система не позволяет выпускать некачественную продукцию. Многие производители ничего подобного показать не могут. НГЕ: Может, все-таки стоило создать свою Ассоциацию производителей бурового оборудования? Синюков: Любая ассоциация создается с конечной целью отстаивать интересы отрасли. Для этого необходимы цивилизованные инструменты лоббирования, которые в нашей стране подменены явлением, обозначенным емким словом «коррупция». Мы бы с удовольствием лоббировали депутатов или целые партии, будь у них рычаги влияния. Но на сегодняшний день депутаты ничего не решают, поэтому инструменты лоббирования, принятые во всем мире, не работают. НГЕ: Существует мнение, что промышленное производство в России, по сравнению с Китаем, менее выгодно, поскольку нам большую часть года приходится обогре-

59

INTERVIEW

ADVERTORIAL SECTION

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

fast and migration from вать помещения. Соответственно, rural areas to big cities стоимость электроэнергии, также results in raising life costs как и более высокие зарплаты, and increase in prices of значительно увеличивают себеnatural resources. China стоимость продукции. mainly exports resourcСинюков: Зато у них случаютes so relatively low labor ся землетрясения. И я бы поспоcosts are to be balanced рил с утверждением, что рабочая by electricity and gas pricсила в Китае настолько дешевая. es and so on. We are sucТам идет урбанизация, процесс cessfully winning tenмассовой миграции населения ders against the Chinese в города, что, в итоге, приводит and our last contract к удорожанию уровня жизни, with Surgutneftegaz just повышению стоимости ресурсов. proves that. We have won Ресурсы в Китае, главным обраthe tender not because зом, закупаются за рубежом, поэsome sort of administraтому относительная дешевизна tive instruction to work рабочей силы должна компенсиwith the Russian compaроваться стоимостью электроnies came from authorэнергии, газа и т.п. Мы сегодня ities (may be we would уже успешно «бьем» китайцев на not mind, but that was not тендерах и последний пример – the case) but because we контракт с «Сургутнефтегазом» – were able to come up with лучшее тому подтверждение. Мы a better price. победили не благодаря «указаI may repeat it, but нию сверху» работать с российunlike the Chinese, we creскими компаниями (как нам, возate jobs inside Russia, pay можно, хотелось бы), а потому, taxes here and deserve что, прежде всего, предложили to have some preferencлучшую цену. es at domestic market. Возможно, я повторюсь, но The state must realize that мы, в отличие от китайцев, создаit is necessary to protect ем рабочие места внутри России, the domestic market. This платим здесь налоги и, по логиwill secure the technologке вещей, должны иметь префеical stability of the state ренции на внутреннем рынке. alongside with social staГосударство должно осознать, что bility. Take, for example, свой рынок надо защищать. Это President Sarkozi who was обеспечит и безопасность госуbattling to get the contract дарства в технологическом смысfor production of Mistral ле, и социальную стабильность. helicopter carriers. He says Посмотрите, как Саркози бился that the contract will proза получение заказа на вертолеvide jobs for more than a тоносцы «Мистраль», который, thousand workers at French ● New generation rig STALINRGAD is VZBT pride. по его словам, на целый год обеshipyards. We do not even ● Новое поколение буровых станков серии STALINGRAD – предмет гордости ВЗБТ. спечивает работой свыше тысяdream about such support чи рабочих французских верфей! from the state, although we Мы о такой поддержке государhave much more employства даже не мечтаем, хотя у нас ees working for us. As for Chinese manufacturers, they get lots of different “gifts” трудится гораздо больше рабочих. А вот китайские производители получают от своего from the state, such as non-interest preferences, etc., especially when they produce государства много разных «подарков» в виде беспроцентных субсидий и проч., особенgoods for export. но при работе на экспорт.

As for your question regarding heating problem, I can tell that there are severОтвечая на ваш вопрос, связанный с теплом, могу сказать, что существуют современal ways to resolve the issue. It’s possible to go for modern energy saving technol- ные технологии энергосбережения, можно провести аудит предприятия, получить опреogies, to go for audit of the enterprise and get some guidelines and recommenda- деленные рекомендации, выполнить программу по экономии и добиться эффективноtions, to introduce economizing programme and reach energy efficiency, but all of that сти, но на это нужны свободные ресурсы. Мы же, чтобы исполнить контракт, вынуждены demands additional resources. For us it’s hardly the case because we had to get a loan брать кредит – вот и ответ. К сожалению, фраза премьера Владимира Путина на последin order to fulfil our contract. Unfortunately, the initiative to raise export duties on for- нем Экономическом форуме в Санкт-Петербурге о необходимости поднятия экспортных eign drilling equipment export suggested by Vladimir Putin at the last Economic Forum пошлин на ввоз импортной буровой техники пока не получила развития в деле. Хотя для has not been implemented yet. Though Russian producers of oil and gas equipment российских производителей нефтегазового оборудования было бы большим подспоwould benefit significantly if Chinese exporters had to pay 30-40 percent duty for their рьем, если бы китайцы входили на рынок с 30-40%-й пошлиной на свою технику. Те, кто imported products when entering our market. Those who prefer using imported equip- непременно хочет бурить с ипользованием импортных станков, пусть переплачивают ment should pay more and add up money to the state budget. To take cars, for exam- и пополняют казну. Ведь есть пошлина на ввоз автомобилей из-за рубежа, и кто может ple. There is an import duty, and owners of foreign-made cars have to pay it. позволить себе ездить на импортной машине, эту пошлину платит.

60

Oil&GasEURASIA

КАДРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

PGS Strengthens Team in Russia PGS укрепляет команду в России

T

he International Petroleum Geo-Services Company (PGS), which conducts marine geophysical studies, will soon strengthen its presence in the CIS. As of August 1, the position of the Head of the PGS Group Representation Office in Russia will be taken by Yuri Ampilov, replacing Alexander Dementyev.

Yuri Ampilov is well known in the oil and gas industry of Russia for his previous years of work at the Research Institute of Marine Geophysics VMNPO SOYUZMORGEO and Gazprom VNIIGAZ LLC (GAZPROM’s lead research centre). Prior to joining the PGS, he served as director of the Offshore Oil and Gas Centre at VNIIGAZ. From May to December 2003, Yuri Ampilov served as the chairman of the State Commission on Mineral Resources (MNR SRC).

The new head of PGS in Russia graduated from the Department of Geophysics, Geological Faculty of Moscow State University in 1978. In 1994, he defended his doctoral thesis and received his doctorate in Physics and Mathematics, and in 2000 – the title of professor. Yuri Ampilov has authored more than 170 published scientific works, including eight monographs and six textbooks and teaching aids. More than 30 works were published abroad. On July 30, 2010, Yuri Ampilov was awarded the honorary title of The Honored Scientist of Russian Federation by Presidential Decree No. 950.

Alexander Dementiev will take over as Regional Manager for the CIS countries at the head office in Oslo. Commenting on this organizational reassignment, he said: “We are very pleased that a professional of the highest class has joined our close-knit international team. Beyond doubt, this will further strengthen PGS’ position in Russia and abroad. I truly appreciate Yuri’s professional and human qualities and I am sure that in his new role, he will make a significant contribution to improving the geological exploration of the Russian shelf, a need about which there has been so much talk in recent years.”

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

М

еждународная компания Petroleum GeoServices (PGS), работающая в области морских геофизических исследований, информирует об укреплении своей организации, работающей на рынке СНГ. С 1 августа в должность главы представительства Группы PGS в России вступил Юрий Ампилов, который заменит на этом посту Александра Дементьева. Юрий Ампилов хорошо известен в нефтегазовой отрасли России по своей предыдущей многолетней работе в научно-исследовательский институте морской геофизики ВМНПО «СОЮЗМОРГЕО» и ООО «ГАЗПРОМ-ВНИИГАЗ» (головной научный центр «Газпрома»). До начала работы в PGS он занимал должность директора центра «Морские месторождения нефти и газа» ВНИИГАЗа. С мая по декабрь 2003 года Юрий Ампилов работал председателем Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ МПР). Новый руководитель PGS в России закончил в 1978 году отделение геофизики геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова. В 1994 году защитил докторскую диссертацию и получил ученую степень доктора физикоматематических наук, а в 2000 году – ученое звание профессора. Юрий Ампилов является автором более 170 опубликованных научных работ, среди которых восемь научных монографий и шесть учебников и учебных пособий. Свыше 30 работ опубликованы за рубежом. Указом Президента России № 950 от 30.07.2010 года Ампилову было присвоено почетное звание «Заслуженный деятель науки Российской Федерации». Александр Дементьев займет пост регионального управляющего по странам СНГ в головном офисе компании в Осло. Комментируя организационные изменения, он сказал: «Мы очень рады, что к нашей сплоченной международной команде присоединился эксперт высочайшего класса. Это, несомненно, еще больше укрепит позиции PGS в России и за ее пределами. Я очень высоко ценю профессиональные и человеческие качества Юрия и уверен, что в своей новой должности он внесет большой вклад в повышение эффективности геологической разведки российского шельфа, о необходимости которой так много говорят».

61

SEISMIC SURVEY

ADVERTORIAL SECTION

Sibneftegeofizika: Make Oil Exploration Easier Есть с кем идти в разведку This article was supplied courtesy of Sibneftegeofizika

S

ibneftegeofizika Company celebrates 40th anniversary. Sibneftegeofizika general director Stanislav Losev tells a story of company success.

Stanislav Yuryevich, tell us please about the main lines of your company’s activities.

Stanislav Losev: Sibneftegeofizika was founded on 3 September 1971 as a subdivision within the USSR Oil Ministry. The company’s current organizational and legal form is an open joint-stock society. The company was established to pursue scientific and production-oriented goals in the field of seismic survey. However, the logic of subsequent events had taken a course that made it imperative for the company to shift its activities completely toward the production-oriented operations. We have seen several generations of experts come and go since those early days. Still, the original elements of our former scientific orientation have remained both in our approach to what we do and in our selection of the personnel to do it. The greater part of Sibneftegeofizika’s computer software and development products currently applied in our work are the result of many years of our earlier research activities.

Today, Sibneftegeofizika performs a full range of seismic survey operations, including field acquisitions in 2D and 3D modifications, seismic data processing and all-inclusive interpretation of geological and geophysical data prior to their conversion into three-dimensional geological models. Enlisting the services of a specialist unit with the Siberian Experimental and Methodological Geophysical Drill-hole Survey Company (SOMGEIS), we perform drill-hole geophysical investigations and VSP seismic profiling. Field seismic exploration work is the company’s main field of activity earning it close to 90 percent of its income.

What up-to-date equipment and facilities do you have?

Losev: To perform seismic exploration work in the field, the company operates 11 seismic prospecting crews equipped with state-of-the-art equipment, including 20 recording systems (mostly latest Sercel 408/428 models), over a hundred different drilling rigs, some thirty vibration units, and 40 Yenisei-type electromagnetic impulse-generating seismic vibrators.

Topographic survey crews are equipped with advanced global-positioning navigational systems. The geophysical teams with our field units are equipped with state-of-the-art computers and software support programs which are for the most part developed by Sibneftegeofizika’s own experts and built into our integrated system of fieldwork planning, control and supervision.

Over the last decade, our organization has recorded more than 70,000 linear kilometers of 2D seismic profiles and performed over 9,000 square kilometers of 3D seismic surveys.

What is characteristic of Sibneftegeofizika’s work in the field of processing and interpretation of seismic data is: ● The use of software tools developed by world market leaders; ● Development of custom-tailored solutions for each site being explored; and ● A high degree of individual skills of our experts.

