Oil&Gas Eurasia February 2012

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

Drilling p. / стр. 8 Tech Trends / Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions П б Передовые разработки и решения для отрасли

On the Rise in 2012 as Industry Puts the Crisis Behind It

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 14

Бурение Отрасль на подъеме в 2012 году, кризис остается позади p. / стр. 34

WTO Won’t Mean Much to Russian Energy Short-Term Though Jackson-Vanik Remains a Problem for U.S.-Russian Trade Relations Вступление в ВТО не повлияет на российский ТЭК в краткосрочной перспективе, но поправка Джексона-Вэника мешает России и США развивать торговые отношения

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Jackson-Vanik and the Search for Intelligent Life in the Universe О поправке Джексона-Вэника и поиске разумной жизни во Вселенной – «трэкки». Иначе говоря, поклонница сериала «Star Trek». С тех самых пор, когда в 1966 году его первые серии показали американской телеаудитории. Поэтому я, исповедуя христианство, втайне все же надеюсь, что мои индийские друзья не заблуждаются в вопросе о реинкарнации. Если реинкарнация существует, очень хотелось бы в 23 веке стать пилотом космического флота и управлять «Энтерпрайзом». Так что не удивляйтесь тому, что я участвую в проекте Университета Беркли (шт. Калифорния) www.setiathome.berkeley.edu. Аббревиатура SETI расшифровывается как «Поиск внеземных цивилизаций». Проект предусматривает создание глобального интернет-сообщества, члены которого на своих компьютерах обрабатывают данные, полученные с помощью радиотелескопов. При этом 99% общего объема таких данных, увы, составляют посторонние шумы – «небесный эквивалент» фоновой музыки или болтовни в ходе политических кампаний.

SETI осуществляет поиск частотных спектров, представляющих собой скрытые послания представителей внеземных цивилизаций, пытающихся установить контакт с нашей планетой. Мне, правда, кажется маловероятным, что представителям высокоразвитых цивилизаций действительно хочется с нами пообщаться, особенно в 2012 году. Ведь это год выборов, и инопланетяне – если, конечно, речь идет о существах разумных – должны понимать, что ничего умного, особенно от власть предержащих, они не услышат. Некоторые ученые считают, что для представителей внеземных цивилизаций земляне в принципе малоинтересны, так как находятся на очень низкой стадии развития, – и именно поэтому они не спешат вступать с нами в контакт. Существует также мнение, что никаких других развитых цивилизаций во Вселенной нет, поскольку, достигнув определенного уровня технологического развития, цивилизация самоуничтожается. В прошлом веке уже был прецедент, продемонстрировавший, насколько близко мы подошли к критической отметке, – «карибский кризис» 1962 года. Спустя полвека ситуация только ухудшилась – на фоне распространения ядерного вооружения в мире печально известное противостояние СССР и США времен «холодной войны» выглядит чуть ли не детской забавой. Лично мне очень хотелось бы пообщаться с разумными существами, так как на Земле разумной жизни остается все меньше и меньше. Поэтому как участница международного интернет-сообщества SETI@Home предлагаю использовать все задействованные в проекте компьютерные ресурсы для круглосуточного анализа шумов, производимых Конгрессом США. Взять, к примеру, поправку Джексона-Вэника – вы о ней что-нибудь слышали? В 1974 году принятие поправки было действием и разумным, и своевременным: «Джексон-Вэник» ограничивал торговлю США с Советским Союзом с целью заставить СССР пересмотреть свою позицию в отношении прав и свобод его граждан, в частности, права на выезд из страны. Но вспомним, что речь здесь идет о событиях почти 40-летней давности, к 2012 году явно утративших свою актуальность. СССР «приказал долго жить» 20 лет назад, его бывшие республики, включая Россию, ныне – независимые государства, а их граждане свободно перемещаются по всему миру, выбирают себе место жительства и открывают счета в зарубежных банках. Говорить о каких-либо ограничениях просто смешно, когда миллиардеры из России приобретают компании, контролирующие производство стали в США. Если же говорить об эмиграции российских граждан в США, мне хотелось бы пригласить господ-конгрессменов в хью-

Я

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

’m a Trekkie. That means I love “Star Trek”. I have been a “Star Trek” fan since it debuted as a weekly TV show in 1966 in the United States. And though I am a Christian, I secretly hope that my Hindu friends are right and that there is such a thing as reincarnation. If so, my next life, I pray, will be lived as a Star Fleet officer on the Starship “Enteprise” in the 23rd century.

So, you probably wouldn’t be surprised if I told you that I also participate in the Berkeley University project, www.setiathome.berkeley.edu. SETI is an acronym for Search for Extraterrestrial Intelligence. The SETI project does so by creating a global Internet-based community of home computer users who process data collected by radio telescopes. Of this data, 99.99 percent is nothing other than background noise – the celestial equivalent of elevator music (or political campaign speeches).

SETI looks for frequency patterns that could be messages from advanced civilizations trying to contact Planet Earth. I doubt, however, that any intelligent alien beings would want to talk to us in 2012. It’s an election year and if the aliens in question really are intelligent, they know they won’t get an intelligent response this year from any earthlings in authority – particularly elected public officials.

Some scientists say that ETs (extra-terrestrials) don’t call us because earthlings are too backward to be interesting. Other scientists say there are no other advanced civilizations in the universe; that when a society advances enough technologically, it commits civilizational suicide. The U.S. and the Soviet Union came close to

I

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА nuclear disaster in 1962 during the Cuban Missile Crisis. Fifty-years later, things are worse; nuclear proliferation makes the U.S.-Soviet standoff look like a garden party.

I long for intelligent conversation with aliens because intelligent life on earth is so hard to find. So as a member of the SETI@home global community, I propose that we turn our computer analyzing capacities towards Washington D.C. and start analyzing the 24/7 noise created by the U.S. Congress.

Have you ever heard of the Jackson-Vanik Amendment? In its day it was a good thing. Passed in 1974, it imposed controls on U.S.-Soviet trade as a means of pressuring the Soviet Union to stop violating the human rights of its citizens, particularly with regard to their freedom to immigrate.

That was 37 years ago! Today is 2012. The Soviet Union collapsed 20 years ago.

The Soviet Union’s member states are now independent countries and citizens of all of these independent countries – including Russia – travel freely abroad, immigrate freely to foreign countries, have bank accounts in foreign countries. For heaven’s sake, Russian billionaires own companies that control U.S. steel manufacturing. As for Russian immigration to the U.S., I challenge members of the U.S. Congress to spend two hours at the Galleria Shopping Mall in Houston, Texas without hearing a passer-by speak Russian to another Russian! Heavens! Russian immigrants even own the beauty shop where I get my manicure in Milwaukee, Wisconsin!

So Russia was admitted to the WTO (World Trade Organization) in December, but U.S. companies are still constrained by Cold War-era sanctions that affect only U.S. companies. Simply put: businesses operating in all member-nations of WTO will be able to negotiate preferential trade and customs relations with Russia – except for U.S. businesses. So if you’re an oilfield equipment producer in East Texas and you don’t export to Russia because of customs issues, you’ll be happy to know that your elected public officials in Washington, D.C. could help you but they’re not interested.

Is this intelligent? Of course not. And unless business owners in the U.S. tell their congressmen to stop the idiocity and repeal Jackson-Vanik, nothing will change. U.S. business lobbies such as the Moscow-based American Chamber of Commerce in Russia (of which Oil&Gas Eurasia has been a member since 2003), and the U.S.-Russia Business Council in Washington, spend lots of time on Capitol Hill trying to win hearts and minds.

But as an AmCham friend told me at a recent WTO briefing in Moscow, the response to the business community’s search for intelligent life on Capitol Hill is met with: “The Republicans want to trip-up the Obama Administration over (Hillary Clinton’s) “Restart” (in U.S. foreign relations with Russia) and Democrats don’t care about business.” The Obama Administration by the way, supports the repeal of Jackson-Vanik, but it is the Congress that actually has to do it. But before you start thinking it’s a Republican versus Democrat thing, keep in mind that George W. Bush also supported Jackson-Vanik’s repeal. And that Congress did nothing as well.

Recently, I watched one of the Republican presidential candidate debates. A CNN “news(?)man” opened the debate by asking former U.S. House Speaker Newt Gingrich to defend himself against his ex-wife’s allegations that he asked her 10 years ago for permission to have a mistress. Gingrich sent the “news(?)man” very far (in the Russian sense of the phrase.) Unemployment, record deficits, manufacturing moving to China – and U.S. voters should worry if a candidate cheated on his wife? At least he told her he wanted to cheat! That’s an honest man if you ask me.

As for Russia, the Central Election Commission has declined to add candidate Svetlana Peunova’s name to the ballot in the March presidential election. She didn’t file the right documents and petition signatures, authorities say. Maybe her human rights were abused and she should complain to the U.S. congressmen (and women) who want to keep Jackson-Vanik?

Maybe Peunova should immigrate to the U.S. – now that Russian citizens can do so – and run for the U.S. congress. Peunova is known as the producer of a documentary film series in which she claims that alien reptiles will overrun earth later in 2012. Well, I guess that proves that alien life will seek out earthlings on their own level. Hmm … alien reptiles? Maybe giant lizards? Maybe be they too could run for Congress – if they arrive on earth before the U.S. November election!

2

#2 February 2012

стонский торговый центр «Галерея». И готова была бы с любым из них поспорить, что русскую речь они услышат самое позднее через два часа по прибытии в «Галерею». Да что там говорить – даже косметическим салоном в Милуоки, шт. Висконсин, который я посещаю, владеют эмигранты из России. В декабре Россия, наконец, стала членом Всемирной торговой организации (ВТО). Однако на американские компании все еще распространяются санкции времен «холодной войны», которые действуют теперь только в отношении представителей США. Говоря иначе, компании, представляющие любую другую страну, являющуюся членом ВТО, могут договариваться с Россией о торговых и таможенных преференциях, в то время как представители США подобной возможности лишены. И производителям нефтепромыслового оборудования из Техаса, которые не могут осуществлять поставки своей продукции в Россию из-за таможенных проблем, возможно, было бы интересно узнать о том, что «народным избранникам» в Вашингтоне проблемы избирателей попросту безразличны. Разве это разумное поведение? Конечно же, нет. Но ничего не изменится до тех пор, пока владельцы американских компаний не потребуют от своих «избранников» перестать «валять дурака» и отменить поправку Джексона-Вэника. Поэтому организации, представляющие интересы американских деловых кругов, – в частности, представительство Американской торговой палаты в России, находящееся в Москве («Нефть и газ Евразия» является членом АТП с 2003 года), и Американо-российский деловой совет в Вашингтоне, проводят немало времени на Капитолийском холме, пытаясь вразумить конгрессменов. Однако, как сказал один мой знакомый из Торговой палаты США, во время встречи на недавнем брифинге по ВТО в Москве, попытка найти «разумную жизнь» на Капитолии ни к чему не привела. Проблема заключается в том, что, по его словам, «республиканцы хотят отыграться на администрации Обамы за „перезагрузку“ в отношениях между Россией и США (кстати, организованную Хиллари Клинтон), а демократов интересы представителей бизнес-сообщества вообще не волнуют». При этом администрация Обамы выступает за отмену поправки Джексона-Вэника, но отменить поправку должен Конгресс. Однако, прежде чем рассматривать сложившуюся ситуацию как противостояние республиканцев и демократов, вспомните о том, что Джордж Буш также выступал за отмену поправки Джексона-Вэника, но Конгресс его не поддержал. На прошлой неделе мне довелось увидеть теледебаты кандидатов на пост президента от республиканской партии. Корреспондент «Си-Эн-Эн» открыл дискуссию, попросив бывшего спикера палаты представителей США Ньюта Гингрича прокомментировать обвинения его бывшей жены в том, что 10 лет назад он, якобы, просил ее согласия на то, чтобы завести себе любовницу. Гингрич послал корреспондента «куда подальше». В стране безработица, рекордный уровень дефицита, «утечка» производства в Китай – и на фоне столь серьезных проблем американские избиратели должны интересоваться моральным обликом кандидата в президенты? По крайней мере, он откровенно признался жене, что хочет завести любовницу! По-моему, он поступил как честный человек. Что касается России, то Центральная избирательная комиссия отказалась внести Светлану Пеунову в список кандидатов для голосования на президентских выборах, которые должны состояться в марте. Согласно утверждениям этого государственного органа, поданные ею на регистрацию документы и собранные подписи не соответствовали требованиям. Может быть, таким образом были нарушены ее права, и ей следует пожаловаться на это американским конгрессменам, желающим сохранить поправку Джексона-Вэника? Возможно, Пеуновой даже стоит эмигрировать в США – сегодня россиянам это не запрещается – и баллотироваться в члены Конгресса. Вышеупомянутая дама приобрела известность как автор документального сериала о предполагаемом захвате Земли рептилиями-инопланетянами в 2012 году. По-моему, подобное предположение подтверждает мысль о том, что представители иных миров идут на контакт с существами, соответствующими их уровню развития. Но пресмыкающиеся? Возможно, это будут какие-нибудь ящеры-гиганты? Может быть, и им стоит попробовать баллотироваться в Конгресс США, если, конечно, успеют прибыть на Землю до ноября нынешнего года!

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Jackson-Vanik and the Search for Intelligent Life in the Universe О поправке Джексона-Вэника и поиске разумной жизни во Вселенной

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

DRILLING | БУРЕНИЕ 14

Industry Turnaround Sees Drilling Rise in 2012 Бурение: ожидается рост отраслевых показателей в 2012 году The results of the 2011 oil and gas production have been summed up, and some experts believe that 2011 will enter the national history of hydrocarbon production as the year of the industry revival. Подведены итоги добычи нефти и газа в 2011 году, и по мнению специалистов, он войдет в отечественную историю добычи углеводородного сырья как год возрождения отрасли.

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Shelf Development Plan Shuts Out Foreigners Despite Investment Need Инвестиции нужны, но шельф планируют осваивать без иностранцев

23

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Active Coiled Tubing Unit Counts Общее количество действующих установок колтюбинга

28

WTO | ВТО

WTO Opens World to Russia Though U.S. Trade Remains Hobbled by Jackson-Vanik ВТО приветствует Россию Американским компаниям мешает «Джексон-Вэник»

34

GAS PRODUCTION | ДОБЫЧА ГАЗА

NOVATEK Slices at Gazprom to Grow «НОВАТЭК» прирастает «Газпромом»

37

REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Same Old Story for Russian Refining 20 Years Pass and Things Still Need Sorting

В нефтепереработке – без перемен

42

Спустя 20 лет нефтеперерабатывающая отрасль России решает старые проблемы

4

Oil&GasEURASIA

#2 February 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

RITE.Net System Improves Readiness Control and Reliability of New and Conventional Technologies Система RITE.Net улучшает контроль готовности оборудования и повышает надежность технологий

46

KAZAKHSTAN | КАЗАХСТАН

Kazakhstan Reflects on 20 Years of Independent Oil&Gas Production Казахстан подводит итоги 20 лет «постсоветской» добычи

50

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION GYROSCOPES | ГИРОСКОПЫ

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

54

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover

SPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

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

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

OTC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

«Сахалин Энерджи» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

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

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

MANAGING EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА Елена Жук edit@eurasiapress.com

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

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@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

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

GUEST CORRESPONDENT Aider Kurtmulayev COVER PHOTO Pat Davis Szymczak TRANSLATION APRIORI Translation Agency, Predstavitel Service, Elena Rubinova, Vasily Beilin, Sergei Naraevsky

6

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Пэт Дэвис Шимчак ПЕРЕВОД Агентство переводов «Априори», «Представитель Сервис» Елена Рубинова, Василий Бейлин, 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

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:

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ В КАЗАХСТАНЕ Айдер Куртмулаев

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

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

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: 8,000 © 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: 8 000 экз.

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

Oil&GasEURASIA

РОССИЙСКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧЕ 2012

16 - 18 ОКТЯБРЯ 2012 ВВЦ, ПАВИЛЬОН 75, МОСКВА, РОССИЯ

www.russianoilgas.com

Бронируйте лучшие стенды на Выставке - присоединяйтесь к ведущим компаниям отрасли! Подробности на www.russianoilgas.com

Добавьте спонсорство мероприятия к портфелю своих маркетинговых инструментов и получите максимальное визуальное присутствие на Выставке Для молодых инновационных компаний разработан новый формат участия в Выставке «Инкубатор технологий» (подробности у менеджеров проекта)

Приглашаем Вас представить реферат для участия в конференции RO&G 2012. Тема Конференции: «Технологии и эффективное производство – путь к достижению результатов» Точный срок по подаче рефератов узнавайте на сайте Сопредседателями Исполнительного комитета конференции являются Гани Гилаев, вице-президент компании «Роснефть», и Гарри Брекельманс, исполнительный вице-президент Shell в России и Каспийском регионе КОНТАКТЫ:

УСПЕХИ RO&G 2010 ГОДА Краткая статистика Свыше 3300 участников более чем из 57 стран 1000 делегатов конференции Количество посетителей Выставки возросло на 28% по сравнению с 2008 г.