For the processing of seismic material, our company possesses unique methodologies and techniques for the solution of tasks concerning such areas as near-surface effects compensation; the migration mapping of seismographic records; suppression of all sorts of interferences; and analysis of field seismic acquisition data. The final outcome of all-inclusive interpretation of seismic acquisition data is the construction of a digital three-dimensional geological model of the geological body surveyed, with that outcome being presented in the form of lithological sections (cubes), porosity stratification factors, permeability coefficients or hydrocarbon saturation factors. To perform those tasks, it is necessary to solve the traditional problems of seismic survey, viz. to determine the occurrence depth of the reflecting horizons being the survey targets, perform a quantitative interpretation of the geographic information system’s results, and perform an inverse modeling of seismic data in order to make a prediction of the desired quantities.

Our company has a perfect command of all of the above techniques and methods.

62

Статья предоставлена ОАО «Сибнефтегеофизика»

Г

енеральный директор ОАО «Сибнефтегеофизика» Станислав Лосев рассказывает об успехах и достижениях компании, в этом году отмечающей 40-летний юбилей Станислав Юрьевич, расскажите, пожалуйста, об основных направлениях деятельности предприятия? Станислав Лосев: «Сибнефтегеофизика» образована на базе государственного объединения, созданного 3 сентября 1971 года в составе Министерства нефтяной промышленности СССР. В настоящее время организационноправовая форма компании – открытое акционерное общество. Предприятие создавалось с целью решения научно-практических задач в области сейсморазведки, но логика развития событий была такой, что в настоящее время деятельность общества полностью перешла в производственное русло. Не один раз произошла и смена поколений специалистов. Однако элементы бывшей научной направленности сохранились и в подходе к работе, и в подборе кадров. Большая часть разработок и программного обеспечения ОАО «Сибнефтегеофизика», которые в настоящее время активно используются, являются итогом предшествующих многолетних исследований. Сегодня ОАО «Сибнефтегеофизика» проводит полный комплекс сейсморазведочных работ, включая полевые работы в модификациях 2D, 3D, обработку сейсморазведочных материалов, комплексную интерпретацию геолого-геофизических данных до построения трехмерных геологических моделей. Также, силами специализированного подразделения СОМГЭИС, мы проводим геофизические исследования в скважинах, ВСП. Основным направлением деятельности для общества, приносящим 90% дохода, является выполнение полевых сейсморазведочных работ. Позволяет ли уровень оснащенности оборудованием решать актуальные задачи отрасли? Лосев: Для выполнения полевых сейсморазведочных работ в состав общества входят 11 сейсморазведочных партий, оснащенных современным оборудованием, включая 20 систем регистрации, основная часть которых – последние модели 408/428 фирмы Sersel, более сотни различных буровых станков, три десятка вибрационных установок, 40 импульсных электромагнитных источников сейсмических колебаний типа «Енисей». Топогеодезические отряды оснащены современными навигационными системами. Геофизические службы полевых подразделений оснащены современными компьютерами, программным обеспечением, большая часть которого разработана специалистами ОАО «Сибнефтегеофизика» и интегрирована в систему планирования, управления и контроля полевых работ. За последнее десятилетие наша организация выполнила более 70 тыс. пог. км сейсмических профилей 2D и более 9 000 км2 сейсмической съемки 3D. В области обработки и интерпретации сейсморазведочных данных для ОАО «Сибнефтегеофизика» характерно: ● использование программных средств лидеров мирового рынка; ● разработка индивидуальных решений для каждого исследуемого объекта; ● высокий уровень квалификации специалистов. В обработке сейсмических материалов наше предприятие располагает уникальными методиками решения задач по компенсации влияния верхней части разреза, по миграционным преобразованиям сейсмической записи, по подавлению различного рода помех, по анализу полевых данных. Окончательным результатом комплексной интерпретации сейсморазведочных данных является построение цифровой трехмерной геологической модели изучаемого объекта, которая может быть оформлена в виде разрезов (кубов) литологии, коэффициентов пористости, проницаемости, нефте(газо)насыщенOil&GasEURASIA

СЕЙСМОРАЗВЕДКА What is the geography of the company’s activities today? Who are the company’s customers?

Losev: The geography of the Sibneftegeofizika activities today is fairly broad, stretching as it does from the north-end of Yamal Peninsula in the north to the southern regions of Uzbekistan in the south and from Mangyshlak Peninsula in the west to Yakutia in the east. Seismic work has been performed in Mongolia, Kazakhstan and Uzbekistan. The various regions of Eastern and Western Siberia constitute the main areas where the company is conducting its operations today. Currently, we have contracts signed to perform seismic survey work in Yamal-Nenets District, Khanty-Mansiysk District, Tomsk Region, and Yakutia.

Among our principal customers are the following oil and gas companies: Tomskneft VNK, Gazprom Dobycha Noyabrsk, Gazpromneft Shelf, Gazpromneft NNG, Novatek, Sibneftegaz, Surgutneftegaz, Kumskaya Neft, Matyushkinskaya Vertikal, Slavneft-Megionneftegaz, Tomskgazprom, Gazpromneft Vostok, Slavneft-Krasnoyarskneftegaz, STS-Servis, Petrogrand, Kolvaneft, Novosibirskneftegaz, Terneftegaz, Rosneft-Kazahstan, Tuimaada Neft, TNK Uvat, Samotlorneftegaz, TNK-Nizhnevartovsk, Vostokgazprom and others.

Also, Sibneftegeofizika has performed government contracts for the conduct of regional geophysical operations. We have already performed work under contracts with the Subsoil Use Department for Khanty-Mansiysk District, the Subsoil Use Department for Yamal-Nenets District and the Subsoil Use Department for Siberian Federal District. In the forthcoming surveying season we shall perform work under a contract with the Subsoil Use Department for the Republic of Sakha (Yakutia).

How would you describe your company’s special characteristics and particular style?

Losev: The company’s own style consists in the high-quality performance of work at all stages of the operation, viz. field acquisition and data processing and interpretation. In the conduct of acquisition work in the field, it is in the following way that we do it in our organization to obtain high-quality initial data: The use of the latest in data acquisition equipment; ● Custom-tailored and high-level analytical approaches to the selection of conditions governing data acquisition and seismic response stimulation; ● The conduct of test surveys during the whole of the surveying season; ● The use of our own software tools, methods and techniques; and ● The use of special methods of production engineering.

To raise the level of objectivity of operational control surveillance of the seismic material quality, Sibneftegeofizika has instituted its own service of internal controls performed by geophysicists seconded to the seismic prospecting crews operating in the field during the acquisition period. The prime objective of the geophysicist attached to a field prospecting crew is to perform quality monitoring of the acquired material and take steps to assure improvements in that quality. Significantly, the geophysicist concerned does not report to the management of the crew. It is this kind of organizational set-up that has helped promote our high quality of seismic data acquisition. Strict adherence to that particular course has, on occasions, led to the extension of operational time-limits or failure to meet the deadlines established for the execution of an order as a whole. Nevertheless, the prevailing feeling in our company is that on-time performance of a work scope, to the detriment of its quality, is simply not acceptable.

How do you view your company’s prospects?

Losev: Trivial as it may sound, our company is pinning its hopes on the expected rise in oil prices. The higher the price index the more money is invested by oil and gas companies into new programs to further specify the geological structure of mineral deposit fields and to search for and explore the newer ones and, consequently, the greater the demand for our own services. The 2008 financial crisis has dropped, by a third, our work scopes, financial well-being and profits. The oil prices have now risen to their pre-crisis levels. Yet, no visible stirring of the oil and gas companies’ activities is anywhere to be seen, however, even though there are some observed signs of a certain revival of the market. Companies are not eager right now to seek out new license areas, something that can be seen from numerous subsoil-use tenders that have failed merely because of the absence of bidders. As a consequence of that, only a small number of orders are placed for seismic survey work. This, however, is only a result of certain inertia and of planning approaches that are based solely on the earlier volumes. My own prediction is that, if not the forthcoming field season, then the next one after that to be rich in profitable orders and deals. What makes that optimistic forecast possible is the Russian Government’s declared intention to double the size of budget appropriations allocated to geological exploration activities.

On Sibneftegeofizika 40th anniversary, it is with considerable optimism and confidence that we are looking into the future Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ности. Для выполнения этого необходимо решить традиционную задачу сейсморазведки: определить глубины залегания отражающих горизонтов, объекта исследования, провести количественную интерпретацию результатов ГИС, выполнить инверсию сейсмических данных с целью прогноза искомых характеристик. Все эти технологии освоены в нашей компании. Какова география деятельности компании? Кто заказчики компании? Лосев: География работ ОАО «Сибнефтегеофизика» достаточно широка, от северной оконечности полуострова Ямал на севере до южных районов Узбекистана на юге, от Мангышлака на западе до Якутии на востоке. Были работы в Монголии, Казахстане, Узбекистане. В настоящее время основная территория деятельности компании – это Восточная и Западная Сибирь. Мы получаем заказы на выполнение сейсморазведочных работ в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономном округе, в Томской области, в Якутии. Нашими основными заказчиками являются такие нефтегазовые компании, как ОАО «Томскнефть» ВНК, ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпромнефть шельф», ОАО «Газпромнефть ННГ», ОАО «Новатэк», ОАО «Сибнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Кумская нефть», ООО «Матюшкинская вертикаль», ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз», ОАО «Томскгазпром», ООО «Газпромнефть Восток», ООО «СлавнефтьКрасноярскнефтегаз», ООО «СТС-сервис», ООО «Петрогранд», ОАО «Колванефть», ОАО «Новосибирскнефтегаз», ОАО «Тернефтегаз», ОАО «Роснефть-Казахстан», ОАО «Туймаада нефть», ОАО «ТНК Уват», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Востокгазпром» и др. Также ОАО «Сибнефтегеофизика» выполняла государственные заказы на проведение региональных геофизических работ. Ранее мы выполняли работы по заказу Управления по недропользованию по Ханты-Мансийскому округу, Управления по недропользованию по Ямало-ненецкому округу, Управления по недропользованию по Сибирскому федеральному округу. В предстоящем полевом сезоне будем выполнять заказ Управления по недропользованию по Республике Саха (Якутии). В чем, по Вашему мнению, особенность и собственный стиль компании? Лосев: Собственный стиль компании – это качественное выполнение работ, обработки и интерпретации на всех этапах. При проведении полевых работ – это получение качественных исходных данных, что в нашей организации достигается: ● путем использования новейшей регистрирующей аппаратуры; ● индивидуальным и аналитическим подходом к выбору условий регистрации и возбуждения сейсмических сигналов; ● проведением опытных работ на протяжении всего полевого сезона; ● использованием собственных программных средств, методик и технологий; ● специальной организацией производства. Для повышения объективности оперативного контроля качества сейсмического материала в ОАО «Сибнефтегеофизика» введена служба внутреннего контроля, которая выполняется геофизиками, прикомандированными к полевым партиям на период полевых работ. Основной задачей геофизика полевой партии является контроль качества материала и принятие мер для его повышения. При этом геофизик выведен из подчинения администрации партии. Такие организационные меры способствуют получению качественных сейсмических данных. Строгое следование в этом направлении подчас приводит к увеличению и срыву сроков выполнения заказа в целом. Тем не менее, считаем, что выполнение объемов работ в ущерб качеству неприемлемо. Какими Вы видите перспективы компании? Лосев: Как ни банально звучит, перспективы нашей компании зависят от цены на нефть. Чем выше этот показатель, тем больше нефтяники и газовики вкладывают средств в уточнение геологического строения месторождений, разведку, поиск новых залежей, и тем больше они нуждаются в наших услугах. Кризис 2008 года «обрушил» объемы наших работ, благосостояние, прибыль. Сейчас цена на нефть достигла докризисного уровня. Но особой активности нефтегазовых компаний пока не наблюдается, хотя определенное оживление рынка заметно. Компании не стремятся получить новые лицензионные участки, о чем говорит большое количество конкурсов, не состоявшихся в связи с отсутствием заявителей на право пользования недрами. Следствием этого является малое количество заказов на сейсморазведочные работы. Но наблюдаемое связано лишь с инертностью, с планированием от достигнутого. Уверен, если не предстоящий, так будущий сезон будет богат на выгодные заказы. Такой благоприятный прогноз позволяет сделать заявленное правительством России двукратное увеличение объема финансирования геологоразведочных работ. В 40-летний юбилей компании мы с оптимизмом и уверенностью смотрим в будущее!

63

INNOVATIONS

ADVERTORIAL SECTION

Searching for New Horizons Новые перспективы

Itamar Vandelli Итамар Ванделли

К

Branch headquarter Штаб-квартира подразделения Manufacturing facilities Производственные предприятия

B

Service centers Сервис-центры Sales offices Офисы продаж

uilding on over 175 years of manufacturing high quality, reliable and innovative products, Sulzer pumps searches for new horizons in Russia.

For many years Sulzer Pumps developed an aggressive expansion program and has a truly global footprint of 14 manufacturing facilities and over 65 service centers around the world. The map below provides an overview In 2010 we started a new development program for our activities in Russia, establishing a new Sulzer legal entity (LE) in Moscow in addition to our existing LE in St Petersburg.

Meanwhile, we searched for a suitable location for our first service center to provide quality repairs, retrofits, spare parts, field services and training to all our customers in the industrial area around Moscow.

After visiting several possible locations we identified a building at Khimki (Moscow Region) and after only seven months the facility was totally refurbished. New walls, roof, floor and the necessary equipment for a modern service center with overhead cranes, compressed air supply, electricity, heating, etc. The layout meets Sulzer Lean manufacturing principles with all equipment being state-of-the-art, brand new machines. This allows our facility to manufacture parts for Sulzer and third party pumps in accordance to our high quality standards.

During this period we also recruited, trained and developed the Sulzer Moscow service center personnel including management, engineering, logistics, project management and shop floor specialists. After selection from highly qualified Russian professionals, we mobilized our colleagues in Europe for training in Germany, Great Britain and other locations where they could be fully

64

омпания Sulzer Pumps, уже более 175 лет выпускающая высококачественную, надежную и инновационную продукцию, открывает для себя новые перспективы в России. Многие годы Sulzer Pumps активно развивала свою деятельность во всем мире, что обеспечило ей глобальный охват мирового рынка. Сегодня у нее есть 14 производственных предприятий и 65 сервисных центров в разных странах. Ниже представлена карта с общим обзором деятельности компании. В 2010 году Sulzer Pumps начала реализацию новой программы по расширению деятельности в России: в Москве было учреждено новое юридическое лицо Sulzer в дополнение к уже работающему в СанктПетербурге. Одновременно подыскивалась площадка для нового сервисного центра, который впоследствии должен был обеспечивать качественный ремонт, выполнять работы по модернизации, осуществлять поставку запчастей, обслуживание в условиях эксплуатации и обучение персонала клиентов компании в ближайших к Москве промышленных зонах. Подходящее здание нашлось в г. Химки (Московская область), и через семь месяцев производственные помещения были полностью отремонтированы. Теперь здесь новые стены, крыша, пол, предусмотрено все необходимое для оборудования современного сервисного центра, включая мостовые краны, воздухоснабжение, электроснабжение, отопление и проч. Планировка оборудования, отвечающего последнему слову техники, соответствует принципам экономичного производства компании Sulzer. Благодаря этому на предприятии можно изготавливать детали как для насосов Sulzer, так и для насосов других компаний, в соответствии с самыми высокими требованиями по качеству. Одновременно проводился набор, обучение и повышение квалификации персонала для московского сервисного центра по таким направлениям, как управление, инженерноконструкторские разработки, организация материально-технического снабжения, управление проектами и работа в цехах. Наиболее квалифицированные российские специалисты были направлены в Германию, Великобританию и другие страны, чтобы досконально ознакомиться с производственными и эксплуатационными стандартами и процедурами компании Sulzer. Российским специалистам была предоставлена вся технологическая информация, необходимая для разработки центробежных насосов, в том числе данные о технологии материалов, новые методы повышения эффективности гидравлических систем, процедуры испытаний, нормы для контроля качества, данные по механической обработке, сборке и т.д. Благодаря этой информации специалисты компании профессионально решают проблемы, с которыми могут столкнуться ее клиенты при эксплуатации установок, оснащенных центробежными насосами. Особое внимание уделяется поиску новых технологических решений для повышения эффективности, увеличения наработки на отказ вдвое и даже втрое, а также анализу насосов, используемых клиентами компании. Подобный анализ позволяет предлагать и внедрять более совершенные решения, повышающие надежность и продолжительность эксплуатации насосов при соответствующем снижении затрат на обслуживание.

Основные функции сервисного центра в Химках: ● Ремонт и восстановление насосов производства компании Sulzer, а также других компаний. ● Модернизация всех видов вращающегося оборудования, совершенствование технологий материалов и эксплуатационных параметров в соответствии с потребностями клиентов. ● Производство современных запчастей для вращающегося оборудования разного типа и их оперативная поставка.

Oil&GasEURASIA

ИННОВАЦИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

trained in Sulzer standards and procedures for manufacturing and field service. In the engineering departments Sulzer transferred to its new Russian colleagues the necessary pumping knowledge for the design of centrifugal pumps. This included material technology, new hydraulics efficiency improvement, test bed procedures, quality control norms, machining, assembly, etc. All these measures allow our team to professionally address all the centrifugal pumping system problems that our customers may face. We focus on innovative, technical solutions to increase efficiency, deliver energy savings, double or triple the mean time between failures, analysis of customers pumps to suggest and implement improvements that increase reliability and operating life with the associated reduction in maintenance costs.

The main capabilities of Khimki service center are: ● Repair and refurbishment of both Sulzer and third party pumps. ● Retrofits of all kind of rotating equipment, upgrading material technologies and operational parameters as per customers needs. ● Modern spare parts manufacturing center enabling us to quickly supply parts for many kinds of rotating equipment. ● 24/7 hot line to field service engineering assures a fast response to customers needs. ● Support for maintenance contracts inside customers plants. ● Support for spare parts supply contracts including administration of stock inventory assuring fast delivery and minimizing downtime of your equipment. ● On site engineering analysis of pump systems to identify the optimum technical and pay back system improvements.

Our development plans are not limited to the Moscow Region. Our target for 2011 is to identify and implement another service center before the end of the year, this work is already well underway. We are also seeking further potential locations for service islands and centers plus, of course, Sulzer-trained competent and professional engineers to operate these new facilities.

In addition to these various service locations provision of a new pump assembly plant is also being considered.

The core of Sulzer Customer Support Services (CSS) operating principle is Performance Through People. Our Lean manufacturing program is being implemented in the first service center to ensure standardization of procedures, engineering and rationalization of processes. Extensive training assures the parts made in and services provided by Sulzer in Russia will provide our customers the high performance, durability and dependability they need.

Supporting all these activities are the Sulzer Core Values that are also being introduced into Russia, ensuring all our locations are world class pump solutions providers.

Thus our Core Values are: ● Customer Partnership - we exceed the expectations of our customers with innovative and competitive solutions ● Operational Excellence - we perform on the basis of structured work processes and LEAN principles. ● Committed People -we are committed to high standards and show respect for people. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Ежедневная круглосуточная горячая линия по вопросам техобслуживания в условиях эксплуатации, позволяющая оперативно реагировать на запросы клиентов. ● Обслуживание в рамках контрактов на техобслуживание установок клиентов. ● Обслуживание в рамках контрактов на поставку запчастей, включая инвентаризацию, что гарантирует быструю поставку и минимизацию времени простоя оборудования клиента. ● Инженерный анализ насосных систем непосредственно на месте эксплуатации с целью оптимизации их технических параметров и усовершенствования для повышения окупаемости систем. Планы по расширению деятельности Sulzer Pumps не ограничиваются Московской областью. Цель компании – до конца 2011 года открыть еще один сервисный центр, и активная работа в этом направлении уже ведется. Также ведется поиск площадок для центров обслуживания и сервисных центров, и компетентных специалистовинженеров, прошедших обучение в компании Sulzer, для работы в этих центрах. Помимо поиска площадок для различных сервисных центров рассматривается также возможность открытия нового завода по сборке насосов. В основе деятельности Службы клиентской поддержки компании Sulzer заложен принцип «профессионализм персонала – залог эффективной работы». В первом сервисном центре реализуется программа экономичного производства компании, обеспечивающая стандартизацию процедур, технологическую разработку и совершенствование производственных процессов. Благодаря разносторонней подготовке специалистов компании, изготовленные в России детали и услуги, предоставляемые Sulzer, обеспечат ее клиентам высокие эксплуатационные характеристики, длительный срок службы и необходимые гарантии надежности оборудования. Благодаря главным принципам, на которых строится работа Sulzer в том числе и в России, все предприятия компании обеспечивают поставку решений для насосных систем в соответствии с самыми высокими мировыми стандартами. Наши основные ценности: ● Cотрудничество с клиентом - мы превосходим ожидания наших клиентов, предлагая новейшие конкурентоспособные решения ● Высокие стандарты ведения бизнеса - мы опираемся на структурированные рабочие процессы и принципы экономичного производства. ● Преданность своему делу – мы стремимся соответствовать высоким стандартам и относимся к людям с глубоким уважением.

ɘɪɢɞɢɱɟɫɤɨɟ ɥɢɰɨ

ɋɟɪɜɢɫɧɵɟ ɰɟɧɬɪɵ

Next SC will be in UFA region, complete within 2011 Следующий СЦ будет в райне Уфы, окончание работ запланировано на 2011 год

ɁȺɈ "Ɂɭɥɶɰɟɪ ɇɚɫɨɫɵ", ɝ.ɋɚɧɤɬɁɭɥɶɰɟɪ ɉɪɨɢɡɜɨɞɫɬɜɨ/ ɍɩɚɤɨɜɤɚ/Ɍɟɫɬ ɐɟɧɬɪ / Sulzer ɉɟɬɟɪɛɭɪɝ/ZAO Sulzer Pumps, Manufacturing / Packaging / test Centre St Petersburg ɋɟɪɜɢɫɧɵɣ ɐɟɧɬɪ Ɂɚɩɚɞɧɚɹ ɋɢɛɢɪɶ/ ȼɨɫɬɨɱɧɚɹ ɈɈɈ "Ɂɭɥɶɰɟɪ ɉɚɦɩɫ Ɋɭɫ"(ɧɨɜɨɟ ɸɪɢɞɢɱɟɫɤɨɟ ɥɢɰɨ), ɝ.Ɇɨɫɤɜɚ/ Sulzer ɋɢɛɢɪɶ/Service Centre West Siberia / East Siberia region Pumps Rus LLC (New LE), Moscow ɋɟɪɜɢɫɧɵɟ ɫɬɚɧɰɢɢ (ɪɚɫɩɨɥɨɠɟɧɢɟ ɛɭɞɟɬ ɩɨɞɬɜɟɪɠɞɟɧɨ ɋɟɪɜɢɫ-ɰɟɧɬɪ, ɝ.ɏɢɦɤɢ /Service ɩɨɡɞɧɟɟ, ɜɵɲɟ ɜɨɡɦɨɠɧɵɟ ɜɚɪɢɚɧɬɵ)/ Service Islands / Stations, Centre, Khimki (Regions TBC examples only shown above) ɋɬɚɧɰɢɹ ɬɟɯɧɢɱɟɫɤɨɝɨ ɨɛɫɥɭɠɢɜɚɧɢɹ ɝ.ȿɤɚɬɟɪɢɧɛɭɪɝ/ Service Station, Yekaterinburg ɐɟɧɬɪ ɨɛɫɥɭɠɢɜɚɧɢɹ Ɉɤɬɹɛɪɶɫɤɢɣ ɝ.ɍɮɚ/ Service Centre Oktiabrisky, Ufa

65

EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

Cables That Perform Better Канаты, работающие лучше This article was supplied courtesy of Severstal-metiz Company

Статья предоставлена компанией «Северсталь-метиз»

ith its ups and downs, the global economy is making increasingly high demands of manufacturers in terms of efficiency and production safety from year to year. For oil and gas companies, this topic is particularly relevant since the safe and uninterrupted operation of equipment is a prerequisite for efficient production. The search of advanced technologies, equipment and accessories that enhance the safety of production and simultaneously help reduce operating costs is among priority for mining companies. While fulfilling this need on behalf of the customers, the Severstal-metiz Company created a unique design of steel cables for fixed drilling rigs for oil and gas wells and deep drilling equipment.