СПОНСОРЫ И ОРГАНИЗАЦИИ, ОКАЗАВШИЕ ПОДДЕРЖКУ В 2010 ГОДУ

Сергей Жук,

Наталья Яценко,

менеджер проекта

менеджер проекта

т.: +7(495) 937 68 61*127

т.: +44(0) 208 910 7194

e: sergey.zhuk@

e: nataliya.yatsenko@

reedexpo.ru

reedexpo.co.uk

Платиновые спонсоры

Золотой спонсор

Спонсоры

Организаторы

Energy & Marine ООО «Рид Элсивер»

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Новые тепловые насосы Allheat™ для работ при высоких температурах и давлении с неохлаждаемым механическим уплотнением

Colfax Corporation announces the introduction of its new Allweiler Allheat™ series of heat transfer pumps.

Allheat pumps are capable of pumping synthetic oils at temperatures up to 400 C and design pressures up to 40 bar (PN 40), yet the design requires no mechanical seal cooling.

They offer an economic alternative to conventional heattransfer pumps that rely on costly, special seals.

The Allheat series’ uncooled mechanical seal feature offers users a pump that is capable of performing under high temperatures with an extremely low initial investment and low maintenance costs.

New Allheat centrifugal pumps are ideal for high-temperature heat transfer applications such as those encountered in solar installations and during ground decontamination. Available as base-plate, block, and inline versions, Allheat pumps include a wide range of standardized parts that makes them economical to produce and simple to maintain. Finally, a uniform combination of materials covers all pumped liquids.

Корпорация Colfax объявила о выпуске новой серии тепловых насосов Allweiler Allheat™. Насосы Allheat предназначены для перекачивания синтетических масел при температуре до 400 °C и расчетном давлении до 40 бар (PN 40). При этом охлаждение механического уплотнения не предусмотрено. Новая серия насосов является альтернативой традиционным тепловым насосам, в которых используются дорогостоящие специальные уплотнения. Насосы серии Allheat с неохлаждаемыми механическими уплотнениями пригодны для эксплуатации в условиях высокой температуры. Эти насосы требуют небольших начальных инвестиций и низких затрат на техническое обслуживание. Новые центробежные насосы Allheat идеально подходят для использования в таких высокотемпературных системах теплопередачи, как солнечные установки и системы обеззараживания. Благодаря наличию различных модификаций их конструкции – например, таких как опорный насос, насосный блок, линейный насос, в комплект поставки входит широкий спектр унифицированных деталей, что делает их использование экономически выгодным и упрощает техническое обслуживание. Кроме того, уникальная комбинация материалов позволяет использовать насосы для перекачивания самых разных жидкостей. Универсальность насосов Allheat – это еще одно экономическое преимущество. Если оператор принимает решение об использовании современных синтетических масел, насос легко можно перенастроить путем простой замены быстросъемных узлов. Возможность использования универсального насоса для различных теплоносителей значительно упрощает работу операторов и проектировщиков технологического оборудования.

PHOTO / ФОТО: ALLWEILER AG

Colfax Offers New Allheat™ Pump Series for High Temperature, High Pressure Needs With Uncooled Mechanical Seal

Компания FEI выводит на рынок новую автоматизированную систему для исследования месторождений сланцевого газа «от керна до пор»

● With a maximum capacity of 1,450 cubic meters per hour, the “Allheat 1000” is the flagship of Colfax Fluid Handling’s new 400 C heat-transfer pumps. The bearings in the pump are specifically designed to handle the low lubricity and low viscosity often encountered with synthetic heat-transfer oils. ● Насосы Allheat 1000 с максимальной производительностью в 1450 м3/ч – флагман новой серии насосов, представленных на портале Colfax Fluid Handling, предназначенных для эксплуатации при температуре 400 °C. Особая конструкция подшипников позволяет использовать в насосах синтетические масляные теплоносители с низкой смазывающей способностью и низкой вязкостью.

8

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

Департамент природных ресурсов компании FEI объявил о создании новой системы петрографических исследований керна коллекторов нетрадиционных газовых ресурсов в нефтегазовой отрасли . В основе данной системы, которая будет использоваться в нефтегазовой отрасли, – новейший автоматизированный развернутый способ обработки изображений высокого разрешения, обеспечивающий возможность просмотра и анализа результатов петрографического исследования. Система позволяет устанавливать линейный масштаб в широком диапазоне единиц – от сантиметров до нанометров, что особенно важно для компаний, осуществляющих бурение и добычу сланцевого газа.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Allheat pumps are extremely versatile, another economic benefit. For example, if an operator decides to convert to modern synthetic oils, he can easily adapt existing pumps to the elevated requirements simply by replacing the insert units. The flexibility of using a single pump type with a variety of heat-transfer liquids should greatly simplify processes for operators and plant designers.

FEI Launches New Core-to-Pore Imaging Workflow for Shale Gas Reservoirs

SOURCE / ИСТОЧНИК: FEI

FEI̓s Natural Resources Business Unit announced a “core-to-pore” petrography workflow for core analysis of unconventional gas reservoirs in the oil and gas industry. The workflow includes a new automated, large-scale, high-resolution imaging method for viewing and analyzing petrographic data sets with length scales ranging from centimeters to nanometers. Access to information at both ends of the scale is critically important to drilling and production companies working in shale gas reservoirs.

In order to optimize completion of unconventional reservoirs, like Marcellus and Barnett, geologists need to relate the fracture network observed in core samples to the nanometer-scale distribution of pores, their hydrocarbon content and permeability, and the connectiveness of the pore networks allowing it to flow to the nearest fracture for production. This is “core-to-pore” analysis.

The new core-to-pore workflow solution can be implemented on a variety of FEI scanning electron microscope systems by adding MAPS (Modular Automated Processing System) imaging software, a QEMSCAN® petrographic analyzer, and a specific sample preparation method.

The workflow automatically acquires a grid of highresolution electron microscope images covering the entire sample surface, and stitches them together in a coherent and correlated image data set. The software also includes a viewer for quick navigation through the data set.

The image data sets can be augmented with additional information, such as mineralogy data from QEMSCAN or three-dimensional structural data from a DualBeam™ system. The workflow also serves as a correlative solution that provides the ability to overlay and visually correlate high- ● Length scales range from resolution electron micro- centimeters to nanometers. scope images with data from ● Система позволяет other techniques commonly устанавливать линейный found in oil and gas petrology масштаб от сантиметров до labs, such as optical micros- нанометров. copy, micro-CT, or cathodoluminescence (CL). Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

С целью повышения эффективности исследований таких нестандартных месторождений, как Marcellus и Barnett, геологам необходимо сопоставить схему разломов в образцах керна с нанометрической схемой распределения пор, а также с данными о содержании углеводородов, проницаемости и взаимосвязи между порами, чтобы определить ближайший разлом для начала эксплуатации. Такой метод называется исследованием «от керна до пор». Новое решение реализуется на базе различных сканирующих электронных микроскопов компании FEI путем установки программного обеспечения MAPS (Модульная автоматизированная система обработки) для обработки изображений, петрографического анализатора QEMSCAN® и применения специального метода обработки образцов. Система автоматически создает решетку по изображениям, полученным при помощи электронного микроскопа высокого разрешения и охватывающим всю поверхность образца, а затем систематизирует их, формируя единую базу данных взаимосвязанных изображений. Соответствующее ПО обеспечивает быструю навигацию по всей базе данных. В базу данных можно внести такие дополнительные сведения, как минералогический состав, полученный при помощи QEMSCAN, или трехмерные структурные данные, переданные системой DualBeam™. Кроме того, система позволяет совмещать и визуально сопоставлять изображения, полученные при помощи электронного микроскопа высокого разрешения, с данными, полученными посредством других технологий, используемых в нефтегазовых петрографических лабораториях, таких как оптическая микроскопия, микро-CT или катодолюминесценция (CL).

Система для смешивания жидких полимеров dynaBLEND™ повышает эффективность скважин зрелых нефтяных и газовых месторождений По сообщению Fluid Dynamics™ – производителя систем для смешивания жидких и сухих полимеров (подразделение компании Neptune™ Chemical Pump Co., Inc.), система для смешивания жидких полимеров dynaBLEND™ может в значительной степени повысить потенциал извлечения углеводородов из скважин зрелых нефтяных и газовых месторождений. Как показали полевые испытания, 70% запасов нефти, находящейся в скважине, могут остаться под землей из-за слишком высокой стоимости добычи. Технология смешивания жидких полимеров dynaBLEND позволяет вернуть малодебитные и (или) законсервированные месторождения и скважины в производственный процесс благодаря интенсификации добычи нефти (EOR). Данная операция подразумевает ввод смеси «щелочь – поверхностно-активное вещество – полимер» (ASP) в скважину. Процесс предусматривает смешивание щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера и последующий ввод смеси в скважину для возбуждения Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

9

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

dynaBLEND™ Liquid Polymer Blending Systems Improve Production in Mature Oil and Gas Wells

SOURCE / ИСТОЧНИК: FLUID DYNAMICS

Fluid Dynamics™, a manufacturer of liquid and dry polymer blending systems, and a division of Neptune™ Chemical Pump Co., Inc., has announced that its dynaBLEND™ Liquid Polymer Blending Systems can play an important role in realizing the true product-recovery potential of mature oil and gas wells. Field tests have shown that as much as 70 percent of the actual recoverable reserves from an oil well can remain below ground because it has become too costly to extract the product.

However, a recovery system that features dynaBLEND liquid-polymer technology can help turn these marginal and/ or abandoned fields and wells into big producers again through an Enhanced Oil ● Having been designed to effectively Recovery (EOR) pro- activate all types of liquid polymers, the cess known as alkali- dynaBLEND system is ideal for ASP applicasurfactant-polymer tions.

(ASP) chemical ● Система dynaBLEND, обеспечивающая flooding. In this pro- эффективное смешивание любых жидких cess, an alkali agent, полимеров, идеально подходит для случаa surfactant and a ев применения ASP. polymer are blended together and injected into a water injection well that is energizing the formation.

This chemical combination helps release the oil from the trapped formation and flow to the well’s surface.

The dynaBLEND is ideal for ASP applications because it has been designed to effectively activate all types of liquid polymers. The dynaBLEND’s non-mechanical mixing chamber also delivers an unequalled degree of reliability when compared to other mechanical technologies. The system features an injection check valve that has been designed for easy disassembly and inspection, which eliminates many of the maintenance concerns that affect other systems. This HydroAction Technology produces in excess of six times the mixing energy per unit volume than a comparably sized mechanical mixer.

This enables the dynaBLEND to provide polymer activation that is paired to a particular process and flow demand.

Control options range from manual systems to fully instrumental PLC-based units with an unlimited variety of inputs and outputs. Standard units are available to provide activated polymer solution from 30 gallons per hour (114 liters per

10

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

#2 February 2012

пласта. Такая химическая комбинация помогает выделить нефть из вскрытого пласта и вывести ее на поверхность скважины. Система dynaBLEND – идеальное решение для процесса ASP, так как она обеспечивает эффективное смешивание любых жидких полимеров. Немеханическая камера смешивания системы dynaBLEND гарантирует непревзойденную надежность по сравнению с механическими устройствами. Система оснащена клапаном контроля впрыска, который легко демонтируется для осмотра оборудования. Такая конструкция позволяет избежать простоя других систем во время технического обслуживания оборудования. Технология HydroAction позволяет в шесть раз повысить производительность системы смешивания по сравнению с механическими смесителями. Таким образом, система dynaBLEND обеспечивает полимерную активацию, которая соответствует особенностям рабочего процесса и требованиям к расходу. Установка может быть оснащена различными системами управления – от ручных до автоматических компьютерных с неограниченным множеством входов и выходов. Стандартные установки обеспечивают выход раствора активированного полимера от 30 галлонов в час (114 л/ч) до 21 000 галлона в час (79 494 л/ч). В комплект поставки могут быть включены стандартные или индивидуализированные системы сухого обогащения производительностью до 2 200 фунтов (998 кг) в день.

i-TEC представила технологию, позволяющую сократить время интенсификации притока Компания i-TEC, занимающася скважинными технологиями, разработала уникальную систему обсадных труб нижнего заканчивания с падающим шариком, которая позволяет в значительной мере сократить общее время интенсификации притока скважины. Благодаря новой технологии i-TEC, время интенсификации скважины на континентальном шельфе Норвегии в Северном море сократилось до полутора дней вместо стандартных 40-50. Система позволяет установить на цементируемый хвостовик более 20 труб на каждой ступени и использовать для интенсификации всего один шарик. Процесс интенсификации притока на одной и той же скважине может включать в себя несколько ступеней. Данная система была апробирована в слое раннего палеоцена и позднего мелового периода в карбонатном пласте в норвежском секторе Северного моря. Новая технология может применяться на месторождениях сланцевой нефти и газа, особенно в США. В условиях низкой проницаемости пластов она позволит оператору обработать гидроразрывом за год в два раза больше скважин по сравнению с традиционными методами. Процесс добычи нефти и газа в известняковых и малопроницаемых сланцевых месторождениях облегчается благодаря бурению горизонтальных скважин, что улучшает контакт между скважиной и пластом. Скважины делятся на зоны, каждая из которых открывается самостоятельно для контролируемой и эффективной интенсификации притока. Как правило, этот сложный процесс занимает много времени и требует многократного применения различных Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

hour) to 21,000 gallons per hour (79,494) liters per hour, with standard or custom dry-preparation systems with capacities to 2,200 pounds (998 kg) per day also available.

SOURCE / ИСТОЧНИК: I-TEC

i-TEC Launched Technology to Reduce Well Stimulation Time Well technology company i-TEC has developed a unique, new lower completion ball drop sleeve system which can radically reduce the time it takes to stimulate a well.

The system recently reduced stimulation of a North Sea well on the Norwegian continental shelf to only one and a half days, as compared to the normal of 40-50 days. It allows for more than 20 sleeves per stage to be installed in a cemented liner and opened sequentially with a single ball. A number of stages can be run in a single well. ● I-TEC’s new technology may significantly The recent increase productivity of tight fields. installation was ● Новая технология i-TEC может сущеin early paleocene ственно повысить продуктивность малопроand late cretaницаемых пластов. ceous, carbonate formations in the Norwegian sector of the North Sea. The technology also has potential for global shale oil and gas plays, particularly in the United States, where in some tight shale fields it could allow an operator to fracture twice as many wells in a year compared to traditional methods.

The recovery of oil and gas in limestone and tight shale formations is accomplished by drilling horizontal wells to increase the well-reservoir contact. Each well is divided into zones which are individually opened to carry out a controlled and efficient stimulation of the formation rock.

Traditionally, this has been a complex and time-consuming process involving the need for running perforation guns, plugs and stimulation equipment into and out of the well for each zone. Additionally, the use of explosive charges involves considerable risk.

The use of i-TEC’s technology enables the well to be completed in a single, continuous process with the additional environmental benefit of a reduction in water use.

On the Norwegian shelf, i-TEC was able to open 56 valves in three zones by dropping only three balls. Instead of using the most common “plug and perf” technique, i-TEC used different size balls which were pumped into the well to open all the valves in each zone. This technology also enables the inclusion of a greater number of valves as compared to alternative solutions.

Rohrback Cosasco Has Launched a Newly Re-designed DCMS The newly re-designed DCMS Downhole Corrosion Monitoring System delivers corrosion rate and temperature data from the harsh conditions of downhole environments. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

11

#2 February 2012

DCMS Downhole Corrosion Monitoring System provides continuous corrosion history of downhole tubing. The DCMS™ tool is another RCS innovation, and the only tool available which provides recorded corrosion and temperaTM ture data for the hostile ● The DCMS tool can be set at any conditions of downhole required well depth. ● Инструмент DCMSTM можно operation. The sensitivустановить на любой глубине ity of the system enables скважины. the film persistence of inhibitors to be evaluated in actual operating conditions, something that was not possible prior to the development of the DCMS™.

DCMS™ tool may be attached to a variety of wireline approved running tools for insertion into the production well at the start of testing and retrieval from the well at the end of the testing period. The DCMS™ tool can be set at any required depth – wherever the most critical corrosion regions are located. Several DCMS™ tools may be run simultaneously in a

SOURCE / ИСТОЧНИК: ROHRBACK

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

бурильных инструментов и систем интенсификации в каждой зоне скважины. Кроме того, использование взрывных зарядов влечет за собой значительное повышение уровня риска. Применение технологии i-TEC позволяет создать единый процесс подготовки скважины, что способствует сохранению окружающей среды благодаря сокращению времени воздействия на водные источники. На норвежском шельфе компания i-TEC открыла 56 слоев в трех зонах, используя всего три шарика. Вместо традиционной технологии «plug and perf», i-TEC применила шарики разного размера, которые были закачаны в скважину для открытия всех слоев в каждой зоне. Кроме того, по сравнению с традиционными, новая технология позволяет охватывать больше слоев.

Компания Rohrback Cosasco выпустила модернизированную систему DCMS Новая модернизированная система для мониторинга коррозии DCMS определяет скорость корродирования и температуру в сложных скважинных условиях. Система для мониторинга коррозии DCMS обеспечивает непрерывное считывание данных с коррозионного зонда.