Wire cables are the flexible link between the heavy drilling tool and a winch. This part of the rig’s sheave system bears a significant load (lifting and suspending the heavy drilling equipment weight). Therefore, the cables for the rigs should feature high mechanical strength (to withstand multiple loads like stretching, bending, vibration, contact stress, the outer and inner wear of wires), being at the same time flexible enough. This class of products includes the designs developed by the Severstal-metiz engineers: ● 6-strand cables with combined core as per TU-049; ● 8-strand cables as per TU-072; ● 8-strand cables with plastic compacted strands as per TU-051.

The six-strand cables as per TU-049 have a number of advantages over the standard cables as per GOST 16853 with a metal core. Thanks to the special design of the outer strands, the new cables are characterized by higher resistance to abrasion, but they are more flexible due to design features of the product core. The presence of organic fillers does not only reduce the influence of dynamic loads on the cable, but also provides

остоянно меняющаяся ситуация в мировой экономике с каждым годом предъявляет к производителям все более высокие требования по экономичности и безопасности производства. Для предприятий нефтегазового комплекса эта тема особенно актуальна, поскольку безопасная и бесперебойная работа оборудования – одно из обязательных условий эффективной добычи. Поиск современных технологий, оборудования и комплектующих, повышающих безопасность добычи и одновременно помогающих снизить эксплуатационные издержки, является одним из приоритетных направлений для добывающих компаний. Исходя из потребностей клиентов, компания «Северсталь-метиз» создает уникальные конструкции стальных канатов для стационарных буровых установок, предназначенных для бурения нефтяных и газовых скважин, и оборудования для глубокого бурения. Стальные канаты обеспечивают гибкую связь между тяжелым буровым инструментом и лебедкой. Эта часть талевой системы буровой установки несет значительную нагрузку (подъем и поддержание на весу тяжелого бурового инструмента), поэтому канаты для буровых должны иметь высокую механическую прочность (противостоять сложным нагрузкам – растяжению, изгибу, вибрации, контактным напряжениям, внешнему и внутреннему износу проволок) и при этом обладать достаточной гибкостью. К классу таких изделий относятся разработанные инженерами «Северсталь-метиза» конструкции: ● Шестипрядные канаты с комбинированным сердечником по ТУ-049; ● Восьмипрядные канаты по ТУ-072; ● Восьмипрядные канаты с пластически обжатыми прядями по ТУ-051. Шестипрядные канаты по ТУ-049 обладают целым рядом преимуществ по сравнению со стандартными канатами по ГОСТ 16853 с металлическим сердечником. Благодаря

● TU-049 Type 1 ● ТУ-049 тип 1

● TU-049 Type 2 ● ТУ-049 тип 2

W

П

Note: here and below the diagrams are provided for the visual comparison of new cables designs’ properties relative to the cable properties as per GOST 16853. The highlighted area reflects the properties of the new TU; the area outlined by the solid black line are the cable properties according to GOST. Примечание: здесь и далее диаграммы приводятся для наглядного сравнения свойств новых конструкций канатов относительно свойств каната по ГОСТ 16853. Область, выделенная цветом – свойства нового ТУ, область, очерченная сплошной черной линией – свойства каната по ГОСТ.

66

Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ an additional source of lubrication inside ● ТУ-072 the product. Today, Severstal-metiz offers ● TU-072 consumers two versions of these cables, namely the round-strand cable (TU-049, Type 1) and the cables with plastic compacted strands (TU-049, Type 2). Type 2 cables offer additional benefits with respect to the round-strand counterpart due to the higher structural density of inner wire; they are loaded more evenly, which reduces the sporadical breaks of wires within the strands to a minimum. The tensile strength of such products is 15-20 percent higher than the similar cables in accordance with the GOST for the same diameter. Thanks to compact design, the cables feature higher resistance to transverse crushing, whereas by reducing the contact stress, we increase the wear resistance of wires and strands.

In addition, less wear and tear of pulleys and drums is ensured through larger area of contact with the bearing surface of the cable. The TU-049-based cables are recommended for use on the drums without grooves or with parallel grooves.

The main benefits of 8-strand cable according to TU-072, compared to the GOST 16853-based cables with organic core, include increased flexibility, higher fatigue resistance, greater tensile strength and longer service life. It should be noted that these cables are recommended for use in small sheaves and drums, where the ratio of the drum diameter to the cable diameter is less than 20. The products are designed for drums with the Lebus-grooved drums.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

особой конструкции наружных прядей, новые канаты характеризуются повышенной стойкостью к истиранию, а конструктивные особенности сердечника придают им бóльшую гибкость. Наличие органических заполнителей позволяет не только снизить влияние динамических нагрузок на канат, но и обеспечивает дополнительный источник смазки внутри изделия. Сегодня «Северстальметиз» предлагает потребителям две модификации этих канатов – круглопрядные канаты (ТУ-049 тип 1) и канаты с пластически обжатыми прядями (ТУ-049 тип 2). Канаты 2-го типа имеют дополнительные преимущества по сравнению с круглопрядными аналогами – благодаря более высокой структурной плотности, проволоки в них нагружаются более равномерно, что позволяет свести единичные обрывы проволок в прядях к минимуму. Разрывная прочность таких изделий на 15-20% выше аналогичных канатов по ГОСТ того же диаметра. Благодаря уплотнению конструкции, канаты обладают более высоким сопротивлением поперечному раздавливанию, а за счет снижения контактных напряжений увеличивается износостойкость проволок и прядей. Кроме того, обеспечивается меньший износ шкивов и барабанов за счет бóльшей площади контакта с опорной поверхностью каната. Канаты по ТУ-049 рекомендованы к применению на барабанах без нарезки или с параллельной нарезкой. В числе основных преимуществ восьмипрядных канатов по ТУ-072, по сравнению с канатами по ГОСТ 16853 с органическим сердечником, –wповышенная гибкость, более высокое сопротивление усталости, бóльшая разрывная прочность и увеличенный срок службы. Необходимо учитывать, что эти канаты рекомендованы к применению на малых блоках и барабанах, где отношение диаметра барабана к диаметру каната составляет менее 20. Изделия предназначены для барабанов с нарезкой типа «Лебус».

67

EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

The eight-strand cables based on TU-051 ● ТУ-051 тип 2 with the plastic compacted strands, just like ● ТU-051 Type 2 TU-072-compliant cables, also offer increased flexibility and high fatigue resistance, higher tensile strength as compared to the standard GOST cables designed for the Lebus-grooved drums. The products are recommended for the rigs, which drum-to-cable diameter ratio is 20-24. The advantages of the cables offered

by Severstal-metiz over the standard hardware are obvious, but to ensure the maximum effect it would not be enough to buy a good product, it is necessary to make the right selection and rig it up. To provide consumers with full technical support, the company has established the cable service center, where experts help customers in choosing the optimal design, participate in the rigging, conduct the training sessions, monitor the service life length of the cables, and develop more custom-tailored products. In light of the wide variety of mining equipment and specific operating conditions, to seek guidance from the cable service center is a must in the selection of your cables.

While actively expanding its service line of business, Severstal-metiz has been mastering a technology for pre-stretching of the cables. This routine allows you to remove the residual structural stress and get rid of operational elongation. The torque of such cables is much lower than the torque of a similar product of the same design. In addition, the cable pre-stretching allows the customer to abandon the initial run-in of the cable and thereby save money.

The company has made a great leap forward in technological terms over the past five years. A whole line of unique specialty products has been launched. Carefully studying the concerns and needs of the customers, the company strives to provide the optimum technical solution, a balance of price and quality, and bring the maximum benefit to the consumer.

68

Восьмипрядные канаты по ТУ-051 с пластически обжатыми прядями, как и канаты по ТУ-072, также обладают повышенной гибкостью, высоким сопротивлением усталости, бóльшей разрывной прочностью по сравнению со стандартными канатами по ГОСТ и предназначены для барабанов с нарезкой типа «Лебус». Изделия рекомендованы для оснастки буровых установок, соотношение диаметра барабана и диаметра каната на которых составляет 20-24. Преимущества представленных канатов «Северстальметиза» над стандартными изделиями очевидны, однако для обеспечения максимального эффекта недостаточно просто купить хорошее изделие, необходимо его правильно подобрать и навесить. Для оказания всесторонней технической поддержки потребителю в компании создан сервисный канатный центр, специалисты которого помогают в выборе оптимальной конструкции, участвуют в навеске, проводят обучающие семинары, осуществляют мониторинг наработки канатов, занимаются разработкой новых видов продукции в соответствии с требованиями заказчика. Учитывая большое разнообразие добывающего оборудования и специфические условия эксплуатации, обращение за консультациями в сервисный канатный центр является необходимым требованием при выборе канатов. Активно развивая сервисное направление, «Северстальметиз» осваивает технологию предварительной вытяжки канатов. Данная операция позволяет снять остаточное напряжение конструкции, устранить эксплуатационное удлинение. Крутящий момент этих канатов значительно ниже крутящего момента аналогичных изделий такой же конструкции. Предварительная вытяжка каната также позволяет заказчику отказаться от операции первоначальной приработки (обкатки) каната, что обеспечивает экономию средств. За последние пять лет компания добилась значительного прогресса в технологическом плане. Появилась целая линейка уникальных специализированных продуктов и услуг. При этом, «Северсталь-метиз» не останавливается на достигнутом и тщательно изучает проблемы и потребности заказчиков, чтобы предоставлять оптимальные технические решения, сбалансированные по цене и качеству и приносящие максимальную пользу потребителю.

Contact Us:

Наши контакты:

Area Sales Office in Russia and CIS: Vyacheslav Shirayevsky Phone: +7 (8202) 53-91-67 Fax: + (8202) 53-85-20 e-mail: market@severstalmetiz.com

Продажи в России и СНГ: Вячеслав Ширяевский тел.: +7 (8202) 53-91-67 факс: + (8202) 53-85-20 e-mail: market@severstalmetiz.com

Elena Tsibulina Phone: +7 (8442) 63-40-98, 62-42-00 Fax: +7 (8442) 63-42-43 e-mail: evcibulina@severstalmetiz.com

Елена Цибулина тел.: +7 (8442) 63-40-98, 62-42-00 факс: +7 (8442) 63-42-43 e-mail: evcibulina@severstalmetiz.com

Export Sales Office: Natalya Avanova Phone/fax: +7 (495) 926-77-66, ext.6545 e-mail: na.avanova@severstalgroup.com

Экспортные продажи: Наталья Аванова тел./факс: +7 (495) 926-77-66 доб.6545 e-mail: na.avanova@severstalgroup.com

Technical Support: Morris Baldwin Phone: +7 (8202) 53-93-79 Fax: +7 (8202) 53-86-10 e-mail: mbaldwin@severstalmetiz.com

Техническая поддержка: Морис Болдуин тел.: +7 (8202) 53-93-79 факс: +7 (8202) 53-86-10 e-mail: mbaldwin@severstalmetiz.com

Dmitry Sokolov Phone: +7 (8202) 53-89-58 Fax: +7 (8202) 53-86-10 e-mail: dusokolov@severstalmetiz.com

Дмитрий Соколов тел.: +7 (8202) 53-89-58 факс: +7 (8202) 53-86-10 e-mail: dusokolov@severstalmetiz.com

www.severstalmetiz.com

www.severstalmetiz.com

Oil&GasEURASIA

ГИРОСКОПЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

New Heights for Downhole Drilling Новые высоты для наклонно-направленного бурения Robert Simpson

Роберт Симпсон

Precision matters when spending millions of dollars drilling for minerals or oil and gas in harsh environments such as the North Sea, the frozen Arctic or scorching deserts of North Africa. That’s why more and more drilling companies are relying on gyroscopic surveying tools for accuracy. При бурении в ходе добычи полезных ископаемых, нефти или газа в суровых климатических условиях, например, в Северном море, покрытой льдом Арктике или обожженных солнцем пустынях Северной Африки, где тратятся миллионы долларов, степень точности имеет огромное значение. Именно поэтому все больше и больше буровых компаний используют в своей работе гироскопические инклинометры для получения максимально точных измерений.