NOV to Start Business for Production of Oil Equipment in Volgorechensk National Oilwell Varco Inc. (NOV), the largest U.S. oilfield equipment maker, is investing about 3 billion rubles to build a new oil equipment manufacturing facility at a site in Kostroma Region.

According to the Region’s Administration, the plant for production of drilling rigs, well servicing rigs and other drilling equipment for oil and gas companies will be built in the city of Volgorechensk, Kostroma Region.

The investment project has already received approval from the Investment Council at the Office of the Governor of the Kostroma Region. In the first phase of construction, National Oilwell Varco is going to invest about 3 billion rubles. There are plans afoot for the oilfield equipment maker to enter the Russian and European markets of oil and gas equipment. The project will be implemented in a period of eight years, and the facility is expected to reach its projected manufacturing capacity in 2019.

The plant will produce the tow drilling rigs, mobile workover rigs, mobile drilling units, geophysical towers, and supporting structures.

The company is expected to roll the first finished product off the assembly line in 2013.

To train staff for the new plant, the company’s management is conducting negotiations with the Kostroma State Technological University and Vocational School No. 17, Volgorechensk, to prepare curricula for the NC machine operators, engineers, welders, electricians and other technicians.

Source: и-Маш. Ресурс Машиностроения.

NOV наладит выпуск нефтяного оборудования в Волгореченске Американская компания National Oilwell Varco (NOV) инвестирует строительство завода по производству нефтяного оборудования, который будет построен в Костромской области. Завод по выпуску буровых установок, установок для текущего ремонта скважин и другой буровой техники для нефтегазодобывающих компаний предполагается построить в городе Волгореченске Костромской области, сообщает администрация региона. Инвестиционный проект уже получил одобрение на совете по инвестициям при губернаторе Костромской области. На первом этапе строительства завода американская компания National Oilwell Varco планирует инвестировать около 3 млрд рублей. Предполагается, что предприятие будет работать на российском и европейском рынках нефтегазового оборудования. Срок реализации проекта – восемь лет. Планируемый срок выхода предприятия на проектную мощность – 2019 год. Согласно проекту, завод будет производить буксируемые буровые агрегаты, мобильные агрегаты для подземного ремонта скважин, мобильные буровые агрегаты, геофизические вышки, а также вспомогательные конструкции. Ожидается, что первая продукция предприятия сойдет с конвейера уже в 2013 году. Для подготовки кадров для нового производства руководство предприятия ведет переговоры с Костромским государственным технологическим университетом и Профессиональным лицеем №17 города Волгореченска, составляются учебные программы для операторов станков с ЧПУ, инженеров, сварщиков, электриков и других технических специалистов. Источник: и-Маш. Ресурс Машиностроения.

12

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

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

well, in order to obtain corrosion data for the different depths, while under the same operating conditions.

SPT Group Launches Next Generation of its MEPO® Reservoir Optimisation Suite SPT Group has launched MEPO 4, the next generation of its market-leading solution for optimising reservoir flow models. Used by oil and gas companies for risk reduction, uncertainty management, well location optimisation and assisted history matching, MEPO helps reduce cost and cycle times at all stages of the reservoir management decision chain.

MEPO has, since the first commercial release in 2004, become the industry standard for automation and optimisation of simulation workflows. MEPO4 is the next generation release of this unique technology – expanding the offering to become a complete productivity suite for upstream modelling and simulation projects.

The new MEPO release brings to market the industry’s first model for rigorous optimisation under uncertainty.

Removing uncertainty is not possible, but MEPO now enables geoscientists and reservoir engineers to understand and manage it better, to optimise development plans, drainage strategies and well targets even, with imperfect information.

Other new capabilities include a field management library making it even easier for engineers to optimise plateau length, well locations, well scheduling and production strategies. A redesigned user interface and new 3D visualisation technology (3DViz module) significantly improves the understanding and analysis of different reservoir scenarios.

SOURCE / ИСТОЧНИК: SPT

● MEPO 4 provides market’s first model for rigorous optimisation under uncertainty. ● MEPO 4 – первая на рынке модель стабильной оптимизации пластов в условиях неопределенности.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Инструмент DCMS™ – это еще одно инновационное изобретение RCS. Это единственный механизм, обеспечивающий запись данных о скорости корродирования и температуре в процессе эксплуатации в сложных скважинных условиях. Чувствительность системы позволяет оценить прочность пленки ингибиторов непосредственно во время работы, что было невозможно осуществить до появления DCMS™. Инструмент DCMS™ можно подключать к различным проводным системам для ввода в скважину в начале исследования и последующего извлечения по окончании испытаний скважины. Инструмент DCMS™ можно установить на любой глубине – там, где наиболее высока степень воздействия коррозии. Возможно одновременное использование нескольких инструментов DCMS™ для получения данных о коррозии на различной глубине для одних и тех же условий эксплуатации.

Группа компаний SPT выпустила пакет MEPO® нового поколения для оптимизации пластов Группа компаний SPT выпустила новую версию пакета MEPO, занимающего ведущее место на рынке среди ПО, предназначенных для оптимизации пластов. Нефтяные и газовые компании пользуются данным пакетом для снижения уровня риска, контроля над неопределенностями, повышения эффективности выбора местоположения скважин и отслеживания событий. MEPO позволяет сократить финансовые и временные затраты на всех этапах принятия решений по исследованию и эксплуатации пластов. С момента своего первого появления на рынке в 2004 году, пакет MEPO стал эталонным решением в области автоматизации и оптимизации моделирования рабочих процессов. MEPO 4 является следующим поколением уникальной технологии, включающей в себя полный пакет инструментов для моделирования в области разведки и добычи нефти. Выпуск новой версии MEPO позволил представить на рынке первую модель оптимизации пластов в условиях неопределенности. Полностью исключить неопределенности невозможно, однако MEPO позволяет геофизикам и инженерам-разработчикам нефтяных и газовых месторождений более точно оценить перспективы, оптимизировать планы добычи, разработать стратегии дренирования и определить точки вскрытия нефтяных горизонтов даже при наличии неполных данных. Среди других преимуществ нового решения – возможность архивации событий на месторождении, что значительно облегчает процесс оптимизации периода эффективной добычи, определения точек расположения скважин, планирования и разработки производственных стратегий. Новейший пользовательский интерфейс и передовая технология визуализации 3D (модуль 3DViz) облегчают восприятие и анализ различных сценариев разработки пластов. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13

DRILLING

Antonina Petrova

PHOTO: ROSNEFT / ФОТО: РОСНЕФТЬ

Антонина Петрова

14

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

T

БУРЕНИЕ

П

одведены итоги добычи нефти и газа в 2011 году, и по мнению специалистов, он войдет в отечественную историю добычи углеводородного сырья как год возрождения отрасли. По данным ЦДУ ТЭК, добыча нефти и газового конденсата составила 511,4 млн т, а добыча газа – 670,5 млрд м3, что обеспечило прирост добычи по сравнению с 2010 годом, соответственно, на 1,23 и 3.1% соответственно. По итогам 2010 и 2011 годов можно сказать, что нефтегазовая отрасль полностью восстановилась после кризиса и, впервые за последние 20 лет, преодолела барьер добычи нефти в 500 млн т в год, выйдя на первое место в мире (по добыче газа Россия уступила первенство США в 2009 году). Несомненно, что эти успехи напрямую связаны с устойчивым ростом цен на мировых рынках, и это стимулирует деятельность добывающих компаний Что касается строительства буровых скважин, здесь отмечен значительный рост (на 8÷10%). При этом постоянно увеличиваются объемы проходки практически у всех российских буровых компаний ≈ на 5÷10% в год, т.е. наращивается эксплуатационное бурение. Следует учитывать изношенность существующего парка буровых установок (30÷70%), построенных еще в СССР, которые подлежат замене. Однако в поисково-разведочном бурении такого роста не наблюдается из-за существующих рисков. Давно разрабатываемые месторождения истощаются, необходимо осваивать новые, но для этого требуется большее количество буровой техники, в том числе способной работать в

New Drilling Rig for EDC

Новая буровая установка для БКЕ

A presentation of the Uralmash 5000/320 EK-BMCH rig made by Uralmash NGO Holding for Eurasia Drilling Company took place at the Tevlinsko-Russkinskoye field in early December 2011.

During the presentation, the customer representatives noted the advantages of the new installation: easy assembly and less weight, when compared with German and Chinese counterparts.

The Uralmash 5000/320 EK-BMCH rig at Lease 12 of the Tevlinsko-Russkinskoye field was put into operation on Nov. 23, 2011. On Dec. 2, a standpipe was lowered and cemented at the bottom-hole 760-meter deep.

The Tevlinsko-Russkinskoye field is located in the Khanty-Mansi Autonomous District, 88 kilometers north of Surgut and is the largest deposit of NK LUKOIL in terms of crude production with oil reserves estimated at 1.5 billion tons.

В начале декабря 2011 года на Тевлинско-Русскинском месторождении состоялась презентация буровой установки Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ, изготовленной «Уралмаш НГО Холдинг» для буровой компании «Евразия». В ходе презентации представители заказчика отметили преимущества новой установки – высокую монтажеспособность, меньшую массу по сравнению с немецкими и китайскими аналогами. Буровая установка «Уралмаш» 5000/320 ЭК-БМЧ на кусте № 12 ТевлинскоРусскинского месторождения введена в эксплуатацию 23 ноября 2011 года, 2 декабря при забое 760 м был спущен и зацементирован кондуктор. Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 88 км к северу от Сургута и является крупнейшим месторождением НК «ЛУКОЙЛ» по объемам добычи нефти, запасы которой составляют 1,5 млрд т.

Rig Shipment Started For Eriell Neftegaz Service

Началась отгрузка буровых установок для компании «Эриэлл Нефтегазсервис»

In December 2011 the Uralmash NGO Holding branch began delivery of Uralmash 5000/320 drilling rig with 320 tons load capacity made for the Eriell Neftegaz Service. The rig will be used at the South Petiyegskoye field in the Uvat District of the Tyumen region.

Work on the first equipment package shipment is scheduled for completion in the first quarter of 2012. A total of three Uralmash 5000/320 EK-BMCH rigs have been manufactured under the contract with the customer. The first rig shipment will be immediately followed by the delivery of the second and third rig packages to Novy Urengoi. Shipments of all drilling rigs for the Eriell Neftegaz Service company are scheduled for completion in the second quarter of 2012.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В декабре прошлого года в филиале «Уралмаш НГО Холдинг» началась отгрузка кустовой буровой установки грузоподъемностью 320 т, изготовленной для компании «Эриэлл Нефтегазсервис». Данная установка будет разбуривать ЮжноПетьегское месторождение в Уватском районе Тюменской области. Работы по отгрузке первого комплекта оборудования планируется завершить в первом квартала 2012 года. Всего по договору с заказчиком изготовлены три буровые установки Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ. Сразу после окончания отгрузки первой буровой установки будет осуществлен вывоз второго и третьего комплектов установок в г. Новый Уренгой. Работы по отгрузке всех буровых установок для компании «Эриэлл Нефтегазсервис» планируется завершить во втором квартале 2012 года.

NEWS | НОВОСТИ

he results of the 2011 oil and gas production have been summed up, and some experts believe that 2011 will enter the national history of hydrocarbon production as the year of the industry revival.

According to the Central Dispatching Department of the Fuel and Energy Complex (CDD FEC), oil and gas condensate production amounted to 511.4 million tons and gas production – 670.5 billion cubic meters, accounting for production increase by 1.23 percent and 3.1 percent respectively as compared to 2010.

According to the 2010 and 2011 results, it can be concluded that the oil and gas industry has fully recovered from the crisis and for the first time in the past 20 years has overcome the barrier of oil production at 500 million tons per year, ranking first in the world (Russia ceded her leadership in gas production to the U.S. in 2009). There is no doubt that these achievements are directly related to the stable growth of prices on global markets, and act as an incentive for producers.

As for the construction of well sites, a significant increase can be noted (by 8 to 10 percent). At the same time, meterage drilled has been constantly rising in almost every Russian drilling company approx. by 5 to 10 percent, i.e. the development drilling is being stepped up. One should take into account the worn-out state of the existing fleet of drilling rigs (30 ÷ 70 percent), built back in the Soviet times, which have to be replaced.

15

#2 February 2012

DRILLING

Evgeny Vlasovets, Vice President, Sales, Integra Group OGE: What was the meterage drilled dynamics in 2011? What influenced it?

Vlasovets: Meterage drilled metric in 2011 has moderately increased compared to 2010 and it was influenced by better market conditions, increasing demand from customers, industry recovering from the crisis.

OGE: In what regions did Integra perform its most challenging drilling projects?

Vlasovets: Integra is operating in each E&P region of Russia and some CIS countries and each one of them has specific challenges, for example in West Siberia the challenge is to be efficient and competitive while in some complex ERD projects the challenge is to plan, design and execute well construction process avoiding catastrophe on the well. Some regions like East Siberia are characterized as remote and logistically complex where you need to put more focus on mobilizations and project support structure.

OGE: What drilling technologies did the Company implement in 2011?

Vlasovets: In 2011 we tested and implemented a number of drilling technologies and each deserves a separate discussion, but in general words we now have gained unique experience of extreme ERD well construction, multilateral wells, HP/HT environment, deep sidetracking in vertical and deviated wells.

OGE: What were the Company’s most significant achievements in drilling in 2011?

Vlasovets: In 2011 we have completed several extremely complex ERD wells for one of our key customers. One of the wells was completed with 2-lateral horizontal drains utilizing level 3 completion technology, latest LWD and RSS services plus casing running techniques unique for the region. We have also completed drilling of deep HP/HT vertical exploration well for another key customer where we reached the MD of 6800m with inclination not exceeding 0.5 degrees and utilizing latest well construction technologies and equipment.

OGE: What drilling equipment (country of origin, manufacturer) is used in Integra?

Vlasovets: In Integra we are using different drilling equipment, of course mostly made in Russia but also we have fleet of heavy drilling rigs manufactured by a Romanian company, plus some mobile rigs made in China and Italy.

I need to note that currently Integra is implementing its rig fleet modernization strategy/ OGE: What are the plans for 2012?

Vlasovets: The plan for 2012 is to grow our core businesses, increase meters drilled and operations performed metrics for key services we offer. In 2011 we have developed and started to implement company strategy for drilling rig fleet modernization and upgrade as well as adding new rigs. In 2012 we have to continue implementation of this strategy with constant monitoring of the market environment.

However, no such growth is observed in the exploration drilling, which can be easily explained as there are some risks in place. Despite this, the depletion of long producing fields has led to the development of new ones, which requires an increase in the drilling technology, including the ability to operate in extreme conditions on the Russian shelf, which development is increasingly becoming more urgent.

16

экстремальных условиях – на российском шельфе, освоение которого с каждым годом становится все актуальнее. Как считают специалисты, 2011 год.

Динамика крупных компаний Эксплуатационная проходка в 2010 году по РФ выросла на 17,2% и достигла 16,5 млн м (превысив докризисные показатели). Лидером по объемам бурения стало ОАО «Сургутнефтегаз», увеличившее добычу нефти за счет активного бурения. Остальные компании из «большой пятерки» – «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и ТНК-ВР от «Сургута» отстали. По данным ОАО «Сургутнефтегаз», объем добычи нефти в 2011 году составил 60,8 млн т, что на 2,1% больше показателей 2010 года. Начиная с 2006 года добыча компании снижалась из-за истощения ее месторождений в ХМАО. Компенсировать снижение добычи в традиционных регионах удалось за счет разработки новых месторождений в Якутии – Талаканского и Алинского. Добыча на них в 2011 году выросла на 62% – до 5,4 млн т. Также снизились темпы падения добычи на старых месторождениях – в 2011 году она снизилась всего на 1,5%. Добычу удалось увеличить за счет активного бурения – почти четверть новых эксплуатационных скважин в России приходится на ОАО «Сургутнефтегаз». Согласно отчету, в 2011 году компания пробурила 1 403 нефтяные скважины, что на 7,5% больше, чем в 2010 году. Удерживать высокие объемы бурения позволяет применение прогрессивных технологий и самого современного оборудования. Компания ООО «Газпром бурение» тоже добилась значительных успехов в 2011 году. Как отметил заместитель генерального директора – главный инженер Вадим Мнацаканов, в 2011 году проходка выросла по сравнению с прошлым годом на 16% и составила 559,7 тыс. м горных пород: 464,2 тыс. м в эксплуатационном бурении, 78,9 тыс. м – в разведочном бурении, 77 тыс. м – в бурении по восстановлению скважин зарезкой боковых стволов, 5,1 тыс. м – в бурении скважин для обустройства месторождений. Закончены строительством 116 эксплуатационных и 26 разведочных скважин; 93 скважины закончены бурением, а также 12 скважин восстановлены зарезкой боковых стволов. По результатам поисково-разведочного бурения было испытано более 100 объектов, из них 43 дали приток углеводородов. Наиболее значительные достижения компании: – начаты работы на Приразломном нефтяном месторождении с уникальной ледостойкой платформы в Печорском море; – экспедиции глубокого бурения филиала «Краснодар бурение» успешно осваивали площади и месторождения в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Камчатская ЭГБ закончила разбуривание Нижне-Квакчикского месторождения; – досрочно выполнен годовой план по строительству эксплуатационных скважин на Бованенковском НГКМ: закончено бурением 93 эксплуатационные скважины, пробурено 165,1 тыс. м горных пород; – в два раза выросли объемы бурения на Чаяндинском месторождении в Якутии. К достижениям следует отнести также испытание новой технологии бурения обсадными трубами на Бованенковском НГКМ, которое проводил филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение».