H

igh above the deep valleys and canyons in Colorado’s Piceance Basin, Frank Westcott, the president of Colorado-based Native Navigation faces a challenge.

He is listening to his directional driller’s plan to navigate a new bore hole through 16 other wells already spudded from the drill pad they are standing on. “The risk in this play is not drilling a dry hole. Suddenly, drilling a hole has become even more technical,” says Westcott.

Directional drilling of multiple holes from a single drill pad is a standard practice in the Piceance Basin’s prolific oil and gas fields, but the risks are enormous as the holes are in close proximity and a well collision is a possibility.

ACCURACY / ТОЧНОСТЬ ●

The North-seeking GyroTracer delivers highly accurate, non-magnetic devi-

ations in magnetically disturbed environments, such as inside casings, a drill pipe or magnetic rock. ●

The gyroscope is low-power and lightweight, with the capacity of operating

in a wireline or battery-operated mode. ●

The tool delivers azimuth and inclination measurements accurate from 0-70

degrees from vertical. ●

Гироскопический инклинометр GyroTracer™ – это прибор с динамически

настраиваемым гироскопом (ДНГ). Прибор не подвержен влиянию магнитных воздействий и предназначен для получения высокоточных данных об отклонении ствола скважины в магнитно-неустойчивых зонах, например, внутри обсадных или бурильных труб или в магнитных породах. ●

Гироскопический инклинометр имеет оптимальные массо-габаритные

характеристики, потребляет небольшое количество электроэнергии и может работать в двух режимах – с геофизическим кабелем или в автономном режиме с питанием от многозарядного аккумуляторного модуля. ●

Прибор используется для измерений угла и азимута отклонения

скважин в диапазоне 0-70 градусов от вертикали.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В

ысоко над бескрайними долинами и каньонами в бассейне Пайсенс в штате Колорадо, Фрэнк Весткотт, президент колорадской компании Native Navigation, должен решить сложную задачу. Он слушает специалиста по наклонно-направленному бурению, который рассказывает ему о плане бурения новой скважины через 16 других скважин, уже пробуренных с буровой площадки, на которой они стоят. «Самое главное здесь – не ошибиться и не пробурить сухую скважину. Такое бурение неожиданно становится еще более сложной задачей», – говорит Весткотт. Наклонно-направленное бурение нескольких скважин с одной буровой площадки – обычная практика для богатых месторождений нефти и газа в бассейне Пайсенс. Однако при этом существует высокий риск пересечения траекторий скважин, так как скважины находятся в непосредственной близости друг от друга. Можно сказать, что отличительное свойство наклонно-направленного бурения – это очень высокие ставки: в случае успешного бурения скважина в бассейне Пайсенс может дать 1,2-1,4 млрд фут3 природного газа, а неточность при бурении может обойтись в миллионы долларов и нанести непоправимый ущерб репутации компании. Новые системы навигации стволов скважин при помощи гироскопической инклинометрии значительно облегчают работу буровиков, специализирующихся в наклоннонаправленном бурении. Ведущей компанией в этой отрасли является Stockholm Precision Tools AB (SPT AB), которая занимается разработкой навигационных измерительных систем нового поколения. Уже более 15 лет компания успешно разрабатывает и внедряет уникальные гироскопические инклинометры в нефтяном, газовом и горнодобывающем секторе. Главный продукт компании – гироскопический инклинометр GyroTracer™ с динамически настраиваемым гироскопом (ДНГ), получивший высокую оценку среди операторов нефтегазового сектора во всем мире и признанный наиболее надежным и точным прибором геонавигации на сегодняшний день. «Если вам предстоит пробурить до 22 скважин с одной буровой площадки, то просто необходим надежный инструмент, позволяющий получить точные данные; кроме того, прибор не должен быть подвержен влиянию магнитного поля. Мы заметили разницу сразу же, как только начали использовать GyroTracer™, – говорит Весткотт. – Он идеально отработал на 100%». Весткотт не одинок в своей оценке инклинометра GyroTracer™. «Эта технология намного опережает все остальные», – соглашается с ним Джастин Семадени, менеджер по техническим услугам компании Major Drilling America, Inc. Техники Major Drilling обследовали скважину с размером керна NQ при помощи гироскопического инклинометра SPT АВ в автономном режиме работы, до глубины 1 300 м по стволу скважины – отклонение составило 7,38 градусов, а само значение азимута

69

GYROSCOPES

ADVERTORIAL SECTION

Directional drilling is a high stakes specialty – a successful hole in the Piceance Basin can average 1.2 to 1.4 billion cubic feet of natural gas while a mistake in accuracy could cost millions of dollars and irreparably damage the company’s reputation.

New downhole gyroscopic survey navigation systems are making the job a lot easier for directional drillers, and the company on the forefront of survey technology is Stockholm Precision Tools AB (SPT AB).

SPT AB has been in the business of developing survey technology since 1990, but the main product of the company is the Northseeking GyroTracer™, a survey tool many in the industry have hailed as the most reliable and accurate available globally.

“When you have as many as 22 wells spudded from a single drill pad, you need a reliable tool for accuracy and one not affected by magnetic interference. As soon as we started using the North-seeking GyroTracer, we noticed the difference,” says Westcott.

“The GyroTracer has worked perfectly, 100 percent of the time.”

Westcott is not alone in his assessment of the North-seeking GyroTracer. “The technology is heads above the rest,” agrees Justin Semadeni, Technical Services Manager for Major Drilling America, Inc.

“The North-seeking Gyroscopic Inclinometer, which has wireline and memory capability, uses gyroscopic and quartz technologies, along with many advanced sensors, does not require field calibration” «Гироскопический инклинометр с ДНГ, работающий как в автономном режиме, так и с геофизическим кабелем, использующий гироскопические и кварцевые технологии в сочетании с усовершенствованными датчиками, не нуждается в поверочной калибровке» Major Drilling technicians surveyed an NQ core hole with the SPT gyro in memory mode to a measured depth of 1,300 meters – inclination was 7.38 degrees and azimuth was 212.06. Following the initial survey, the hole was deepened and, two and a half months later, the company was called out to survey the hole again. “We lowered the gyro to the tie-on point (the final station of the previous survey) and began surveying from 1,300 meters. When we retrieved the data from the gyro, the tie-on inclination was 7.38 degrees and the azimuth was 212.16. We couldn’t believe the incredible repeatability!” says Semadeni.

ГИРОСКОПИЧЕСКИЙ ИНКЛИНОМЕТР С ДНГ Для определения траектории скважины компания SPT AB применяет в своем приборе GyroTracer™ новейшие гироскопические и кварцевые технологии, а также многочисленные усовершенствованные датчики. Гироскопический инклинометр GyroTracer™ содержит миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ), который произ-

FEATURES / ХАРАКТЕРИСТИКИ ●

42 mm.

●

Memory mode allows for mobilization at sites with limited access or where equip-

ment is not feasible to use. ●

Wireline mode allows for real-time data acquisition.

●

25,000 hour lifetime.

●

Uses gyroscopic and quartz technologies.

●

Диаметр скважинного прибора 42 мм

The North-seeking GyroTracer uses the latest gyroscopic and quartz technologies, along with many advanced sensors, to find direction. It’s a North-seeking gyro; all azimuth measurements are in reference to geographic north, which means it produces more accurate and precise results because magnetic north shifts its geographic position over time, whereas the geographic north remains static.

●

Работа в автономном режиме позволяет использовать прибор на площадках

NO MAGNETIC INTERFERENCE

●

Срок службы – 25 тыс. часов.

Unlike other downhole survey or magnetic tools, the GyroTracer it is not affected by magnetic interference and can be run inside casing, drill pipe and magnetically-dis-

●

Используются гироскопические и кварцевые технологии.

NORTH-SEEKING GYRO

70

212,06. После первоначального замера скважину углубили и два месяца спустя компанию пригласили еще раз промерить скважину. «Мы опустили прибор до точки привязки (завершающей точки предыдущего обследования) и начали работы с глубины 1 300 м. Когда мы извлекли прибор и получили данные, то обнаружили, что отклонение в точке привязки составило 7,28 градусов, а азимут – 212,16. Мы не могли поверить такой невероятной воспроизводимости!» – говорит Семадени.

с ограниченным доступом или на площадках, где использование оборудования невозможно. ●

В режиме работы с геофизическим кабелем можно получать данные в

реальном времени.

Oil&GasEURASIA

ГИРОСКОПЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

BENEFITS / ПРЕИМУЩЕСТВА ● Option for battery or wireline mode. ● The gyroscope is 70 percent more cost efficient than the other survey tools and services available. ● Takes independent surveys to eliminate drifting over depth and time. ● No field calibration required. ● Easy-to-use application and software interface means gyro-calibration can be easily performed by the customer. ● No surface reference points needed and no gyro drift over time. ● Выбор между режимами работы – от многозарядного аккумуляторного батарейного модуля или с геофизическим кабелем. ● Рентабельность прибора на 70% выше, чем рентабельность других геофизических приборов и систем, существующих сегодня на рынке. ● Независимые исследования для исключения отклонений по глубине и по времени. ● Не нуждается в калибровке в полевых условиях. ● Удобный в использовании интерфейс приложения и ПО позволяет заказчику легко выполнить калибровку самостоятельно. ● Нет необходимости в реперных точках на поверхности, нет дрейфа показаний гироскопа с течением времени.

водит все измерения азимута относительно географического севера. Это означает, что результаты измерений, полученные при помощи этого прибора, являются более точными, потому что северный магнитный полюс со временем постепенно смещается, а географический север остается неизменным.

ОТСУТСТВИЕ ДРЕЙФА ОТ ВОЗДЕЙСТВИЯ МАГНИТНОГО ПОЛЯ В отличие от других приборов для скважинных исследований или магнитометрических приборов, гироскопический инклинометр GyroTracer™ не подвержен влиянию магнитного поля, его можно использовать внутри обсадных или бурильных труб или в магнитнонеустойчивых зонах. Как считает компания SPT АВ, данные наклонно-направленного бурения, полученные при помощи этого прибора, более надежны и точны, чем данные, получаемые при помощи других аналогичных приборов на базе микроэлектромеханических систем (МЭМС). «Если вы проводите разведочные работы, особенно в жестких условиях, когда стволы и скважины необходимо бурить на большую глубину с более сложными траекториями, то технология, которую вы применяете в системах для исследования скважин, должна быть надежной и высокоточной, – говорит Орландо Рамирез, президент компании SPT AB. – Если данные, полученные для наклонно-направленного бурения будут неточны, то можно пройти мимо целей и высокие затраты не оправдаются; кроме того, можно нанести вред окружающей среде в экологически уязвимых районах, например, на шельфовых месторождениях нефти и газа».