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

Major Companies Momentum The operating meterage in 2010 grew by 17.2 percent to 16.5 million meters (greater than the pre-crisis value) throughout the Russian Federation. A distinctive leader in terms of drilling volumes is Surgutneftegaz, which increased its oil production through the active drilling. Other companies from the “Big Five”, i.e. Rosneft, LUKOIL, Gazprom Neft and TNK-BP are lagging behind Surgutneftegaz.

According to Surgutneftegaz, its oil production volume in 2011 totaled 60.8 million tons, which is a 2.1 percent increase to 2010. The company’s production has declined due to depletion of its oil fields in Khanty-Mansi Autonomous District since 2006.

They succeeded in compensation for the decline in production in traditional areas through the development of new deposits in Yakutia, namely Talakansky and Alinsky fields. Their production in 2011 grew by 62 percent, up to 5.4 million tones, supported by a reduced decline rate at the old fields – only 1.5 percent in 2011.

Production has been boosted through the active drilling. Surgutneftegas has accounted for almost a quarter of new operating wells in Russia. According to a report, in 2011 the company drilled a total of 1,403 oil wells, which is 7.5 percent more than in 2010.

The use of advanced technologies and modern equipment allows the company to maintain its high drilling volumes.

Gazprom Burenie Company has also made significant strides in 2011. As Vadim Mnatsakanov, Chief Engineer and Deputy Director General noted, in 2011 drilling progress grew over the last year by 16 percent to 559.7 thousand cu. m of rock: 464.2 thousand meters in production drilling, 78.9 thousand meters in exploration drilling, 77 thousand meters in the drilling to recover wells by sidetracking, 5.1 thousand meters in the drilling for field development.

The construction of 116 operating and 26 exploratory wells is finished; 93 wells were completed by drilling as well as 12 wells recovered by sidetracking. Based on the results of exploration drilling, more than 100 sites have been tested, of which 43 gave the inflow of hydrocarbons.

The most significant achievements of the company include: – Works began at Prirazlomnoye oil field with a unique ice-resistant platform in the Pechora Sea. – The deep drilling company (DDC) of the Krasnodar Burenie branch has successfully developed the fields and sites located in East Siberia and the Far East. The Kamchatka DDC has finished drilling activities at the Nizhne-Kvakchikskoye field.

– The annual target for the construction of operating wells at Bovanenkovo OGCF completed ahead of time with 93 operating wells finished by drilling, and 165.1 thousand cubic meters of rocks drilled.

– A twofold increase in the meterage drilled at the Chayanda field in Yakutia.

The achievements should also include the testing of new drilling with casings technology at the Bovanenkovo OGCF, performed by the Ukhta Drilling branch of Gazprom Burenie.

According to Vadim Mnatsakanov, an important decision was to approve the new strategy of Gazprom Burenie to diversify its customer base and expand the order portfolio by 40 percent, according to which the company plans to increase the amount of work for Gazprom within the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

БУРЕНИЕ

Евгений Власовец, вице-президент по продажам, Группа компаний «Интегра» НГЕ: Какой была динамика объемов бурения в 2011 году? Чем она обусловлена? Власовец: Показатели проходки в 2011 году несколько увеличились по сравнению с 2010 годом, что было обусловлено более благоприятной рыночной ситуацией, увеличением спроса среди заказчиков, восстановлением промышленности после кризиса. НГЕ: В каких регионах компания выполняла самые сложные проекты в области бурения? Власовец: «Интегра» ведет свою деятельность во всех нефтедобывающих регионах России и некоторых стран СНГ. В каждом из них имеются свои сложности. Например, в районах Западной Сибири основная и нелегкая задача – быть высокоэффективными и конкурентоспособными, а в проектах бурения скважин с большим отходом от вертикали необходимо разработать проект и реализовать процесс строительства скважины, обеспечив безопасность. Некоторые регионы, в частности, Восточная Сибирь характеризуются удаленностью, что создает определенные трудности с точки зрения логистики. НГЕ: Какие технологии бурения внедряла компания в 2011 году? Власовец: В 2011 году мы протестировали и внедрили ряд технологий бурения, и каждая из них заслуживает отдельного обсуждения. Однако в двух словах можно сказать, что на сегодняшний день мы приобрели уникальный опыт в области строительства скважин с большим отходом от вертикали, бурения многоствольных скважин, бурения в условиях высокого давления и высокой температуры, глубоких зарезок боковых стволов как в вертикальных, так и в наклоннонаправленных скважинах. НГЕ: Расскажите о самых значительных достижениях компании в области бурения в 2011 году. Власовец: В 2011 году мы завершили строительство нескольких очень сложных скважин с большим отходом от вертикали. Одна из скважин была построена с двумя горизонтальными стволами с использованием технологии заканчивания уровня 3, новейших технологий каротажа в процессе бурения и роторной управляемой системы, а также уникальной технологии спуска обсадных колонн. Мы также завершили бурение глубокой вертикальной разведочной скважины в условиях высокого давления и температуры, где мы достигли глубины по стволу 6 800 м и максимального зенитного угла в 0.5 градуса. НГЕ: Какие производители бурового оборудования предпочтительнее для вашей компании? Власовец: Наша компания использует различное буровое оборудование, преимущественно российского производства. Но у нас имеется парк тяжелых буровых установок румынского производства, а также несколько мобильных установок, произведенных в Китае и Италии. Хочу отметить, что сейчас «Интегра» осуществляет программу по модернизации имеющегося парка бурового оборудования. НГЕ: Каковы планы на 2012? Власовец: Основными задачами на 2012 год мы считаем увеличение метров проходки и улучшение производственных показателей наших ключевых услуг. В 2011 году мы разработали и начали воплощать стратегию по модернизации имеющегося парка буровых установок, а также закупке новых. В 2012 году мы будем продолжать реализацию данной стратегии, осуществляя при этом непрерывный мониторинг рыночной ситуации.

По мнению Вадима Мнацаканова, важным было принятие новой стратегии ООО «Газпром бурение» по диверсификации клиентской базы и расширению портфеля заказов на 40%, в соответствии с которой в течение ближайших трех лет компания планирует увеличить объемы работ для ОАО «Газпром», а также привлечь к сотрудниче-

17

#2 February 2012

DRILLING next three years, and to attract commercial enterprises not related to the company’s structure for cooperation as well.

In 2011, Gazprom Burenie became the general contractor for Gazprom Neft Shelf to construct the well sites at Prirazlomnoye field in the Pechora Sea and started the process of drilling off the Prirazlomnaya offshore ice-resistant oil platform.

As far as equipment is concerned, a program of technical re-equipment of Gazprom Burenie was implemented over the past few years, in which the company had updated its drilling equipment inventory.

The company currently uses a high-tech equipment from different companies, in particular: Uralmash-BO plant, Volgograd Drilling Equipment Plant, Bentec (Germany), Romania-made cementing systems, as well as equipment manufactured by Stankotehnika, Schlumberger, Baker Hughes, Chancellor, Reed Haykalog, Varell, Security DBS, King Dream, Weatherford, Halliburton, Volgaburmash, TYAZHPRESSMASH, etc.

Offshore Drilling A special mention deserve activities aimed at the design and construction of drilling rigs for the Russian Arctic shelf, the Sakhalin shelf, which hold a special place in the drilling.

The Severodvinsk-based Sevmash has built and delivered the Prirazlomnoye ice-resistant platform to the field bearing the same name and located in the Pechora Sea.

Victoria Chulkova, Assistant Chief, Drill Bit Service, BSK RINACO OGE: Can you tell me if there was any drilling meterage growth in 2011?

Chulkova: The drilling meterage supported by the Integrated Operations Service (IOS) covering the bit service, downhole screw motors (DSM) and core sampling in the well site construction gained a positive momentum in 2011 as new projects had been launched across all areas of the compa-

Виктория Чулкова, заместитель начальника отдела долотного сервиса ООО БСК «РИНАКО» НГЕ: Какой была динамика объемов бурения в 2011 году? Чулкова: Динамика объемов бурения с инженерно-технологическим сопровождением (ИТС) долот, ВЗД и отбора керна при строительстве скважин в 2011 году имела положительную тенденцию роста, обусловленную началом работы над новыми проектами по всем направлениям сферы деятельности компании. Объем выполненных услуг по ИТС долот составил более 500 тыс. м, в направлении технологии отбора керна – 6 700 м керна, что превысило планируемый годовой объем в 1,5 раза.

18

ny’s activities. The scope of bit service was more than 500,000 meters; the core sampling technology produced 6,700 meters of core, which is equal to 1.5 times the company’s total projected annual volume.

OGE: In what regions has the company completed tdrilling projects?

Chulkova: In 2011, the company successfully provided the drill bit and DSM field services for well targeting in Krasnoyarsk Region. The core sampling involved the prospecting and appraisal wells located in the Krasnoyarsk and Irkutsk regions at up to 5,000 meters, both in the 215.9-mm-diameter and 139.7-mm-diameter wellbores. In the Khanty-Mansi Autonomous District, BSK RINACO took core samples at the prospecting and appraisal wells using the downhole screw motors.

OGE: What kind of drilling technologies did the company develop in 2011 and intends to introduce in 2012?

Chulkova: In 2011, BSC RINACO had a very active development and testing program for the new PDC drilling bits modifications in cooperation with a leading manufacturer from China, and this project will continue in 2012. In addition, some research was done to introduce the isolating core retrieval barrel technology built around the company’s standard barrels.

OGE: What has been your greatest achievement in your drilling program for 2011?

Chulkova: BSK RINACO has successfully tested the KS and KSD drilling bit series currently in active development for directional and horizontal drilling.

The bit designs were developed on the basis of the

НГЕ: В каких регионах компания выполнила проекты в области бурения? Чулкова: В 2011 году компания успешно выполнила работы по оказанию ИТС долот и ВЗД при проводке скважин Красноярского края. По отбору керна – на поисково-оценочных скважинах Красноярского края и Иркутской области на глубинах до 5 000 м, как в стволе диаметром 215,9 мм, так и в стволе диаметром 139,7 мм. В ХантыМансийском автономном округе компания провела работы по отбору керна на поисково-оценочных скважинах с применением ВЗД. НГЕ: Какие технологии бурения развивала компания в 2011 году и собирается внедрять в 2012 году?

Чулкова: На протяжении 2011 года ООО БСК «РИНАКО», совместно с ведущей компаниейпроизводителем в Китае, вела активную работу в части разработки и испытаний новых модификаций долот PDC. В 2012 году работа в данном направлении будет продолжена. Так же были проведены исследования и внедрена технология герметизированного отбора керна с применением изолирующего агента. Технология реализуется на стандартных снарядах компании. НГЕ: Каковы достижения компании в области бурения в 2011 году вы могли бы отметить? Чулкова: ООО БСК «РИНАКО» успешно провело испытания и на сегодняшний день активно отрабатывает долота типа «KS» и «KSD» для наклоннонаправленного и горизонтального бурения.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

БУРЕНИЕ ству рыночные предприятия, не связанные со структурами общества. В 2011 году ООО «Газпром бурение» стало генеральным подрядчиком ООО «Газпром нефть шельф» по строительству скважин на Приразломном месторождении в Печорском море и приступило к подготовке буровых работ с морской ледостойкой нефтедобывающей платформы «Приразломная». Что касается оборудования, то за последние несколько лет была реализована программа технического перевооружения ООО «Газпром бурение», в ходе которой компания значительно обновила парк бурового оборудования. В настоящее время компания использует высокотехнологичное оборудование различных компаний, в частности: завода «Уралмаш-БО», Волгоградского ЗБТ, Bentec (Германия), цементировочные комплексы румынского производства, а также продукцию ОАО «Станкотехника», Schlumberger, Baker Hughes, Chancellor, Reed Haykalog, Varell, Security DBS, King Dream, Weatherford, Halliburton, «Волгабурмаш», «Тяжпрессмаш» и др.

Бурение на шельфе

PHOTO: VLADIMIR BUTENKO / ФОТО: ВЛАДИМИР БУТЕНКО

Необходимо отметить работы по разработке и строительству буровых установок для арктического шельфа России, шельфа Сахалина, которые занимают особое место в бурении. В северодвинском ОАО «ПО „Севмаш“» построена и доставлена на месторождение «Приразломное», находящееся в Печорском море, ледо-

сustomer’s technical and manufacturing specifications and the accumulated experience of drilling in the geological factor of the Western Siberia.

The implemented well drilling programs based on the optimal selection of the KS-series PDC bit designs in conjunction with the DSM and integrated operations services have resulted in a significant increase in the average drilling rate and bit life during wells targeting in the Urals-Volga region.

As far as core sampling is concerned, BSK RINACO is pursuing a policy of import substitution, maintaining a strong partnership with the Russian manufacturers of the rock cutting tools, which has resulted in the increased drilling rate, cutter head durability, and a consistently high percentage of core recovery.

OGE: Which drilling equipment manufacturers do you prefer?

Chulkova: We mainly use the bits made by KINGDREAM, China’s largest manufacturer of tools for the oil and gas industry.

Basic screw downhole motors used by the company include the motors manufactured by the Lilin Petroleum Machinery Co. Ltd, the largest DSM manufacturer in China. The equipment has been custom designed to operate in Russia’s weather conditions based on the recommendations of BSK RINACO. Seventy percent of the of PDC drill head inventory is comprised of the tools made by the Russian manufacturers, namely NPP Burservis and NPP BURINTEKH, with whom we have cooperated for many years. The diamond impregnated tools are

represented by the products from international companies, with whom our company has also cooperated aiming at continuous improvement of the tools performance.

OGE: What are RINACO’s plans for 2012?

Chulkova: BSK RINACO has plans to expand the next-generation PDC bits application into new territories in conjunction with the new model types of the downhole screw motors. In addition, there are plans to deliver some technical development solutions to increase the core run during the core sampling, that is, using the multi-section barrel version, while maintaining a high percentage of core recovery and the low probability of complications such as stuck pipe.

Конструкции долот были разработаны на основании технико-технологических условий Заказчика и накопленного опыта бурения в горно-геологический условиях Западной Сибири. Реализация программ бурения скважин на основе оптимального подбора типа конструкции долот PDC «KS» в комплексе с ВЗД и инженернотехнологическое сопровождение позволили добиться существенного увеличения средней механической скорости и проходки на долото при проводке скважин в Урало-Поволжском регионе. В направлении отбора керна ООО БСК «РИНАКО» проводит политику импортозамещения и ведет тесное сотрудничество с российскими производителями породоразрушающего инструмента, в результате чего были достигнуты повышение механической

скорости бурения, увеличение стойкости бурильных головок и стабильно высокий процент выноса керна. НГЕ: Каких производителей бурового оборудования предпочитает ваша компания? Чулкова: Компания использует в основном долота крупнейшего производителя продукции для нефтегазодобывающей отрасли в КНР компании KINGDREAM. Базовыми моделями парка винтовых забойных двигателей, применяемых компанией, являются ВЗД, произведенные крупнейшим заводом по производству ВЗД в КНР – Lilin Petroleum Machinery Co., Ltd. Оборудование адаптировано к российским условиям по рекомендациям ООО БСК «РИНАКО».

70% парка бурильных головок PDC состоит из инструмента российских производителей ОАО НПП

«Бурсервис» и ООО НПП «БУРИНТЕХ», с которыми компания сотрудничает много лет. Алмазный импрегнированный инструмент представлен продукцией зарубежных компаний, с которыми так же ведется сотрудничество, направленное на постоянное улучшение характеристик инструмента. НГЕ: Каковы планы компании на 2012 год? Чулкова: ООО БСК «РИНАКО» планирует расширение географии применения долот PDC нового поколения в комплексе с новыми модификациями ВЗД. Так же планируется провести технические разработки с целью увеличения длины рейса с отбором керна, а именно: использование многосекционного варианта снаряда с сохранением высокого процента выноса керна и низкой вероятностью возникновения таких осложнений, как прихват.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

#2 February 2012

DRILLING

Генеральный директор ООО «Уралмаш НГО Холдинг» Юрий Анатольевич Карпов НГЕ: Какие проекты компании в 2011 году Вы могли бы выделить как самые крупные? Выпустила ли компания новые буровые установки для российского рынка? Карпов: «Уралмаш» осуществил несколько крупных проектов: семь буровых установок грузоподъемностью 320 т для ООО «БК „Евразия“», четыре – грузоподъемностью 400 т для ОАО «НОВАТЭК», по три – для компаний ОАО «Роснефть» и Eriell. Особенно следует отметить проект компании «НОВАТЭК». Заканчивается производство первой из четырех уникальных установок, не имеющих мировых аналогов. Установки имеют вышку башенного типа, двухрядный эшелон в контейнерном исполнении, полностью укрыты от кронблока до приемного моста, имеют систему комбинированного обогрева, что позволяет их непрерывную эксплуатацию в арктических условиях при низких температурах в зимний период. НГЕ: Каковы планы (заказы) компании по на 2012 год? Карпов: В планах компании заключение контрактов более чем на 30 полнокомплектных буровых установок. НГЕ: Какие новые конструкторские разработки ведутся в компании? Карпов: Создание новых типов мобильных, стационарных и кустовых буровых установок, буровых насосов и лебедок, циркуляционных систем и т.д. Идет разработка оффшорного оборудования. НГЕ: По вашему мнению, какие конструкционные решения будут востребованы в ближайшие 10-15 лет? Карпов: Потребуются буровые установки эшелонного типа для кустового бурения скважин грузоподъемностью 250-450 т в арктическом исполнении с повышенной монтажеспособностью. Будущее за установками, которые имеют повышенную мобильность, минимальные сроки монтажадемонтажа на месторождениях, оснащенные верхним приводом, циркуляционной системой, позволяющей использовать растворы на углеводородной основе, четырех-пятиступенчатой системой очистки буровых растворов, эффективными обогревом, укрытиями и т.д. НГЕ: Какие мероприятия проводятся вашей компанией для повышения качества буровых установок? Карпов: Осуществляется контроль качества на всех этапах производства бурового оборудования. Практически все буровые установки, производимые «Уралмаш НГО Холдинг», проходят полную контрольную сборку на площадках предприятия, после чего комиссия представителей заказчика проводит отдельную приемку каждой действующей машины. НГЕ: Каковы темпы обновления парка буровых установок в России? Карпов: Удовлетворительные. В год закупается 60÷70 стационарных и кустовых буровых установок. НГЕ: Какое количество буровых установок необходимо российскому рынку? Сколько их сегодня, и каких производителей? Карпов: В настоящее время парк действующих в России стационарных и кустовых установок насчитывает около 800 машин. Большинство из них произведены на «Уралмаше». Ежегодно необходимо закупать 70÷75 новых установок для замены устаревающих станков и некоторого прироста парка буровых компаний.

20

стойкая платформа с тем же названием. В ОАО «Центр судоремонта „Звездочка“» состоялись ходовые испытания плавучей буровой установки «Арктическая». Опыт в строительстве подобной техники для нефтегазовой отрасли у северодвинских предприятий уже имеется, и они готовы продолжать работу. Современные морские платформы предназначены для эксплуатации в условиях сурового климата в течение круглого года. Они успешно противостоят ледовой нагрузке, напору волн, даже могут выдерживать землетрясения. Сами платформы производят буровые работы, занимаются добычей и обработкой углеводородов. По существу, это автономный, полностью автоматизированный производственный комплекс со своей инфраструктурой и флотилией, в которую входят корабли обеспечения. Плавучая самоподъемная буровая установка «Арктическая» разработана для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на газ и нефть на шельфе как арктических, так и других морей. Платформу модернизировали, сейчас она в состоянии вести разведку на глубинах около 100 м. При этом глубина скважин может достигать отметки 6,5 км. «Арктическая» – это первая разведочная морская буровая установка, предназначенная для работы в тяжелых северных условиях. Это единственная платформа, которая может работать при внешней температуре до −30 ºС. Она должна бурить скважины в акватории Карского моря, хотя может работать практически на любом шельфе мира. Согласно плану, буровая будет ежегодно отгружать на танкеры 6 млн чистой, без содержания примесей, нефти. В соответствии с проектом разработки месторождения, будет пробурено 40 скважин. Вслед за «Приразломной» на морской шельф выйдет самоподъемная плавучая буровая установка – СПБУ «Арктическая». Ее строили не на воде, а в цехах завода «Звездочка». Такую работу в России раньше не выполняли. Стоит отдельно отметить и этап проектирования платформы. Проект кардинально менялся пять раз. Значительной перекройке подвергалась архитектура платформы, ее системы и комплексы. Согласно нормативам, срок эксплуатации МЛСП «Приразломная» – 25 лет. Однако большинство экспертов считает, что конструкция основания – кессона со стенками толщиной 5 м настолько прочны, что могут обеспечить эксплуатацию сооружения в течение гораздо большего времени. Ледостойкая платформа в состоянии вести буровые работы и эксплуатировать около 40 скважин, может вести добычу, хранение и последующую отгрузку нефти на танкеры, самостоятельно вырабатывать электроэнергию. По своей сути, это многофункциональный комплекс, который обеспечивает выполнение всех операций по разработке углеводородного месторождения, запасы которого составляют около 46 млн т нефти. Роман Троценко, президент Объединенной судостроительной корпорации, сообщил на пресс-конференции: «В общих планах отечественных компаний для освоения континентального шельфа только на ближайшие 10 лет предусмотрено возведение более 20 платформ, строительство около 100 судов и плавсредств для обеспечения проводимых на шельфе работ, а также не менее 30 газовозов. Запланированное РФ начало коммерческого использования Севморпути еще больше увеличивает спрос на подобные арктические суда. По решению нашего Правительства предприятия ОСК являются основными Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

БУРЕНИЕ

Zvezdochka Ship Repair Center held sea trials of the Arkticheskaya floating drilling rig. Severodvinsk companies already have experience in this type of equipment for oil and gas industry, and they are ready to continue such work.

Modern offshore platforms are designed to operate in the harsh climate the year round. They can successfully resist the ice load, waves pressure, and can even withstand an earthquake. They perform drilling operations, producing and processing the hydrocarbons. In essence, these are self-contained fully automated manufacturing facilities with own infrastructure and fleet, including the supply ships.

The Arkticheskaya floating jackup drilling rig was designed for drilling of operating and exploration wells for oil and gas on the shelf of the Arctic and other seas. The platform has been upgraded, and now it can explore at depths of about 100 meters.

The depth of the wells can reach the 6.5-kilometer mark. Arkticheskaya is the first exploratory offshore drilling rigs, designed to work in harsh northern conditions.

This is the only platform that can operate at ambient temperatures down to minus 30 degrees Celsius.

It must drill wells in the Kara Sea aquatorium. But it can run on virtually any shelf in the world. Under the plan, the rig is to load 6 million of clean and free of impurities oil to the oil-carriers. According to a field development program, the field will have 40 well sites. Prirazlomnaya will be followed by the Arkticheskaya offshore jackup rig.

судовыми исполнителями этой поистине гигантской программы. Интеграция в российскую нефтегазовую промышленность обусловлена также выгодным географическим положением наших предприятий: имеется прямой выход в Белое море, а также близость к углеводородным месторождениям Арктики». ОАО «Газпром» планирует ввести Киринское месторождение на шельфе Сахалина в разработку в 2012 году. Об этом сообщил начальник отдела управления геологии и разработки месторождений «Газпром добыча шельф» Сергей Чигай на конференции «Шельф России-2011». По словам Чигая, в 2011 году компания планировала начать эксплуатационное бурение на Киринском месторождении с целью начать его разработку в 2012 году. Он также сказал, что по Киринскому месторождению проделан большой комплекс изысканий, пробурены разведочные скважины; кроме того, на Киринском месторождении планируется бурение шести добычных скважин. С 1989 года по настоящее время ОАО «СПМБМ „Малахит“» занимается разработкой проектов морских технических средств для освоения шельфа в интересах нефтегазовых компаний. Разработана и построена плавучая база комплексного обеспечения бурения (ПБКОБ) «Тазовская» в составе плавучего бурового комплекса (ПБК) «Обский-1». ПБК «Обский-1» предназначен для бурения разведочных газовых скважин глубиной до 2 500 м в межледовый период на предельном мелководье (с глубинами до 10 м) шельфа Карского моря (Обская и Тазовская губы).

Vadim Mnatsakanov, Deputy Director General, Chief Engineer, Gazprom Burenie

Вадим Мнацаканов,заместитель Генерального директора – главный инженер ООО «Газпром бурение»

Bovanenkovo OGCF Puts Weatherford Technology to Test

Испытание технологии Weatherford на Бованенковском НГКМ

In 2011, Ukhta Burenie, the branch of Gazprom Burenie, tested a new drilling with casing technology on Bovanenkovskoye oil and gas-condensate field.

The principle of this method is drilling in Ø324 mm surface casing using Ø393.7 mm OD Defyer™ Drill Bit threaded on the first joint of casing. The bit blades are made of titanium-aluminum alloy and equipped with the PDS cutters. Well drilling and casing operations are performed simultaneously without the need for drill pipes or any round-trip operations. The casing serves as a conduit for drilling mud circulation and as a means to transfer torque to the bit.

The new technology was tested with the use of Weatherford equipment. Now the new drilling method has already been applied on four wells of Bovanenkovskoye oil and gas-condensate field within the 0-450-meter interval when drilling in 324 mm surface casing string. The target depth for casing setting was achieved during the testing operations on well Nos. 6314, 6321. Drilling rate was maintained at design parameters.

Based on the preliminary calculations of TyumenNIIgiprogaz specialists, application of this technology can result in financial savings of about 4 million rubles per well, increase of drill pipe and equipment service life, as well as reduction of well construction time approximately by two days.

В 2011 году филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение» проводил испытания новой технологии бурения обсадными трубами Weatherford на Бованенковском НГКМ. Суть метода – в бурении интервала под кондуктор Ø324 мм колонной обсадных труб с буровым башмаком Drill shoe Defyer™ диаметром 393,7 мм, наворачиваемым на низ обсадной колонны. Лопасти башмака изготовлены из титано-алюминиевого сплава и оснащены резцами PDС. При этом бурение и обсаживание ствола скважины происходит без применения бурильных труб и спуско-подъемных операций, а обсадная колонна служит каналом для циркуляции бурового раствора и средством передачи механического вращения на буровой башмак. Испытание новой технологии производилось с применением оборудования производства компании Weatherford. На сегодняшний день в условиях Бованенковского НГКМ новый способ бурения применен в интервале 0-450 м при бурении под кондуктор диаметром 324 мм на четырех скважинах. При испытаниях, проведенных на скважинах № 6314 и 6321, была достигнута проектная глубина спуска обсадной колонны, механическая скорость поддерживалась в расчетном режиме. По предварительным подсчетам специалистов «ТюменНИИгипрогаз», результатом применения данной технологии может стать экономия финансовых затрат в пределах 4 млн рублей на одной скважине, увеличение ресурса бурильных труб и бурового оборудования, сокращение времени строительства скважины примерно на двое суток.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

21

#2 February 2012

DRILLING The Arkticheskaya rig was built not on the water, but in the shops of the Zvezdochka plant. No project like this had been carried out in Russia before.

It is worth looking at the platform design stage. It certainly was a big problem. Suffice it to say that the project was fundamentally changed five times. The platform architecture, its systems and units underwent major reshaping.

According to the standards, the life of the Prirazlomnaya offshore ice-resistant fixed platform is 25 years. But most experts believe that the basis design, the caisson with the five meter-thick walls are so strong that they can ensure the rig operation for a much longer time.

The ice-resistant platform is able to carry on drilling operations, and operate approximately 40 wells; it may produce, store and later ship oil to the tankers, and selfgenerate electricity. At its core, it is a multifunctional complex, which ensures performance of all operations on the development of hydrocarbon field, which oil reserves make up about 46 million tons.

Roman Trotsenko, President of the United Shipbuilding Corporation, said at a news conference: “The overall plans of home companies to develop the continental shelf just for the next ten years provide for the construction of more than 20 platforms, about 100 ships and boats for the ongoing work on the shelf and at least 30 LNG carriers.

The RF-scheduled start of commercial use of the Northern Sea Route drives the demand for such arctic vessels still higher. According to the Russian Government decision, the USC enterprises are the main ship performers of this truly gigantic program.

The integration in the Russian oil and gas industry is also due to the favorable geographical position of our companies: there is a direct access to the White Sea, as well as proximity to hydrocarbon deposits of the Arctic.”

Head of the Geology and Mining Department of Gazprom Dobycha Shelf Sergei Chigai said at the Russia Offshore 2011 Conference that Gazprom had plans to put Kirinskoye field on the Sakhalin shelf into development in 2012. According to Chigai, in 2011 the company planned to start drilling at Kirinskoye field to put the field into development in 2012.

Chigai also mentioned that Kirinskoye field involved a lot of research with exploration wells drilled. He said that six production wells were planned for the Kirinskoye field.

Malachite SPMBM has been engaged in development projects for the offshore facilities in the interests of the oil and gas companies since 1989.

Malachite designed and built the Tazovskaya drilling depot ship as part of the Obsky-1 floating drilling side.

Obsky-1 FDS is designed to drill the exploratory gas wells up to 2,500 meters depth in the ice-free months at the extreme shallow water (depths to 10 meters) of the Kara Sea shelf (Ob’ and Taz Bays).

In addition to the drilling depot ship, the FDS includes yet another non-propelled vessel, the Obskaya floating submersible drilling rig (FSDR).

The drilling depot ship is a non-propelled vessel of the technical fleet designed to operate in the “M” category aquatoria featuring the ice-reinforced hull, topsides, warehouses, equipment and systems that ensure the functioning of the rig and staff residence.

The drilling depot ship and FSDR have independent power systems, which can be combined by means of a communication bridge, while performing drilling operations.

The Tazovskaya DDS was commissioned in 2006.

22

Anatoly Karpov, General Director, Uralmash NGO Holding OGE: What 2011 projects are the most significant in your opinion? Did the company offer new drilling units for the Russian market?

Karpov: Uralmash implemented several large-scale projects: seven 320-ton drilling units for BK Eurasia, four 400-ton drilling units for NOVATEK, three drilling units for Rosneft and three drilling units for Eriell. NOVATEK project is particularly worth mentioning. The production of the first of four unique units that has no analogues in the world is at its closing stage. Tower drilling units, double container trains, fully covered from crown blocks to catwalks, and combined heating systems enable continuous low temperature operation in winter arctic conditions.

OGE: What are your plans (orders) for 2012?

Karpov: We expect contracts for more than 30 complete drilling units to be finalized.

OGE: What new engineering development works are performed by the company?

Karpov: We are developing new mobile, stationary, and multiple drilling units, boring pumps and rigs, circular systems, etc. We are working on new offshore equipment.

OGE: What demand for drilling units do you expect in the nearest 5÷10 years? What design concepts are expected to prevail in future?

Kaprov: 250-450-ton train rigs for multiple drilling for arctic service with improved installation flexibility. The future belongs to drilling units with such features as extra mobility, minimal time required for field installation and disassembly, top drive, circular systems that enable use of oil-based fluids, four-five step treatment of boring fluids, efficient heating and sheltering, etc.

OGE: What quality-improving measures are undertaken by your company?

Karpov: Quality audit procedures are performed at every level of the production of drilling equipment. Almost all drilling units manufactured by Uralmash NGO Holding undergo check assembly at site; then every operating unit is subject to acceptance procedures performed by the customer’s representatives.

OGE: What are the upgrade rates for drilling units in Russia?

Karpov: Not bad. 60÷70 stationary and multiple drilling units are annually procured.

OGE: How many drilling units are needed in the Russian market? How many are currently operated and where are they manufactured?

Karpov: Approximately 800 stationary and multiple drilling units are currently operated in Russia. Most of them are manufactured by Uralmash. 70÷75 new drilling units are annually required for the replacement of obsolescent machinery and the extension of existing drilling facilities.

Помимо ПБКОБ в состав ПБК входит еще один несамоходный объект – плавучая погружная буровая установка (ППБУ) «Обская». ПБКОБ – несамоходное судно технического флота, предназначенное для работы в бассейнах разряда «М» с ледовым усилением корпуса, надстройками, складскими помещениями, оборудованием и системами, обеспечивающими функционирование ППБУ и проживание обслуживающего персонала. ПБКОБ и ППБУ имеют самостоятельные энергетические системы, которые при выполнении буровых работ могут объединяться посредством коммуникационного моста. В 2006 году ПБКОБ «Тазовская» принята в эксплуатацию.

Oil&GasEURASIA

ШЕЛЬФ

Shelf Development Plan Shuts Out Foreigners Despite Investment Need Инвестиции нужны, но шельф планируют осваивать без иностранцев Galina Starinskaya

Галина Старинская

ussia’s Ministry of natural resources drafted a new program for offshore fields’ development. It is designed for the next 18 years and assumes transferring to subsoil users some 40 licenses. Well, the user register hasn’t changed much – the state is not ready to expand the list of participants and unprepared to throw open the gates to foreigners, regardless of the need for huge investments in the industry. But it does promise to reduce the fiscal burden.

R

инприроды России разработало новую программу освоения шельфовых месторождений. Она рассчитана на ближайшие 18 лет и предполагает передачу около 40 лицензий недропользователям. Впрочем, список последних серьезно не изменится – государство не готово расширять перечень участников и широко открывать двери иностранцам даже несмотря на потребность отрасли в огромных инвестициях. Но обещает ослабить фискальную нагрузку.

Offshore Reserves

Морские запасы

The Long-term 2012–2030 Program for Russian Continental Shelf Exploration and Mineral Resources Development (hereinafter, the Program) recently developed by the Ministry of natural resources had already been sent for governmental approval. Work on different versions of offshore programs has been going on since 2006, though none has been adopted.