НАДЕЖНОСТЬ turbed ground. As a consequence, SPT believes the directional survey data it generates is more reliable and accurate than data generated by competing gyros based on MicroElectroMechanical Systems (MEMS).

“When you are conducting exploration work, the technology you deploy in drill hole surveying systems, particularly in demanding environments where wells and holes must be drilled to greater depths with more complex trajectories, you need technology that is highly reliable and accurate,” says Orlando Ramirez, SPT’s CEO. “Unreliable directional survey data can miss targets at great cost, and may also cause environmental damage in sensitive areas such as offshore oil and gas fields.”

RELIABILITY The North-seeking GyroTracer instrument is rugged, user-friendly, and does not require field calibration or a roll test before operation. It’s low-power, lightweight and capable of operating on a wireline or battery-operated memory mode. It’s also less expensive than many of the other survey tools and services available.

International Directional Services, a directional-drilling and borehole-survey service company, has tested many survey instruments, both magnetic and non-magnetic, over the years. General Manager Greg Taylor says the company’s experience with the repeatability and accuracy of SPT’s new system to date has been “excellent.”

Similarly, positive feedback has come from mining companies in Ontario’s Sudbury Nickel Basin, from Goldcorp’s Red Lake gold camp, from petroleum companies in Tunisia, from the offshore gas fields of eastern Italy, and from other international drilling companies servicing the resource sector.

CUSTOMER AND OPERATOR TRAINING “At SPT, we are committed to the success of our customers,” Ramirez continues.

“We invest 25 percent of all we make back into research and development, focusing both on new product advancement and on implementing upgrades and improvements to existing tools and software. Our focus is 100 percent on delivering technology to enable our customers to meet their specific project goals and objectives.”

But tools are never enough, and SPT does not believe its products alone differentiate the company from its competition. What makes SPT successful is its tools in combination with comprehensive and relevant customer and operator training to ensure maximum efficiency in operation. SPT training and technical teams are on the road throughout the year, delivering theoretical and practical training, along with post-sales technical support, to SPT customers for the life of the equipment they purchase. In an economy where every penny counts, and return on investment is a critical element of any business decision, knowing you’ve got the best tool, and the best service and support team on your side, can make all the difference. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Гироскопический инклинометр GyroTracer™ с ДНГ – это высокоточный надежный прибор для подземной навигации, удобен в использовании, не требует предварительной калибровки перед началом замера, также не требует начального ориентирования в устье; для начала инклинометрической съемки достаточно задать широту исследуемой скважины. Прибор потребляет мало электроэнергии, имеет оптимальные массо-габаритные характеристики, может работать как с геофизическим кабелем, так и от многозарядного аккумуляторного модуля в автономном режиме. Цена GyroTracer™ также относительно невысока по сравнению с другими аналогичными приборами и услугами, предлагаемыми сегодня на рынке. В течение нескольких лет компания International Directional Services, оказывающая услуги по наклонному бурению и ГИС, протестировала значительное количество геофизических приборов – как магнитных, так и немагнитных. Генеральный директор Грег Тейлор утверждает, что на сегодняшний день, исходя из опыта работы его компании, надежность и точность новой системы SPT АВ можно оценить как «отличную». Похожие отзывы также поступают от горнодобывающих компаний, работающих в районе Садбери в канадской провинции Онтарио, от золотодобывающей компании Goldcorp, работающей в золоторудном районе Ред-Лейк, от нефтяных компаний в Тунисе, с шельфовых месторождений восточной Италии, а также от других международных буровых компаний, обслуживающих сектор добычи природных ресурсов.

ОБУЧЕНИЕ ЗАКАЗЧИКА И ОПЕРАТОРА «SPT АВ старается делать все необходимое для обеспечения успешности наших заказчиков, – продолжает Рамирез. – Около 25% нашей выручки мы инвестируем в научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР), концентрируя усилия на продвижении новой продукции и внедрении модернизированных и усовершенствованных версий существующих приборов и программного обеспечения. Цель компании – предоставить заказчикам 100%-ю технологию, чтобы они могли осуществлять конкретные цели и задачи». Однако, по мнению SPT АВ, одних приборов недостаточно, чтобы получить преимущество над конкурентами. Успешность SPT АВ определяется ее приборами в сочетании с комплексным надлежащим обучением заказчиков и операторов для обеспечения максимальной эффективности работ. Группы SPT АВ по технической поддержке и обучению работают практически круглый год, проводя теоретическое обучение и практическую подготовку персонала заказчиков SPT АВ по использованию покупаемого ими оборудования на протяжении всего срока его службы, наряду с послепродажной технической поддержкой. В условиях жесткой экономии, когда на счету каждая копейка и окупаемость инвестиций является критическим элементом при принятии любого бизнесрешения, обладание оптимальной технологией в сочетании с технической поддержкой может стать определяющим фактором.

71

INFORMATION SYSTEMS

ADVERTORIAL SECTION

Advantages of LIMS Integration with Corporate Information Systems – Meet Solutions from Thermo Fisher Scientific Преимущества интеграции LIMS с корпоративными информационными системами – решения от Thermo Fisher Scientific Natalya Pupkova

Пупкова Наталья

ne of the most common reasons for purchasing laboratory information management systems (LIMS) is the ability to integrate laboratory tools and corporate information systems to streamline information management. Despite the fact that this integration is required by many laboratories, in practice this goal is not always successfully achieved. The results of various studies illustrate a certain gap between expectations from integration and reality. This is because of the complexity of interfacing various software, while the direct integration of LIMS with lab instruments saves precious time, and eliminates the possibility of typing errors in results often present in data entered manually. These benefits are especially illustrative when applying gas chromatographs, which generate a significant portion of laboratory data.

In fact the only reason separating chromatographs from the LIMS are the various levels of laboratory processes. A lack of unification leads to the necessity of market availability of the systems allowing companies to fully integrate data from various instruments into a single LIMS system to optimize data management. One of the key challenges facing today’s laboratories is to turn a huge amount of laboratory data into a single system, allowing experts to make prompt and reliable decisions. A variety of software solutions at every enterprise leads to generation of huge amounts of disparate data, so that to find the needed information is a challenge.

Many companies use inefficient procedures of data processing, performed manually, using both structured and unstructured data sets. It is often difficult to generate the desired form of a report or document from such a flow of information. In addition, the data formats are often incompatible with each other, which complicates the integration process when a manager is responsible for several different departments or laboratory processes. All of these factors erect barriers to expediting the decision making process and increasing the return on investment.

Full integration of LIMS and chromatography software is an evolutionary step towards the integration and management of laboratory data. This will reduce the cost of implementation, validation, maintenance and training compared to one-off solutions.The goals of increasing productivity can be also achieved by using a unified system of reports generation. The properly designed system of the LIMS integration and chromatography data will provide access to information of various levels, using an intuitive and friendly user interface and will also allow the user to automate the flow of requests from the LIMS to the chromatograph and obtaining results from chromatographs to the LIMS. For a large scale enterprise, it is essential to arrange production in line with the ERP system planning. This requires a complex sequence of manufacturing operations within the framework of the object-oriented systems such as LIMS and MES, in addition to update of the product technical characteristics, determining the output volumes, etc.

Availability of the sub-systems integration means a seamless planning for all stages of production. This ensures consistency of all stages of the process, as well as compliance with production and maintenance of the required product quality.

дна из наиболее распространенных причин для приобретения предприятиями лабораторных информационных управляющих систем (ЛИМС) – это возможность интеграции с лабораторными инструментами и корпоративными информационными системами с целью оптимизации управления информацией. Несмотря на тот факт, что данная интеграция является требованием многих лабораторий, на практике эта цель не всегда успешно достигается. Результаты разнообразных исследований иллюстрируют определенный разрыв между ожиданиями от интеграции и реальностью. Причиной этого является сложность сопряжения разнообразного программного обеспечения, в то время как прямая интеграция лабораторных инструментов с ЛИМС значительно экономит дорогостоящее время и устраняет возможность ошибок ввода результатов, которые присутствуют при ручном вводе данных. Особенно наглядны эти преимущества при использовании хроматографов, которые генерируют значительную часть данных лаборатории. На самом деле единственная причина, отделяющая хроматографы от ЛИМС, это различные уровни лабораторных процессов. Недостаток унификации приводит к необходимости наличия на рынке систем, позволяющих целиком интегрировать данные с различных инструментов в единую ЛИМС-систему с целью оптимизации контроля данных. Одна из ключевых задач, стоящих сегодня перед лабораториями – превратить огромное количество разнообразных лабораторных данных в единую систему, позволяющую принимать оперативные достоверные решения. Разнообразие программных решений на каждом предприятии приводит к генерированию огромного количества разрозненных данных, среди которых поиск нужной информации становится сложной проблемой. Многие компании используют неэффективные процедуры преобразования данных, выполняемые вручную, используют как структурированные, так и неструктурированные массивы данных. Зачастую сформировать требуемую форму отчетного документа из данного потока информации оказывается сложной задачей. Кроме того, форматы данных часто бывают несовместимыми друг с другом, что усложняет процесс интеграции в случае, когда один руководитель отвечает за несколько различных подразделений или лабораторных процессов. Все эти факторы представляют собой барьеры для повышения оперативности процесса принятия решений и увеличения возврата инвестиций. Полная интеграция ЛИМС и программного обеспечения хроматографии является эволюционным шагом в интеграции и управлении лабораторными данными. Это снижает затраты на внедрение, валидацию, обслуживание и обучение по сравнению с применением разрозненных решений. Цели по увеличению производительности тоже могут быть достигнуты благодаря использованию единой системы генерирования отчетности. Корректно спроектированная система интеграции ЛИМС и данных хроматографии обеспечивает доступ к информации разнообразного уровня, используя интуитивно понятный и дружественный интерфейс пользователя, а также позволяет автоматизировать поток запросов от ЛИМС к хроматографам и получение результатов от хроматографов в ЛИМС.

O

72

О

Oil&GasEURASIA

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ ● Fig. 1. Solution for seam-

less integration of enterprise systems offered by Thermo Fisher Scienitic. ● Рис. 1. Решение по бесшовной интеграции корпоративных систем от Thermo Fisher Scienitic.

Once the ERP changes the requirements for productive activity, the LIMS reschedules the testing, sampling, specifications accordingly, and the staff can immediately start working on the new scheme. In addition, the system does not duplicate data in what is another advantage of working in a single integrated production environment. This approach is not one-way for the transfer of data from the ERP system. Since the ERP systems do not require a detailed laboratory data, the LIMS provides key data in the ERP about the research findings. In most companies, the quality results assurance is supervised by a quality control division. As a rule, the employees of this department are using the integrated system.

Vital role is played by the manufacturing process information accessibility, it allows for more efficient control of production, providing the timely corrective actions. Timely access to production data is a vital task to prevent loss of production and release of defective products, likely to result in economic losses.

In addition, the analyzers used for rapid analysis are purchased for immediate collection of data, especially if the content of any part is critical. In these cases, if the operator receives information with a considerable delay, there is no sense in obtaining the data at all, as they are needed only in the online mode. Consequently, data access in real time mode is an important need for the laboratories, whereby a direct interface between the MES and LIMS allows the production services to monitor the results of research on-line and make quick decisions.

Thus it is clear that all industries face the need to integrate information within production facilities. This is a challenge being addressed by many organizations and software developers. One solution to this problem is the service-oriented architecture used

by Thermo Fisher Scientific in its developments. The solution advantages include the ability to communicate some specialized applications. To implement a solution like this, Thermo Fisher Scientific uses Web-services with standardized protocols; this allows LIMS systems access to applications such as Microsoft, Biz Talk and Share Point.