The current version of the document proposes four implementation phases. The first phase (2012 to 2015) is used to set up the necessary legal and regulatory framework, to install the servicing infrastructure, and to do some groundwork for prospect evaluation surveys. During the second phase (2016–2020) experts will identify the largest and most promising fields. The third phase (2021–2025) will be used to switch to exploration and development of offshore fields. During the fourth phase (2026–2030) all earlier discovered commercial deposits will be put online, as well as new, largest oil and gas fields.

Программа разведки континентального шельфа России и разработки его минеральных ресурсов на долгосрочную перспективу (далее – Программа) на период с 2012 по 2030 годы была недавно разработана Минприроды и уже направлена на утверждение в правительство. Следует отметить, что работа над различными версиями шельфовых программ велась с 2006 года, но ни одна из них так и не была принята. Нынешняя версия документа предполагает четыре этапа реализации. В течение первого этапа – с 2012 по 2015 годы – должна быть подготовлена необходимая правовая и нормативная база, начато строительство обеспечивающей инфраструктуры, а также обеспечен задел для развития поисково-оценочных работ. На втором этапе – 2016–2020 годы – должны быть выявлены крупные и наиболее перспективные месторождения. Третий этап – 2021–2025 годы – это переход к разведке и разработке морских месторождений. Четвертый этап – 2026–2030 годы – ввод в эксплуата-

М

● Fig. 1. Distribution of hydrocarbon reserves on Russia’s sea shelf as of Jan. 1, 2010. ● Рис. 1. Распределение запасов углеводородов по шельфам морей России по состоянию на 01.01.2010.

SOURCE / ИСТОЧНИК: DRAFT LONG-TERM PROGRAM FOR RUSSIAN CONTINENTAL SHELF EXPLORATION AND MINERAL RESOURCES DEVELOPMENT / ПРОЕКТ ПРОГРАММЫ РАЗВЕДКИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИИ И РАЗРАБОТКИ ЕГО МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НА ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

23

#2 February 2012

OFFSHORE ● Marine facilities requirement. ● Потребность в морской технике.

Facility or Ship Type / Тип сооружения или судна

Required / Потребность, шт.

2012-2015 2016-2020 2021-2030

Total / Всего

Drilling rigs / Буровые установки

7

7

13

27

Oil production platforms Платформы для добычи нефти

19

28

43

90

Floating gas production platforms Плавучие сооружения для добычи газа

6

10

14

30

Tankers / Танкеры Shuttle tankers (40,000-80,000 tons) for transportation to loading terminals Челночные для вывоза на перевалочные комплексы 40-80 тыс. т

6

8

11

25

Linear tankers for shipments to Europe, the U.S. (non-ice, 150,000 tons) Линейные для вывозы в Европу, США (неледовый, 150 тыс. т)

4

5

7

16

Direct shipments, 150,000 tons Прямой вывоз, 150 тыс. т

10

13

20

43

Tankers for the Caspian (non-ice, 12,000 tons) Танкеры для Каспийского моры (неледовый, 12 тыс. т)

9

14

20

43

LNG tankers Суда для перевозки сжиженного газа

8

18

27

53

Ice breakers and servicing ships Ледоколы и обслуживающие суда Linear ships for tanker navigation in ice conditions / Линейные для проводки танкеров в ледовых условиях

цию всех ранее открытых рентабельных месторождений, а также новых наиболее крупных участков нефти и газа. Разработчики Программы ожидают, что ежегодная добыча нефти и конденсата на шельфовых месторождениях к 2030 году составит 40-80 млн т (8-16% от текущего уровня), природного газа 190-210 млрд м3 (32-35%). Уровень добычи сырья будет зависеть «от развития внешних и внутренних рынков и должен определяться его балансом на долгосрочную перспективу». Накопленный объем добычи к этому времени составит 435-1250 млн т нефти и конденсата и 1-2,6 трлн м3 газа. При этом около 70% всех извлекаемых ресурсов континентального шельфа, а это около 100 млрд т условного топлива, в том числе нефти – более 13,5 млрд т, сосредоточены в недрах шельфа западной Арктики: Карском, Баренцевом и Печорском морях. Распределение запасов углеводородов по шельфам морей России представлено на рис. 1.

Удержаться на плаву

В настоящее время доля российской нефти в мировой торговле составляет 12%. Основными экспортMultifunctional ice-class ships 11 16 25 52 ными рынками нефти и нефтепроМногофункциональные ледовые суда дуктов являются Европа, АзиатскоHoverborne ships 3 4 6 13 Тихоокеанский регион (АТР), Северная Суда на воздушной подушке Америка, а также страны СНГ. Согласно Portal icebreaking tug 10 13 16 39 Программе, нефть, добываемая на Портовый ледокол-буксир шельфе Балтийского, Карского и Ships for oil and gas terminals (tugs, garbage Печорского морей будет направлятьand sewage collectors, oil skimmers) / Суда для ся в страны северо-западной Европы; обеспечения работы нефтегазоперегрузочных 42 52 68 162 Черного и Каспийского морей – в комплексов (буксиры, сборщики льяльных и страны Средиземноморья; Охотского фекальных вод, нефтесборщики) и Чукотского морей – рынки АТР и Special ships of the service fleet / Специальные суда обслуживающего флота Северной Америки. При этом емкость Ships for mounting offshore platforms нефтяного рынка АТР для российской 5 10 10 25 Суда для монтажа платформ в морс нефти может составить 80-100 млн т Ships for installing subsea pipelines к 2030 году. Что касается газа, то его Суда для строительства подводных 9 9 9 27 крупнейшим импортером останется трубопроводов Европа. Суммарная ниша для голубого топлива к 2030 году по регионам и Program developers expect that by 2030 offshore oil and condensate production would reach 40-80 million tons per рынкам составит: Европа – 166-190 млрд м3, США – 0, АТР – year (8-16 percent from current levels), natural gas production 270-400 млрд м3. То есть фокус спроса на российские нефть – 190-210 billion cubic meters (32-35 percent). Production и газ будет перенесен с европейского и североамериканlevels will depend on “the development of domestic and ского рынков на рынок АТР. external markets and must be determined by the long-term Сейчас Россия занимает одну из лидирующих позиmarket balance.” By that time the accumulated production ций в мире по добыче и экспорту углеводородов, разделяя volume will reach 435-1,250 million tons of crude and con- в нефтяном секторе первое место с Саудовской Аравией, а в densate and 1-2.6 trillion cubic meters of natural gas. газовом – второе с Норвегией и США.

However, about 70 percent of all recoverable offshore Но чтобы остаться на плаву и сохранить свои позиции resources, which is about 100 billion TOE, including over 13.5 на этом рынке, одна из задач реализации Программы – обеbillion tons of crude, concentrated on western Arctic shelf: спечение воспроизводства сырьевой базы. Текущий уроKara, Barents and Pechora Seas. Distribution of hydrocarbon вень добычи нефти в России 500 млн т ± 4-6 млн т. Для его reserves on Russia’s sea shelf is shown of Fig. 1. сохранения страна обеспечена рентабельными запасами

24

0

5

5

10

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

Staying Afloat Currently, the share of Russian oil in global trade is 12 percent. Europe, Asia-Pacific Region (APR), North America, and CIS countries are the main export markets for oil and oil products. Under the Program, the oil produced on the shelf of the Baltic, Kara and Pechora Seas will be exported to North West Europe; on the shelf of the Black and Caspian seas – to the Mediterranean countries; on the shelf of the Sea of Okhotsk and the Chukchi Sea – to APR and North America markets. The APR capacity for Russian oil may reach 80-100 million tons by 2030. Europe will remain the largest importer of Russia’s natural gas. The ultimate need for natural gas by 2030 by regions and markets is projected at 166-190 billion cubic meters for Europe, 0 for the U.S. and 270-400 billion cubic meters for APR markets. That is, market for Russian oil and gas will shift from Europe and North America to Asia-Pacific Region.

Now Russia is one of the leading global producers and exporters of hydrocarbons, sharing the top place in oil segment with Saudi Arabia and second place in natural gas segment with Norway and the USA. One of the Program’s objectives is to “stay afloat”, maintaining the market position by ensuring sustainable recovery of hydrocarbon reserves. Russia’s current oil production level is 500 million tons ± 4-6 million tons. At this production level, current reserves will keep the industry comfortable for next 13-15 years, that is, up to 2022–2025. Today, domestic oilproducing regions hold at most 30 percent of light “fluid” oil; the remaining 70 percent is heavy oil and scavenger oil. At the same time, commercial reserves of natural gas are sufficient for 25-30 years.

The developers of the Program recognize that for the past 18 years the licensing process has been sluggish and highly irregular. As of the end of July 2011, there are only 65 offshore production licenses issued to 26 subsoil users. Currently the state records (as of Jan. 1, 2010) show 25 offshore fields (C2 [inferred] reserves – 595 million tons) containing oil, including nine oil fields, 16 oil and gas fields and 44 natural gas fields (reserves 3.5 trillion cubic meters) containing combustible gases (free and dissolved gas), including 11 – gas fields, nine – gas condensate fields, 16 – oil and gas deposits and eight oil deposits.

Only Gazprom and Rosneft have the right to own offshore production licenses. Between 2008–2011, the companies forked out some 100 billion rubles for their shelf projects.

Officials for a long time have been mulling liberalization of the legislation and expansion of the license-holders table.

Two state-owned companies – Zarubezhneft and Gazprom Neft – may soon be lucky enough to join the list. The State Program includes a list of fields which all these companies want to develop (see Table). For some sites, interests of the companies clash.

Hoping for Incentives The Program includes two forecast scenarios: the “no change” scenario, when offshore development is carried out using the current regulatory framework, which authorizes offshore production access only for state-owned companies. And the second, innovative scenario, which supposes expansion of the subsoil users list. Otherwise, this will require more than 150 years under the current subsoil usage regulations.

Thus, “to intensify work on the continental shelf” the Program proposes to provide exploration opportunities to any interested Russia-registered legal entity, guaranteeing Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ

Volumes and Sources of Program Funding, billion rubles “No Change” Scenario: Extra-budgetary financing – 3,796.52; State investment – 2,332.33 (including 1,235.9 of state tax and customs regulation measures); Total investment – 6,128.86.

Innovation Scenario: Extra-budgetary financing – 5,710.11; State investment – 1,337.98; Total investment – 7,048.09.

Program’s Fiscal Impact, billion rubles “No Change” Scenario – 17,941.22; Innovation Scenario – 25,221.19.

SOURCE: DRAFT LONG-TERM PROGRAMME FOR RUSSIAN CONTINENTAL SHELF EXPLORATION AND MINERAL RESOURCES DEVELOPMENT

на 13-15 лет, то есть до 2022–2025 годов. Сегодня в нефтедобывающих регионах страны осталось не более 30% запасов легкой «текучей» нефти, остальные 70% – это запасы очень тяжелой и вязкой трудноизвлекаемой нефти. В тоже время, обеспеченность рентабельными запасами газа составляет 25-30 лет. С другой стороны, разработчики Программы признают, что процесс выдачи лицензий за последние 18 лет был «вялотекущим», с крайне нерегулярным характером. По данным на конец июля, было выдано 65 шельфовых лицензий на углеводородное сырье, принадлежащие 26 недропользователям. Сегодня на госбалансе (по состоянию на 01.01.2010 года) находятся 25 шельфовых месторождений (запасы по С2 – 595 млн т), содержащих нефть, в том числе 9 нефтяных и 16 нефтегазоконденсатных, а также 44 газовых месторождения (запасы 3,5 трлн м3), содержащих запасы горючих газов (свободный и растворенный газ), в том числе 11 – газовых, 9 – газоконденсатных, 16 – нефтегазоконденсатных и 8 – нефтяных. Только за «Газпромом» и «Роснефтью» закреплено право владения шельфовыми лицензиями. С 2008 по 2011 годы на проведение работ на российском шельфе они затратили около 100 млрд рублей. О либерализации законодательства и расширении перечня лицензиатов чиновники говорят уже давно. Две госкомпании – «Зарубежнефть» и «Газпром нефть» могут в ближайшее время пополнить этот список. В госпрограмме есть перечень месторождений, на которые они претендуют (см. таблицу). По некоторым участкам интересы компаний пересекаются.

Надежда на льготы Программа предполагает два сценария реализации: инерционный – когда освоение шельфа осуществляется в рамках действующего нормативного регулирования, предполагающего доступ к ресурсам только госкомпаний, и инновационный – расширение субъектного состава недропользователей. Иначе, при сохранении действующего режима недропользования, на освоение шельфа потребуется более 150 лет. Поэтому, «для интенсификации работ на континентальном шельфе» предлагается предоставить возможность любым заинтересованным юрлицам, зарегистрированным в России, осуществлять геологическое изучение с предоставлением им гарантии участвовать в разработке открытого месторождения под контролем госкомпании. Также министерство предлагает поделить акватории на кластеры – чем ниже изученность недр, тем больше возможности

25

#2 February 2012

OFFSHORE ● Offshore deposits claimed by Russian companies. ● Шельфовые месторождения, на которые претендуют российские компании.

Operators / Компании-операторы Sea / Море Caspian / Каспийское

Barents and Pechora Баренцево и Печорское

Gazprom «Газпром»

Rosneft «Роснефть»

Gazprom Neft «Газпром нефть»

Zarubezhneft «Зарубежнефть»

–

–

–

Tyuleny / Тюлений

A plot at Shtockman field; Ledovy; Ludlovsky; Fersmanovsky Участок недр Штомановского месторождения; Ледовый; Лудловский; Ферсмановский

Korgincky; Severny; Severo-Barentsevsky; Mezhdusharsky Vostochy; Yuzhno-Prinovozemelsky; Russky; Severo-Pomorsky 1; Severo-Pomorsky 2; Pomorsky; Papaninsky; Zapadno-Matveevsky Коргинский; Северный; Северо-Баренцевский; Междушарский Восточный; Южно-Приновоземельский; Русский; Северо-Поморский-1; Северо-Поморский-2; Поморский; Папанинский; Западно-Матвеевский

Leningradsky; Rusanovsky; Nyarmeisky; Skuratovsky Kara / Карское

Severo-Karsky / Северо-Карский Ленинградский; Русановский; Нярмейский; Скуратовский

Chukchi / Чукотское

1

Zapadno-Matvejevsky; Southern part of TsentralnoTsentralno-Barentsevsky Barentsevsky (Fedynsky dome) Южная часть ЦентральноБаренцевского («свод Федынского»)

18

–

7

–

–

4

Severo-Vrangelevsky 1 СевероВрангелевский-1

–

4

–

–

5

5

2

39

Западно-Матвеевский; ЦентральноБаренцевский

Beloostrovsky; Zapadno-Sharapovsky Белоостровский; Западно-Шараповский

Ust-Lensky; Ust-Oleneksky; Vostochno-Sibirsky; Anisinskoye-Novosibirsky

Laptev and EastSiberian Лаптевых и ВосточноСибирское

Total итого

–

Усть-Ленский; Усть-Оленекский; Восточно-Сибирский; Анисинское-Новосибирский Severo-Vrangelevsky 1; Severo-Vrangelevsky 2; Yuzhno-Chukotsky

–

Северо-Врангелевский-1; Северо-Врангелевский-2; Южно-Чукотский

Okhotsk / Охотское

–

Kashevarovsky / Кашеваровский; Lisyansky / Лисянский; Magadan-1 / Магандан-1; Magadan-2 / Магадан-2; Magadan-3* / Магадан-3*

Total / Итого

8

24

NOTE: * ALL FIVE FIELDS IN THE SEA OF OKHOTSK WERE TRANSFERRED TO ROSNEFT IN MID-DECEMBER 2011. ПРИМ: * ВСЕ ПЯТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ОХОТСКОМ МОРЕ БЫЛИ ПЕРЕДАНЫ «РОСНЕФТИ» В СЕРЕДИНЕ ДЕКАБРЯ 2011 ГОДА.

SOURCE: DRAFT LONG-TERM PROGRAMME FOR RUSSIAN CONTINENTAL SHELF EXPLORATION AND MINERAL RESOURCES DEVELOPMENT. ИСТОЧНИК: ПРОЕКТ ПРОГРАММЫ РАЗВЕДКИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИИ И РАЗРАБОТКИ ЕГО МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НА ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ.

26

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

ШЕЛЬФ

participation in the development of a discovered field under участия частного капитала в их изучении. Геологическое control of a state company. The Ministry also proposes изучение может быть введено и как отдельный вид польto divide the water zones into clusters: the lower subsoil зования недрами. Но о доступе на российский шельф иноexploration levels, the more opportunities for private sector странных компаний ничего не говорится. research. The state could introduce geologic exploration as a Другая задача, которую необходимо решить, это separate type of subsoil usage. But there is nothing on access финансирование шельфовых проектов. В этом вопросе of the foreign companies to the Russian shelf. государство все же надеется на привлечение инвестиций Another problem to be solved is the offshore projects со стороны частных компаний, взамен оно готово предоfinancing. Here the state still hopes to attract investment ставить налоговые и таможенные льготы – например, from private companies, providing in return tax and cus- возмещение НДС инвесторам по мере вложения средств toms privileges. For example, VAT refund to investors in в проект, а не после его завершения, ускоренное вклюproportion to investment in the project rather than after чение капитальных затрат в состав расходов для целей its completion; fast-track integration of capital expenditure налога на прибыль, обнуление (снижение) налога на into expenses row for income tax purposes; reset (reduc- имущество, нулевая экспортная пошлина на СПГ, нулевая tion) of property tax; zero export duty on LNG; zero rate of ставка НДПИ. natural resources production tax. В случае применения инновационного сценария предInnovation scenario suggests establishing a special лагается установление специального фискального режима offshore fiscal regime: natural resources production tax is для шельфа: НДПИ взимается по ставке 10% от стоимости charged at the rate of 10 percent of the produced volumes; добытого сырья; налог на прибыль – 20% от облагаемой income tax – 20 percent of taxable profit; oil production прибыли; налог на доход от добычи углеводородов, взимаеprofit tax, charged at 15 percent of taxable income, but мый по ставке 15% от облагаемого дохода, с «увеличением “increase of the tax rate if the project exceeds the set level этой ставки при превышении доходности проекта установprofitability level.” ленного уровня».

A number of projects run by Russian companies already Ряд проектов российский компаний ранее уже получиenjoy the benefits. Rosneft and Gazprom projects offshore ли льготы. На шельфе Черного и Охотского морей, где рабоBlack Sea and Sea of Okhotsk already operate under zero- тают «Роснефть» и «Газпром», установлена нулевая ставка rate natural resources production tax. At the end of 2010 НДПИ. В конце 2010 года «ЛУКОЙЛ» добился получения LUKOIL secured a preferential duty on oil exports for its льготной пошлины на экспорт нефти на своих каспийских Caspian fields (Korchagin and Filanovsky). месторождениях – им. Корчагина и им. Филановского.

In December 2011 the government subcommittee В декабре 2011 года правительственная подкомиссия on customs tariff and non-tariff regulation recognized по таможенно-тарифному и нетарифному регулированию the feasibility of a preferential export duty for Gazprom’s признала целесообразным распространение льготной эксPrirazlomnoye field. A preference for Rosneft and Gazprom портной пошлины для Приразломного месторождения Arctic fields in the Kara and Barents Seas may be introduced «Газпрома». Преференции для арктических месторождеin the first half of 2012. Russian Ministry of Finance pledged ний «Роснефти» и «Газпрома» в Карском и Баренцевом that the large Shtokman gas condensate field (Gazprom, морях могут быть введены уже в первом полугодии 2012 Total, France, and Statoil, Norway) could rely on tax breaks года. Крупное Штокмановское газоконденсатное местоafter the investment decision on the project. рождение (участники «Газпром», французская Total и норThe state needs the offshore development program, вежская Statoil) могут рассчитывать на налоговые послаsays Vitaly Kryukov, an analyst at IFD Kapital. Currently бления после принятия инвестрешения по проекту, обещал the companies aggressively enter the shelf, some (Rosneft, российский Минфин.

ExxonMobil) have already moved on to implementing field Госпрограмма по шельфу сейчас необходима, считает infrastructure. This solution also settles some of Russia’s аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. В настояgeopolitical problems linked to щее время компании активно выходят Объемы и источники финансирования на шельф, некоторые уже перешли к shelf competition from other Программы, млрд рублей states, he notes. But for successпрактической фазе проектирования Инерционный сценарий: ful offshore development, tax месторождений, например, «Роснефть» и Внебюджетное финансирование – 3 796,52; regulation must be changed. “In ExxonMobil. Это решение и геополитичеСумма госучастия – 2 332,33 (из которых this direction there are already ских задач России, в то время как другие госмеры налогового и таможенного positive signals. In particular, страны активно выходят на шельф, говостимулирования – 1 235,79); there is a proposal to set the рит эксперт. Но для успешного освоения Итого общая сумма инвестиций – 6 128,86. minimum rates of return for шельфа необходимо изменение налогоИнновационный сценарий: offshore sites at over 20 perвого режима. «В этом направлении уже Внебюджетное финансирование – 5 710,11; cent. For onshore fields it is now есть позитивные сигналы. В частности, Сумма госучастия – 1 337,98; 16-17 percent,” adds Kryukov. есть предложение об обеспечении миниИтого общая сумма инвестиций – 7 048,09.

It is also necessary to involve мальной нормы прибыльности для шельthe Russian private business фовых участков более 20%. Для местоБюджетный эффект в результате реализации Программы, млдр рублей also should be engaged as its рождений на суше она сейчас 16-17%», Инерционный сценарий – 17 941,22; experience in offshore projects – отметил Крюков. Необходимо также Инновационный сценарий – 25 221,19. is extensive, too. “The shelf is привлекать частный российский бизнес, ИСТОЧНИК: ПРОЕКТ ПРОГРАММЫ РАЗВЕДКИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО large and requires considerable который имеет не меньший опыт работы ШЕЛЬФА РОССИИ И РАЗРАБОТКИ ЕГО МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НА ДОЛГОСРОЧНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ financing for its development,” на шельфе. «Шельф большой, и средства the analyst concludes. на его освоение потребуются немалые», – добавил аналитик. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

27

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Active Coiled Tubing Unit Counts (CTU) compiled by Les Tomlin, Director at ICoTA (Canada). Updated on 01/01/12.* Общее количество действующих установок колтюбинга подсчитано на 01/01/12 Лесом Томлином, директором канадского отделения Международной ассоциации колтюбинга (ICoTA). *Send Comments on the Data to / Присылайте комментарии по приведенным данным на адрес edit@eurasiapress.com Active Coiled Tubing Unit Counts / Действующие колтюбинговые установки Total World Count / Всего в мире Canada / Канада United States / США Europe & Africa / Европа и Африка South America / Южная Америка Middle East / Ближний Восток Far East / Дальний Восток India, Pakistan / Индия, Пакистан India / Индия Pakistan / Пакистан China / Китай Russia, China / Россия, Китай Russia / Россия Subtotal Int’l/Промежуточный итог

1998 N/A 91 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

1999 761 120 217 128 91 106 54 15

2000 807 154 229 128 91 106 54 15

2001 841 192 224 128 91 106 54 16

30

30

30

424

424

425

N/A

2002 1039 216 280 144 107 129 56

2003 2004 2005 1049 1049+ 1163 N 239 311 0 253 265 C O 143 146 U N 107 115 T 130 137 D O 57 57

2006 1323 370 295 150 123 146 59

2007 1454 446 299 155 131 138 59

2008 1530 440 419 154 138 127 56

2009 1616 378 455 152 142 128 85

2010 1732 398 441 172 206 155 147

2011 1841 360 494 190 202 148 166

I N

19

29

24

24

24

22

24

8 25

10 31

10 33

10 0

11 45

9 47

7

80

110

118

162

196

213

220

587

658

668

671

783

893

987

N E

17

19

2 18

5 18

70

78

543

557

2 0 0 4

557+

Coil Tubing Shipments per Geographical Areas: Отгрузка колтюбинга по регионам: Historical Averages/В среднем за период

Pre2009

2010

2011

Canada/Канада

29%

13%

15%

Alaska/Аляска

10%

5%

4%

USA/США

21%

43%

45%

Far East/Дальний Восток

2%

2%

2%

North Africa/Сев. Африка

8%

8%

6%

Europe&North Sea/Европа и Северное море

13%

11%

12%

Middle East/Ближний Восток

9%

10%

11%

Latin America/Юж. Америка

8%

8%

5%

100%

100%

100%

Total CT Shipments/Всего отгрузок

Total CTU’s operated by Majors: Всего КТУ эксплуатируемых в крупных компаниях

2009

2010

2011

Baker / BJ Services

170

170

181

Halliburton

141

171

183

Schlumberger

224

259

245

Total of Majors:

535

600

609

% of World Total CTU's./% от общего количества КТУ

33%

35%

33%

Active Coiled Tubing Units – Former USSR Republics / Действующие колтюбинговые установки в России и СНГ AZERBAIJAN / АЗЕРБАЙДЖАН Baker Hughes/BJ Services THKAP SOCAR Totals for Azerbaijan / Всего по Азербайджану UZBEKISTAN / УЗБЕКИСТАН Eriell Corporation S.R.O. Uzbekeneftegaz Totals for Uzbekistan / Всего по Узбекистану KAZAKHSTAN / КАЗАХСТАН Baker Hughes/BJ Services Catkoneft (Catco) CNPC owned companies Halliburton Malinvest Schlumberger (USA)

28

01.01. 2008

01.01. 2009

2010

2011

2012

2 1 3

2 1 3

2 1 3

2 1 3

2 1 3

0

0

1 1 2

1 1 2

1 1 2

1

2

0 0

0 0

2 1 7 2 1 4

3 0 8 4 0 4

3 0 8 4 0 4

4

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

01.01. 2008 FracJet (Russian Co.) Mangistaumunaygaz – SMM Totals for Kazakhstan / Всего по Казахстану UKRAINE / УКРАИНА Ukgrazdobycha Region Ukrneft Totals for Ukraine / Всего по Украине BELARUS / БЕЛАРУСЬ Belorusneft Totals for Belarus/ Всего по Беларуси TURKMENISTAN / ТУРКМЕНИСТАН Continental Industrial Supply Limited Totals for Turkmenistan / Всего по Туркменистану RUSSIA / РОССИЯ Altair-neft-trans / Альтаир-нефть-транс Bashneft / Башнефть Bashtransgaz / Баштрансгаз Baker Hughes/BJ Services (USA) (moved out of Russia in 2009) Burgaz / Бургаз BurKan (company was liquidated in 2009) / БурКан Coilservis (Borets) Calfrac (Canada) Catkoneft (Catco) Grozneftegaz / Грознефтегаз Gazprom PHG/ Газпром ПХГ Halliburton Integra / Интегра Kavkaztransgaz/ Gazprom podzemremont Orenburg Кавказтрансгаз Koltubing Service / Колтюбинг Сервис Komitek / Комитек Kubangazprom / Кубаньгазпром LUKOIL – Kalinigradmorneft / ЛУКОЙЛ – Калининградморнефть LUKOIL – Kogalymneftegaz / ЛУКОЙЛ – Когалымнефтегаз Mekamineft / Мекаминефть Mostransgaz / Мострансгаз Nadymgazprom / Надымгазпром Naryanmarneftegaz / Нарьянмарнефтегаз Trican Well Service (Canada) / (Канада) Nignevartovskiy KRS (company liquidated in 2009 – INTEGRA) / Нижневартовский КРС Nord-Service/ Норд-Сервис Noyabrskgazdobycha / Ноябрьскгаздобыча Orenburgburgaz / Оренбургбургаз Orenburggazprom / Оренбурггазпром Orenburgneft / Оренбургнефть Orenburg Ugpodzemremont Gazprom / Газпром Оренбург Югподземремонт Packer Service Пакер-Сервис Rosneft – Krasnodarneftegaz / Роснефть – Краснодарнефтегаз Rosneft – Purneftegaz / Роснефть – Пурнефтегаз Rusimperial / Русимпериал SMM – Special Machine Building & Metallurgy Samotlor-Servis (BJ) – moved out of country Самотлор-Сервис – ликвидирована Schlumberger (USA) Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1 2

01.01. 2009 2 1 9

2010 2 1 20

2011 0 1 20

2012 0 1 20

4

4

2 6

2 6

6 2 2 10

6 2 2 10

6 3 2 11

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

2 5 1 4 1 3 5 4 3 1 0 1 3

2 7 1 4 1 4 5 6 3 1 0 2 5

2 8 1 0 2 0 5 6 3 1 2 2 5

2 8 1 0 2 0 5 7 3 1 2 3 5

2 8 1 0 2 0 5 7 3 1 10 2 5

2

0

0

0

0

1 1 3 1 3 1 3 1 1 3

2 1 3 1 3 1 3 1 1 5

1 1 3 1 3 1 3 1 1 5

1 1 3 1 3 1 3 1 1 6

1 0 0 1 3 1 0 1 1 6

1

2

0

0

0

2 1 2 2 1

2 2 1 2 1

2 2 1 2 0

2 2 1 2 0

2 2 1 2 0

3

3

4

4

4

0 1 6 1

0 1 6 1

0 1 6 1 1

1 1 6 1 1

2 1 6 1 1

2

2

0

0

0

12

12

12

13

11

29

#2 February 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Severgazprom / Севергазпром Sibyrtansservice – company was liquidated in 2009 Сибирьтранссервис – ликвидирована в 2009 Sibbirskaya Geofizicheskaya Kompaniya Сибирская геофизическая компания Surgutneftegaz (24 CTU’s + 1 CTD’s) / Сургутнефтегаз (24 – КРС + 1 – бурение) Tatneft / Татнефть TNK – Nizhnevartovsk / ТНК – Нижневартовск Tyumenburgaz / Тюменьбургаз Tyumentransgaz / Тюменьтрансгаз Ural-Design / Урал-Дизайн Ugtransgaz / Угртрансгаз Gazprom Podzemremont Urengoi – Urengoigazprom Уренгойгазпром Urengoigeoresurs / Уренгойгеоресурс Varyegan-Remont / Варьеган-Ремонт Varyeganneft / Варьеганнефть Weatherford Westor Overseas Holdings Ltd. Yamburggazdobycha / Ямбурггаздобыча Zapsibgazprom / Запсибгазпром CTU Count for Russia: / количество установок в России: CTU Count for RF & Surrounding Countries: количество установок в России и СНГ

01.01. 2008 8

01.01. 2009 8

2010 8

2011 8

2012 8

1

2

0

0

0

2

2

2

2

2

18

25

25

25

25

5 2 2 1 2 2

7 2 3 1 2 2

8 2 3 1 2 2

8 2 3 1 2 2

8 2 3 1 2 0

10

8

21

21

21

1 1 1 0 2 5 1 151

2 1 1 1 7 5 1 177

1 1 1 1 3 5 1 176

1 1 1 3 3 5 1 183

1 1 1 3 3 5 1 180

162

196

213

220

218

Active Coil Tubing Units – China / Действующие колтюбинговые установки в Китае CHINA Oilfields/Месторождения в Китае Huabei Oilfield / Месторождение Хуабей Shengli Oilfield – (Sinopec) / Месторождение Шенгли Daqing Oilfield / Месторождение Даджинг Liaohe Oilfield / Месторождение Ляохе Jilin Oilfield / Месторождение Джилин Dagang Oilfield / Месторождение Даганг Zhongyuan Oilfield / Месторождение Джонгуань Henan Oilfield / Месторождение Хенань Sichuan Oilfield / Месторождение Сычуань Changqing Oilfield / Месторождение Чангджин Tuha Oilfield / Месторождение Туха Karamayi Oilfield / Месторождение Карамайи Tarim Oilfield / Месторождение Тарим COSL – Halliburton Jiabghan Oilfield / Месторождение Джиабхань S&S shipped in 2011 / Отгрузка S&S в 2011 Hydra Rig shipped in 2011 / Отгрузка Hydra Rig в 2011

2006 1 1 2 1 1 1 1 1 3 1 2 2 1 1

2007 1 1 2 1 1 1 1 1 3 1 2 2 1 1

2008 2 3 5 2 1 2 2 3 4 2 2 4 2 2

2009 2 3 5 2 1 2 2 3 6 2 2 4 2 2

2010 2 3 5 2 1 2 2 3 6 2 2 4 2 1

2011 2 3 5 2 1 8 2 3 6 6 4 4 4 1

0

1 4 2

1 2 1 2

1 1 1

4 1 4

42

40

55

AmKin shipped in 2011 – CTD / отгрузка AmKin в 2011

19

19

43

CNPC – Fields/Месторождения CNPC

31

37

See Above Breakdown / См. разбивку выше

CNOOC – Fields/Месторождения CNOOC

2

4

COSO – Fields/Месторождения COSO Baker BJ Services Schlumberger Halliburton

0

2

1 2 1 2

1 2 1 2 0

1 0 1 0

6 25

6 25

2 45

Highlander & Kline Intl – JV Total International Companies / Всего по международным компаниям

Total CTU’s/Всего КТУ

30

1 0 2

2 2 0 2

2 1 0 2

3 45

7 47

6 61

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Active Coiled Tubing Units for International Operations / Действующие колтюбинговые установки в мире COMPANY/ КОМПАНИЯ