The world of information systems for laboratories is moving forward, and because all laboratories are looking for ways to integrate all information flows into a single flow, scattered systems are not the perfect solution for the laboratories. Thermo Fisher Scientific offers the most advanced solutions for seamless integration of LIMS with analytical tools, as well as MES and ERP solutions. The transition of laboratories to the use of the systems that integrate all companies will provide a more effective use of data to manage the routine lab processes.

For higher-level managers, this is a capability of prompt decision making based on reliable objective information gathered online. This kind of integration transforms the disparate data sources into a deep knowledge of the company operation allowing the users a more efficient business.

For companies in Russia and the CIS system, the SampleManager LIMS is available in the Russian version from the Hyperion Systems Engineering (Rus) Company, an official partner of Thermo Scientific in the regions.

Please do not hesitate to contact Natalia Pupkova, the expert of the Hyperion Systems Engineering (Rus). She is available at +7 495 504 04 77 or can be emailed at info@hyperionsystems.ru. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Для крупномасштабного предприятия важным является организация производства в соответствии с планированием ERP-системы. Для этого требуются сложные последовательности производственных операций в рамках предметно-ориентированных систем, таких как LIMS и MES, в дополнение к обновлению технических характеристик продукта, определяющих объемы производства и т.д. Наличие интеграции этих подсистем означает бесшовное планирование деятельности на протяжении всех стадий производства. Это является гарантией согласованности всех этапов технологического процесса, а также соблюдения объемов производства и поддержания необходимого качества продукции. Как только ERP вносит изменения в требования к производственной деятельности, ЛИМС соответственно изменяет графики тестирования, пробоотбора, спецификации, при этом персонал может немедленно приступать к работе по новой схеме. Кроме того, система не дублирует данные, в чем еще одно преимущество работы в единой интегрированной производственной среде. Такой подход не является односторонним для трансфера данных от ERP-системы. Так как для ERP-систем не требуется наличие детальных лабораторных данных, ЛИМС поставляет в ERP ключевые данные о результатах исследований. В большинстве предприятий за обеспечение результатов качества отвечает подразделения контроля качества продукции. Как правило, сотрудники этого подразделения являются пользователями интегрированной системы. Огромную роль играет доступность информации о производственном процессе, это позволяет более эффективно управлять производством, производя своевременные корректирующие действия. Своевременный доступ к производственным данным является жизненно необходимой задачей для предотвращения производственных потерь и выпуска некачественной продукции, что в результате приводит к экономическим убыткам. Кроме того, анализаторы, использующие для экспресс-анализа, приобретаются для моментального получения данных, особенно если содержание каких-либо компонентов является критичным. В данных случаях, если оператор получает данную информацию с существенной задержкой, то смысл в получении этих данных пропадает, так как они необходимы только в оперативном режиме. Таким образом, доступ к данным в режиме реального времени является важной необходимостью для лабораторий; прямой интерфейс между LIMS и MES позволяет производственным службам отслеживать результаты исследования в режиме реального времени и оперативно принимать решения. Таким образом, все отрасли промышленности сталкиваются с необходимостью интеграции информации внутри производства. Решением этой задачи занимаются многие организации и разработчики программного обеспечения. Одним из путей решения упомянутой задачи является сервисно-ориентированная архитектура, которую использует в своих разработках Thermo Fisher Scientific. Преимущества данного решения включают, в том числе, обмен информацией специализированных приложений. Для реализации этого решения Thermo Fisher Scientific применяет Web-сервисы с унифицированными протоколами, что позволяет ЛИМС-системам получать доступ к таким приложениям, как Microsoft, Biz Talk и Share Point. Мир информационных систем для лаборатории идет вперед, и поскольку все лаборатории ищут пути по интеграции всех потоков информации в единое целое, разрозненные системы не являются подходящим решением для лабораторий. В связи с этим Thermo Fisher Scientific предлагает наиболее совершенные решения по бесшовной интеграции ЛИМС с аналитическими инструментами, а также MES и ERP решениями. Переход лабораторий к применению систем, интегрирующих все предприятия, позволяет более эффективно использовать данные для управления рутинными процессами лаборатории. Для руководителей более высокого уровня это – возможность оперативно принимать решения, основанные на достоверной объективной информации, получаемой в режиме реального времени. Подобная интеграция превращает разрозненные источники данных в глубокое знание деятельности предприятия и позволяет более эффективно вести бизнес. Для предприятий России и стран СНГ система SampleManager LIMS поставляется в русскоязычной версии от компании ООО «Иперион Системс Инжиниринг (Рус)», официального партнера Thermo Scientific в регионах. По всем вопросам вы можете обращаться к специалисту компании ООО «Иперион Системс Инжиниринг (Рус)» Наталье Пупковой по телефону +7 495 504 04 77 или по электронной почте info@hyperionsystems.ru.

73

DOWNHOLE TOOLS

ADVERTORIAL SECTION

Funing Hongda Petrochemical Machinery Co.

Presents Innovative Technical Equipment for Russian Oil&Gas Sector

Компания Funing Hongda Petrochemical Machinery Co

предлагает инновационное технологическое оборудование для нефтегазовой отрасли России This article was supplied courtesy of the Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd

К

F

uning Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd, was founded in1979, with 30 years experience in researching, developping and producing downhole tools. We are committed to providing customers with the best downhole operation services using economic and efficient means.

We strictly implement the requirements of ISO9001 and API quality management system to ensure that our products and services meet customers’ requirements. At the same time, we can manufacture downhole operation tool according to customers’ requirements. Today, our customers work all over the oil fields in China.

Now, we are sincerely willing to cooperate with you and provide you with more choices.

омпания Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd, была основана в 1979 году и имеет 30-летний опыт исследований, разработок и производства скважинного оборудования и инструментов. Мы предоставляем клиентам лучшие услуги по эксплуатации скважин, используя экономичные и эффективные средства. В компании строго соблюдаются требования систем менеджмента качества ISO9001 и API с целью гарантий того, что наши изделия и услуги способны удовлетворить требования заказчиков. В то же время, компания изготавливает скважинные инструменты в соответствии с требованиями заказчика. На сегодняшний день наши клиенты работают на нефтяных месторождениях по всей территории Китая. Мы искренне желаем сотрудничать с вами и хотим предоставить вам больше возможностей для выбора.

Извлекаемая пробка-мост ● Gu Zheng da,

General director ● Гу Джен да, генеральный

Retrievable Bridge Plug

директор

Retrievable bridge plug is a downhole plugging tool used in oilfields, which consists of setting mechanism, anchoring mechanism and sealing mechanism etc. With unique self-locking structure and reliable twoway pressure bearing capacity, it can ensure reliable sealing without the need to use an overlying mortar surface. The retrievable bridge plug is set by cable setting tools or

74

Статья предоставлена компанией Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd

Извлекаемая пробка-мост – это инструмент для затрамбовывания скважины, который применяется на месторождениях и состоит из установочного механизма, закрепляющего механизма, уплотняющего механизма и т.д. Благодаря уникальной самоблокирующейся конструкции и способности выдерживать давление с двух сторон, этот инструмент может обеспечить надежное уплотнение без использования укладываемой сверху цементной поверхности. Пробка-мост устанавливается при помощи инструмента по установке кабеля или инструментов гидравлической установки. При необходимости пробку-мост можно снять и восстановить. После замены изношенных деталей ее можно повторно использовать в скважине. Извлекаемая пробка-мост может использоваться вместе со скважинными инструментами для временного или выборочного закупоривания и т.д. Ее можно широко использовать при производственных испытаниях, капитальном ремонте, испытании и усовершенствоHydraulic setting pressure casing I.D., mm differential, MPa Releasing load, kN Applicable внутренний Градиент Нагрузка при Применимый диаметр обсадной гидравлического высвобождении, колонны, установочного давления, кН мм MPa

Type / Тип

O.D., mm Наружный диаметр, мм

Length, mm Длина, мм

Operating pressure differential, MPa Градиент рабочего давления, МПа

Operating temperature, C Рабочая температура, °C

HDQSA-70-35

70

625

35

120/150

14~16

20~40

76~78

HDQSA-73-35

73

635

35

120/150

14~16

20~40

80~82

HDQSA-76-35

76

695

35

120/150

14~16

20~40

82~86

HDQSA-80-35

80

810

35

120/150

14~16

20~40

86~90

HDQSA-92-70

92

930

70

120/150

16~18

30~50

98~102

HDQSA-96-70

96

930

70

120/150

16~18

30~50

102~106

HDQSA-100-70

100

930

70

120/150

16~18

30~50

106~110

HDQSA-110-50

110

640

50

120/150

16~18

30~50

118.6~121.4

HDQSA-114-50

114

640

50

120/150

16~18

30~50

121.4~124.3

HDQSA-114-70

114

815

70

120/150

16~18

30~50

121.4~124.3

HDQSA-148-50

148

680

50

120/150

18~20

40~60

154.8~159.4

HDQSA-150-50

150

680

50

120/150

18~20

40~60

157.1~161.7

HDQSA-210-35

210

1160

35

120/150

12~15

50~80

222.4~224.4 Oil&GasEURASIA

ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ИНСТРУМЕНТ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Type / Тип

O.D., mm Наружный диаметр, мм

Length, mm Длина, мм

Operating pressure differential, MPa Градиент рабочего давления, МПа

Operating temperature, C Рабочая температура, °C

HDQSC-110-50

110

990

50

120/150

60-80

118.6-121.4

HDQSC-114-50

114

990

50

120/150

60-80

121.4-124.3

HDQSC-148-50

148

1130

50

120/150

80-100

154.8-161.7

HDQSC-210-35

210

1450

35

120/150

100-120

222.4-224.4

hydraulic setting tools. When necessary, it can be released and recovered. After wearing parts are changed, it can be still re-utilized downhole. The retrievable bridge plug can be used in cooperation with downhole tools for temporary plugging and selective plugging etc. It can be extensively used in production test, workover, testing and hydrocarbon reservoir improvement etc., and is a safe, reliable and cost effective full-function downhole plugging tool.

Advantage Reliable anti-sticking design: the slips use a built-in slip structure, so that the bridge plug is not easily blocked and stuck when pulled and lowered in the well bore and can be used safely in the well of any obliquity.

Flexible setting mode: the bridge plug can be sent in well and set by the cable setting tool or the hydraulic setting tool, and it is only required to select corresponding setting tool based on specific well conditions.

Unique anchoring mechanism: by flexibly combining the slips, slip cone and the outer barrel of the slips, the bridge plug has good two-way pressure bearing capacity and is applicable to the casing of various grades.

Applicable casing I.D., Releasing load, kN mm Нагрузка при Применимый внутренний высвобождении, диаметр обсадной колонны, кН мм

вании месторождения углеводорода и т.п., кроме того, это безопасный в использовании, надежный и экономичный полнофункциональный инструмент для закупоривания скважины.

Преимущества Надежная и анти-прихватывающая конструкция: конструкция имеет встроенные направляющие, что позволяет избегать блокировки или застревания пробки-моста при поднятии или опускании в ствол скважины и обеспечивает возможность безопасно использовать пробку-мост в скважинах с любым наклоном. Гибкость режима установки: пробка-мост может быть опущена в скважину и установлена при помощи инструмента по установке кабеля или инструмента гидравлической установки. Требуется только выбрать инструмент, соответствующий специфическим условиям скважины. Уникальный механизм крепления: при гибком расположении направляющих, скользящего якоря и наружной трубы, пробка-мост имеет хорошую нагрузочную способность, позволяющую выдерживать давление с двух сторон, и может использоваться в обсадных колоннах различного типа.

Notice:

Примечание:

● Casing of setting section should be without serious corrosion, breakage or serious deformation.

Drift and scrape the well bore, and wash out the dirt and dead oil before RIH. ● ● Control the RIH velocity in 30 tubings/hour. ● Control the blockage force within 30 KN during RIH. ● Run the releasing tool to 3-5 meters from the bridge plug surface, then clean the well completely. ● To prevent falling into the well during POOH, avoid revolving of the pipe string.

● Обсадная колонна установочной секции должна быть без сильной коррозии, разрывов или серьезной деформации. Перед спуском инструмента в скважину ствол скважины должен быть пробит и ● очищен, грязь и остаточные продукты нефти устранены. ● Скорость спуска инструмента в скважину должна составлять 30 труб в час. ● Блокирующее усилие при спуске инструмента должно быть в пределах 30 кН. ● Прогоните освобождающий инструмент на 3-5 м от поверхности пробки-моста, а затем полностью прочистите скважину. ● Во избежание падения в скважину, избегайте вращения колонны труб при извлечении инструмента из ствола скважины.

Retrievable Bridge Plug for Cement Squeezing Retrievable bridge plug for cement squeezing is a downhole cement squeezing and plugging tool used in oilfields. It consists mostly of setting mechanism, anchoring mechanism, sealing mechanism, and sliding sleeve switching mechanism, etc. The retrievable bridge plug for cement squeezing is set by cable setting tools or hydraulic setting tools. After cement squeezing, it can be released and recovered. After wearing parts are changed, it can be still reutilized downhole.

Notice: ● The cautions of RIH, Setting and POOH: please refer to the retrievable bridge plug. ● After completing cement squeezing operation, lift the pipe string by 2-3 meters and reverse well cleanout for over a cycle till fresh water passes in and out with large displacement. ● During transport and handling, avoid colliding and getting wet. ● Store away from heat, not allow to contact acid, alkali and salt, etc.

Funing Hongda Petrochemical Machinery Co., Ltd. Add: NO.66 Chenghe East Road, Funing, Jiangsu, P.R.China 224400 Tel: 0086-515-87212179 Fax: 0086-515-87266187 Web: http://www.cnhdm.com E-mail: MYQ907107345@yahoo.com.au Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Извлекаемая пробка-мост для закачки цемента под давлением Это инструмент для закачки цемента и закупоривания, который применяется на нефтяных месторождениях и состоит, главным образом, из установочного механизма, закрепляющего механизма, уплотняющего механизма, механизма переключения скользящей муфты и т.д. Пробка-мост для закачки цемента устанавливается при помощи инструмента по установке кабеля или инструментов гидравлической установки. После закачки цемента, пробку-мост можно снять и восстановить. После замены изношенных деталей, ее можно повторно использовать в скважине.

Примечание: ● Относительно мер предосторожности, касающихся спуска инструмента в скважину, его установки и извлечения из ствола скважины, ознакомьтесь с мерами предосторожности для операций с извлекаемой пробкой-мостом. ● После завершения операции по закачке цемента поднимите колонну труб на 22-3 м и повторяйте чистку скважины в течение нескольких циклов, пока вода не будет ссвободно проходить внутрь и наружу в большом объеме. При транспортировке и перемещении инструмента избегайте ударов и попадания ● влаги. Храните подальше от источников тепла, не допускайте контакта с кислотами, ● щелочами, солями и т.д.

75

ENGINEERING SURVEYS

ADVERTORIAL SECTION

Advanced Offshore Sakhalin Development Technology Современные технологии освоения Сахалинского шельфа This article was supplied courtesy of Piter Gaz Company

O

ne of the key structures of the Sakhalin-3 project is the Kirinskoye gas condensate field, located in the Okhotsk Sea 28 kilometers east of Sakhalin and 15 kilometers east of Lunskoye deposit.

The subsea section of gas transportation link between the Kirinskoye and the coast is a part of a general-purpose gas main which feeds the hydrocarbons from the deposit to the Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok gas pipeline, and which will become in the future a part of a unified gas transportation system in Siberia and the Far East.

The difficult conditions of this Sakhalin field required selection of appropriate advanced upstream technologies. Gas and condensate production is guaranteed by a unique underwater equipment and technology that is new to Russia.

Doing their part on the design of Kirinskoye subsea production complex, experts of Piter Gaz company examined the existing technologies and engineering solutions for offshore development.

Comprehensive engineering surveys on the “Kirinskoye GKM” project were run during the 2010 navigation period.

Piter Gaz developed the optimal production engineering research program for getting the processed data needed for decisionmaking in both intermediate and final stages of the project, with due consideration to the difficult climatic and geotechnical conditions (abrupt changes in weather, speed and direction of currents, frequent storms).

On the first stage the company performed hydrographical and geophysical works, including shooting with MBES and SSS, SPB, allowing to estimate soil foundation structure and volume of geotechnical work (drilling, sampling of bottom sediments, and the number of static probing points). The experts used the obtained data to set up a composite map-case.

76

Статья предоставлена ООО «Питер Газ»

К

● A fragment of the bathymetric survey and a shadow sea-

bed model. ● Фрагмент батиметрической съемки и теневой модели рельефа морского дна.

● A fragment of sonar image of the seabed. ● Фрагмент сонарного изображения морского дна.

иринское газоконденсатное месторождение, расположенное в Охотском море в 28 км к востоку от острова Сахалин и в 15 км восточнее Лунского месторождения, является первоочередным объектом освоения в проекте «Сахалин-3». Морской участок газопровода, проложенный от Киринского месторождения до берега, является частью общего газопровода, подающего углеводородную продукцию с месторождения в магистральный газопровод Сахалин – Хабаровск – Владивосток, и в дальнейшем будет являться частью единой системы транспортировки газа в Сибири и на Дальнем востоке. Суровые условия Сахалинского шельфа в районе месторождения потребовали подбора соответствующих передовых технологий добычи сырья. Добыча газа и конденсата обеспечивается за счет использования уникального подводного оборудования и технологии, которая впервые применяется в России. В рамках выполнения работ по проектированию подводно-добычного комплекса Киринского ГКМ специалисты ООО «Питер Газ» изучили имеющиеся в мире технологии и технические решения для освоения шельфа. Комплексные инженерные изыскания по проекту «Киринское ГКМ» проводились в навигационный период 2010 года. Учитывая сложные климатические и инженерногеологические условия района производства работ (резкие изменения погодных условий, скорость и направленность течений, частые штормовые явления), в ООО «Питер Газ» была разработана оптимальная программа производства инженерных изысканий, позволившая получать обработанные данные для принятия как промежуточных, так и окончательных проектных решений. На первом этапе были выполнены гидрографические и геофизические работы, в том числе съемка многолучевым эхолотом, гидролокатором бокового обзора, высокочастотное профилирование морского дна, позволившие оценить строение морского дна, а также объемы геотехнических работ (бурение, отбор проб донных осадков, количество точек статического зондирования). Сформирован сводный планшет, включавший в себя полученные данные.

Oil&GasEURASIA

ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

Data evaluation revealed a close-to-surface segment of the gas layer which represented a significant threat to the manifold installation zone both in terms of aggressive environment (considering construction materials) and due to the potential soil liquefaction during the seismic load.

This discovery led to a decision to shift the manifold installation platform 250 meters.

Also, the data collected during the first stage led to a decision to drill extra wells on the route of gas pipeline and flexible drill string as in-depth analysis indicated soil base outbreaks. These drilling operations enabled estimating the volume of seabed works and number of sites involved.

Subsequent stages provided detailed data that ensured a full assessment of the structure and foundation bed properties.

The field work was run from late June to November 2010. As a result, within the short navigation period the company completed a full range of engineering research, sufficient for making both project documentation and detailed documentation.

The work was made easier by Norway-based FMC Kongsberg Subsea AS, a foreign partner and the developer of equipment for the subsea production facility.

The Kirinskoye subsea production site includes six wells with seabottom wellhead location, a system of infield pipelines and flexible drill strings, monoethylene-glycol supply line, gathering manifold, gas main and onshore control instrumentation for the subsea production facility. The total length of the infield pipelines from wells to the manifold is 14.3 kilometers; the subsea link runs for 28 kilometers, transporting gas condensate mix from the field to the onshore complex gas treatment facility.

Putting the field online will contribute to creating favorable conditions for the gasification of the Russian Far East and delivery of natural gas and condensate to the global markets. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● A fragment of the seismic-sonar profile. ● Фрагмент сейсмоакустического профиля.

● The gas zone at the manifold installation site. ● Газовая зона в районе постановки площадки манифольда.

● A fragment of soil base outbreak (30 meters sea depth.) ● Фрагмент выхода грунтов коренного основания (глубина моря 30 м).

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

В результате анализа полученных данных был выявлен участок выхода газовой зоны, представлявшей существенную опасность для постановки площадки манифольда, как с точки зрения агрессивности среды по отношению к материалам конструкции, так и с точки зрения возможности разжижения грунтов основания при сейсмическом воздействии. В связи с вышеизложенным, было принято решение о смещении площадки постановки манифольда на 250 м. Также, по данным, полученным на первом этапе производства работ, было принято решение о бурении дополнительных скважин на участке укладки газопровода и шлангокабеля в траншею в связи с обнаружением выходов грунтов коренного основания. Данные буровых работ позволили оценить объемы и количество земляных работ. На последующих этапах производства работ были получены детальные данные, позволившие в полной мере оценить строение и свойства грунтового основания. Полевые работы проводились в период с конца июня по ноябрь 2010 года. В результате за короткий навигационный период был выполнен полный комплекс инженерных изысканий, достаточный для принятия проектных решений как на стадии «Проектная документация», так и на стадии «Рабочая документация». Иностранным партнером, разработчиком оборудования для подводного добычного комплекса, стала норвежская компания FMC Kongsberg Subsea AS. Сооружения морского добычного комплекса Киринского месторождения включают в себя шесть скважин с подводным расположением устьев, систему внутрипромысловых трубопроводов и шлангокабелей, линию подачи моноэтиленгликоля, сборный манифольд, газопровод-коллектор и береговую площадку управления подводно-добычным комплексом. Общая протяженность внутрипромысловых трубопроводов от скважин до манифольда составляет 14,3 км. Длина морской части газопроводаколлектора, транспортирующего газоконденсатную смесь с морского месторождения до береговой установки комплексной подготовки газа – 28 км. Планируется, что ввод данного месторождения в разработку внесет свой вклад в создание благоприятных условий для газификации Дальнего Востока России и организации поставок природного газа и конденсата на мировой рынок.

77

Это издание ежемесячно читают 80 тыс. пар глаз. И чем больше россиян увидит информацию о вас, тем значительнее вырастет объем продаж вашей продукции. У журнала «Нефть и газ Евразия» – наиболее квалифицированная целевая аудитория среди печатных изданий и интернет-публикаций, поэтому пристальное внимание всех заинтересованных глаз в России вам обеспечено. Только «Нефть и газ Евразия» предложит вам:

• самый высокий в России тираж среди крупных коммерческих нефтегазовых изданий; • изданный в Москве журнал с параллельным текстом на русском и английском языках; • репортажи собственных корреспондентов из важнейших нефтегазовых регионов; • достоверные данные по объему тиража, подтвержденные Бюро по исследованию тиражей отраслевых изданий (ВРА).

Хотите узнать о нас больше – посетите сайт www.oilandgaseurasia.com !

OIL&GAS EURASIA · #7-8 · JULY-AUGUST 2011

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS - UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OF ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТР

ВЗБТ НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ

БУРОВЫХ СТАНКОВ

СЕРИИ «STALINGRAD» НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ · №7-8 · ИЮЛЬ-АВГУСТ 2011

400075, г. Волгоград, шоссе Авиаторов, 16 Телефон: (8442) 53-02-20, 53-04-40 Факс:

(8442) 35-85-11, 53-02-01

E-mail: info@vzbt.ru Сайт: www.vzbt.ru