LOCATION/ РАСПОЛОЖЕНИЕ

2006

2007

2008

MIDDLE EAST UNITS / УСТАНОВКИ НА БЛИЖНЕМ ВОСТОКЕ Middle East / Бл. Восток 13 13 16 Kuwait /Кувейт Middle East / Бл. Восток 30 35 35 Kuwait /Кувейт Kingdom of Saudi Arabia / Schlumberger Кор. Саудовская Аравия Middle East / Бл. Восток 15 25 22 BJ Services Kingdom of Saudi Arabia / BJ Services Кор. Саудовская Аравия Kuwait / Кувейт BJ Services Oman / Оман BJ Services Egypt / Египет BJ Services Qatar / Катар BJ Services Middle East / Бл. Восток 0 0 0 Gulf Drlg & Maint Co. (GDMC) Middle East / Бл. Восток 4 6 6 Bin Ham Oil Group Egypt / Египет 4 5 7 SAPESCO Libya / Ливия SAPESCO Middle East / Бл. Восток 14 17 2 NAPESCO Middle East / Бл. Восток 3 3 3 Uni-Arab Engineering & Oilfield Services Middle East / Бл. Восток 3 3 3 Moraik Group Middle East / Бл. Восток 3 3 3 Delta Engineering Middle East / Бл. Восток 9 9 9 Al Ahlia Oilfields Development Co. Middle East / Бл. Восток 2 2 2 Al Ghaith Oilfield Supplies & Services Co. Middle East - Oman / 2 2 3 M.B. Petroleum Бл. Восток - Оман Middle East / Бл. Восток 1 2 2 National Petroleum Srvc (NPS was NOWMCO) Qatar / Катар 1 1 1 Aker Qserv Yemen / Йемен 0 0 1 Aker Qserv Middle East - Yemen / 2 2 2 Al-Hashedi Бл. Восток - Йемен Middle East /Бл. Восток 8 10 10 Superior Oilfield Services Middle East / Бл. Восток Sprint Oilfield Services Middle East / Бл. Восток Sanjel Yemen / Йемен Weatherford Mozambique / Мозамбик Weatherford Iraq / Ирак Weatherford UAE / ОАЭ Weatherford Kingdom of Saudi Arabia / Xtreme Кор. Саудовская Аравия 114 138 127 Total: Middle East Всего: Ближний Восток UNITS FOR RUSSIA & EURASIA/ УСТАНОВКИ В РОССИИ И ЕВРАЗИИ Azerbaijan – Brkdn on “Russia 2010” table 3 3 3 Азербайджан – см. таблицу по России и СНГ Belarus – Brkdn on “Russia 2010” table 0 0 1 Беларусь – см. таблицу по России и СНГ Kazakhstan – Brkdn on “Russia 2010” table 0 0 1 Казахстан – см. таблицу по России и СНГ Uzbekistan – Brkdn on “Russia 2010” table Узбекистан – см. таблицу по России и СНГ Turkmenistan – Brkdn on “Russia 2010” table Туркменистан – см. таблицу по России и СНГ Ukraine – Brkdn on “Russia 2010” table N/A 4 6 Украина – см. таблицу по России и СНГ Russia – Brkdn on “Russia 2010” table 110 118 151 Россия – см. таблицу по России и СНГ 113 125 162 Total: Russia & Eurasia Всего: Россия и Евразия UNITS FOR THE FAR EAST / УСТАНОВКИ НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ Far East / Дальний Восток 15 15 22 Halliburton Halliburton Halliburton Schlumberger Schlumberger

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

2009

sub totals/ пром. итог 2009

16

1

35

2

2010

21 2 42 2

2010 пром итог

2011

18 2 28 3 10

22

1

22 7 2

2 6 7 1 2 3 3 3 9 2

3 2 1 1 2 6 7 1 2 3 3 3 9 2

3

3

3

2 1 1

3 1 0

3 2 0

2

2

2

10

8 4

3

8 6 2 1 1 4 1

1

2

128

155

148

3

3

3

1

1

1

9

20

20

2

2

1

1

6

10

10

177

176

183

196

213

220

22

27

33

1 6 7

1

2 3 3 3 9 2

2

1

31

#2 February 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Schlumberger BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services PNOC Aker Qserv Black Diamond (new in 2010) (новая в 2010 году) Subtotal / Промежуточный итог India / Индия Halliburton in India / Halliburton в Индии BJ Services in India / BJ Services в Индии Total INDIA / Всего по Индии Pakistan / Пакистан * OGDC Pakistan / OGDC Пакистан * Weatherford Pakistan – sent to Abu Dhabi / Weatherford Пакистан – отправлены в Абу Даби * Schlumberger Pakistan / Schlumberger Пакистан * Eastern Western Pakistan / Eastern Western Пакистан * Sprint Oilfield Services Pakistan / Sprint Oilfield Services Пакистан Total PAKISTAN / Всего по Пакистану

Far East/ Дальний Восток Australia / Австралия New Zealand / Новая Зеландия Indonesia / Индонезия Malaysia / Малайзия Philippines / Филиппины Thailand / Таиланд Vietnam / Таиланд Far East / Дальний Восток Far East / Дальний Восток Singapore / Сингапур

15 23

18 26

18 14

12 14

19 18

22 3 1 4 1 1 1 4

2

2

2

2 3

2 1 73 17 2 5 24

69 22 2 5

2 5

Pakistan / Пакистан

9 2

2

2

Pakistan / Пакистан

1

1

0

Pakistan / Пакистан

3

3

1

Pakistan / Пакистан

0

0

0

Pakistan / Пакистан

3

3

4

29

34

24

24

India / Индия

10

10

10

11

7 AUSTRALIA / АВСТРАЛИЯ

AmKin shipped in 2010 – CTD Отгрузка AmKin в 2010 году China – Brkdn on “China 2010” table Китай – см. таблицу

1 2006 & 2007 Stats Adjusted / Уточнение статистики по 2006 и 2007 годам

Total Far East / Всего по Дальнему Востоку Total: Russia & Eurаsia + Far East / Всего по России и Евразии Halliburton Schlumberger Baker Hughes (CTD / буровая КУ) Weatherford Subtotals: Mexico Промежуточный итог: Мексика Schlumberger Complete Prdtn Srvcs (IPS-Servicio Petrotech) Xtreme Sanjel CT BJ Services Weatherford San Antonio (acquired SOTEP 2008/ приобретена SOTEP 2008) BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services Tucker CPVEN – new listing 2011 Ven-Line

32

31

33

0

45

125

136

90

130

26

26

32

33

22

26

45

65

1 1

1

LATIN AMERICA: / ЛАТИНСКАЯ АМЕРИКА South America / Южная 15 15 Америка South America / Южная 20 22 Америка Venezuela / Венесуэла S. America - Colombia / Южная Америка - Колумбия

47

0

147

61

19

166 386

64 Mexico / Мексика Mexico / Мексика Mexico / Мексика Mexico / Мексика Mexico / Мексика Mexico / Мексика Brazil / Бразилия

20 14

20 14

20 14

20 14

20 28 10 1

0

0

0

0

6

6

6

6

6

South America – 32/ Южная Америка – 32 Brazil / Бразилия Peru / Перу Colombia / Колумбия Bolivia / Боливия Equador / Эквадор Venezuela / Венесуэла Venezuela – Trinidad Venezuela / Венесуэла – Тринидад Venezuela / Венесуэла

24

28

24

24

32

26 0 1 4

5

3

3

3

3

2

6

6

6

6

6

6

16 2 4 1 2 6 2 3 6

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

Newsca SSO San Antonio (acquired SOTEP 2008/ приобрел SOTEP в 2008 году) BJ Services Sanjel CT Total: Latin America Итог по Латинской Америке Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Halliburton (includes former PSL / включая PLS) Halliburton (includes former PSL / включая PLS) PSL – see Halliburton / см. Halliburton Halliburton (includes former PSL/ включая PLS) Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger BJ / Baker Hughes (CTD’s – not active) BJ Services BJ Services

BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services BJ Services Coil Services B.V. (8 total) Coil Services B.V. Coil Services B.V. Coil Services B.V. Coil Services B.V. Coil Services B.V. Aker Qserv (includes former Wellserve) QSERV – see Aker Qserv SMAPE – ITALFLUID EGYPT SMAPE – Europe CROSCO – One (1) unit retired (1 установка выведена из эксплуатации) CROSCO Trican Well Service Weatherford Weatherford Weatherford Weatherford AIFG Viking Drlg – bought 2 Lariat (USA) CTU’s/ приобрели 2 КУ Lariat (США) Crosnow – new – новая Diamond – new – новая Pol Tex Methane – New – CTD doing CBM work – новая КУ для бурения выполняет работы по добыче метана угольных пластов Total: Europe / Africa: Итого: Европа/ Африка Total: International Итого в мире

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Venezuela / Венесуэла Venezuela / Венесуэла South America / Южная Америка Argentina / Аргентина Argentina / Аргентина

1 7 7

1 9 7

123 131 EUROPE / AFRICA: ЕВРОПА / АФРИКА Europe / Africa / Европа, 32 32 Африка Italy / Италия Germany / Германия Poland / Польша Europe / Европа 7 9 Algeria / Алжир Europe / Africa / Европа, 65 65 Африка Algeria / Алжир Germany / Германия Italy / Италия Algeria (2 – CTD’s) / Алжир (2 КУ для бурения) Europe / Africa / Европа, 25 25 Африка N. Africa – Algeria 10, Libya 3 / С. Африка – Алжир 10, Ливия – 3 Sub-Sahara – Congo, Gabon / Суб-Сахара – Конго Nigeria & Angola / Нигерия и Ангола United Kingdom / Великобритания Norway / Норвегия The Netherlands / Голландия UK /Великобритания Germany / Германия The Netherlands /Голландия Libya / Ливия Russia / Россия Ukraine / Украина Europe / Africa / Европа, 9 9 Африка Aberdeen /Абердин 4 4 Egypt / Египет 3 3 Europe / Европа Croatia / Хорватия 4 4 Syria / Сирия Algeria / Алжир Algeria / Алжир Algeria – 2 CTD’s / Алжир – 2 КУ для бурения Romania / Румыния Tunisia / Тунис Algeria / Алжир Turkey / Турция

1 0

1 0 3

1 9 7

1 9 7

1 9 7

1 9 7

138

142

206

6 1 202

41

41

38

38 1 1 1

0

0

0

54

52

58

8 33

2

10 2 1 0

39

39

40 13

2 6 9

0

0

9

4 5 1 2 2 1 1 1 10

8 3

8 3

4

4

0 3 11 3

0 3 13 3

1 1 3

1 1 3

1 2 2

1 2 1 2

3

3 1 2 2

Poland / Польша Poland / Польша Poland / Польша

2005 Итого: 615

2 2 1

150 512

155 560

154 509

152 552

172 893

190 926

33

WTO

WTO Opens World to Russia Though U.S. Trade Remains Hobbled by Jackson-Vanik

ВТО приветствует Россию

Американским компаниям мешает «Джексон-Вэник»

Alexander Braterskiy Александр Братерский

I

t’s been a long time coming, but finally, Russia has been welcomed into the World Trade Organization (WTO). What will this mean in practical terms for the oil and gas industry? Not much for energy prices. But oilfield equipment producers will face more competition from imports; and Russian manufacturers will become more competitive and have an easier time exporting.

Industry experts and analysts have agreed that Russia, whose economy is largely dependent on the oil and gas sector, has been maintaining the status quo by defending export duties for energy and keeping domestic prices low.

С

ILLUSTRATION: PYOTR DEGTYAREV / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ПЁТР ДЕГТЯРЁВ

34

обытие, которого столь долго ждали, наконец-то произошло – Россия вступила во Всемирную торговую организацию (ВТО). Как это отразится на российской «нефтянке»? Скорее всего, почти никак, если речь идет о ценах на энергоносители. Что касается производителей нефтепромыслового оборудования, с одной стороны, им придется работать в условиях более жесткой конкуренции, с другой – экспортировать свою продукцию российским компаниям станет легче. Тем не менее, эксперты и аналитики отрасли сошлись во мнении, что Россия, чья экономика в значительной степени зависит от нефтегазового сектора, способна сохранить определенный «статус-кво»,

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

Vladimir Milov, Institute of Energy Policy, General Director When it comes to the oil and gas sector, Russia’s accession to the WTO will not affect it, because the rules mostly apply to non-natural resources.

As far as domestic natural gas fees are concerned, the issue was resolved back in 2007, when the government passed a resolution “On the Improvement of the State Regulation of Natural Gas Prices” (the document abolishes the state regulation of natural gas fees for all consumers, except for households, starting Jan. 1, 2007).

We have no natural gas market, but the resolution has already resulted in an increase in natural gas prices to the U.S. level, reaching $130 per 1,000 cubic meters. There has been no price containment.

“In general, the WTO impact on the Russian oil and gas sector is actually fairly minor, despite the fact that oil and gas exports are Russia’s major means of contact with global trade,” Matthew Sagers, the head of IHS CERA’s Russian and Caspian Energy service told Oil&Gas Eurasia.

The WTO had wanted Russia to end the practice of charging lower prices for natural gas consumed domestically, and higher prices for gas exports. But Russia won that agrument. Russia will be allowed to place a tax of up to 30 percent on top of the price at which it sells natural gas domestically for the foreseeable future, despite the fact that several government experts, working for the government Strategy 2020 economic plan wanted to abolish them to stimulate economic modernization.

On the oil side, similar deliberations took place. At issue were fears that gasoline prices might rise and since the price of natural gas is tied to the price of oil, any adjustment to oil prices would affect natural gas.

“The Russian Federation would continue to regulate price suppliers to households and other noncommercial users, based on domestic social policy consideration,” said the document on the Russian WTO agreement, published on the organization’s site.

“The government will regulate gas prices for domestic consumption the way it wants. And we don’t have and will not have an obligation to make the internal gas prices conform to the export ones,” Maksim Medvedkov, the chief Russian WTO negotiator told the business daily Kommersant newspaper at the end of 2011.

However, at some point, Russia will have to deal with the pain and politically unpopular move of forcing domestic gas producers and distributors to operate on a commercial basis according to WTO rules; just not now.

“With oil prices (and oil-linked export prices for natural gas) being quite high, this would mean a fairly significant increase in domestic gas prices. The government is uncertain about how rapidly this convergence should take place now, but it is now being adjusted further with slower rates of regulated price increases,” Sagers, from the IHS CERA. The Russian gas monopoly won’t lose much from WTO accession, despite the organization’s rules that require that member countries create conditions for independent exporters to emerge. Analysts for Russia’s VTB bank believe that Russia will use domestic legislation to prevent independent exporters from emerging.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ВТО не допуская значительного увеличения экспортных пошлин на энергоресурсы и роста цен на газ, предназначенный для внутренних нужд. «В целом, влияние ВТО на российский нефтегазовый сектор фактически невелико, несмотря на то, что экспортные поставки нефти и газа являются основным способом взаимодействия России с мировыми торговыми операторами», – сказал Мэтью Сейджерс, глава подразделения российской и каспийской энергетики консалтингового агентства IHS CERA, в интервью журналу «Нефть и газ Евразия». Несмотря на стремление ВТО обязать нового члена организации уравнять внутренние цены на газ с внешними, России удалось отстоять свою позицию, и в ближайшем будущем при реализации природного газа будет взиматься экспортная пошлина, не превышающая 30%. При этом, ряд правительственных экспертов по работе над стратегией социально-экономического развития России до 2020 года призывали упразднить эти сборы с целью стимулировать процесс модернизации экономики страны. Аналогичным образом рассматривался вопрос и по нефти. В частности, высказывались опасения в отношении роста цен на бензин, поскольку, в условиях привязки стоимости газа к цене нефти, любая попытка регулирования одной из «составляющих» неизбежно повлечет за собой изменение другой. Как отмечено в документе о Соглашении России и ВТО, опубликованном на сайте организации, «Российская Федерация будет по-прежнему регулировать цены на энергоносители для бытовых и других некоммерческих потребителей, с учетом принципов внутренней социальной политики». «Правительство будет по своему усмотрению регулировать цены на энергоресурсы, предназначенные для внутригосударственного потребления. Мы вовсе не обязаны приводить внутренние цены на газ в соответствие с экспортными, и наше будущее членство в ВТО не налагает на нас подобных обязательств», – заявил в интервью газете «Коммерсантъ» в конце прошлого года Максим Медведков, руководитель российской делегации на переговорах о вступлении России в ВТО. Тем не менее, в связи с подписанием соглашения о вступлении России в ВТО, большие ожидания возлагаются на национальных производителей и дистрибьюторов газа, которые должны будут впредь работать на коммерческой основе в соответствии с правилами ВТО. «Поскольку цены на нефть (и, соответственно, экспортные цены на газ) довольно высоки, вступление в ВТО будет означать для России довольно существенный рост внутренних цен на газ. Правительство пока не знает, насколько быстро это произойдет, но уже сегодня существующая разница в ценах постепенно сокращается за счет медленного регулируемого увеличения цен на внутреннем рынке, осуществляемого поэтапно», – заявил Сейджерс из IHS CERA. Российская газовая монополия не очень пострадает от вступления страны в ВТО, несмотря на то, что, согласно правилам этой организации, каждое государствочлен должно сформировать на своей территории усло-

35

#2 February 2012

WTO

Владимир Милов, генеральный директор, «Институт энергетической политики» Если говорить о нефтегазовом секторе, то вступление России в ВТО на него никак не повлияет, так как правила распространяются, в основном, на несырьевые товары. Что касается внутренних цен на газ, этот вопрос был закрыт в связи с принятием в 2007 году постановления правительства: «О совершенствовании государственного регулирования цен на газ» (документ отменяет госрегулирование цен на газ для всех потребителей, за исключением населения, с 1 января 2007). У нас нет рынка газа, но принятие постановления привело к тому, что цены уже повысились до американских и составляют $130 за 1 000 м3. Никакого сдерживания цен не было и нет.

“In terms of changing overall investment rules (reciprocity in investment conditions) and transparency in the sector, WTO is not really going to change the Russian oil and gas sector from current practices,” said Sagers.

Even so, Russian producers of oil and gas equipment do worry that they will face greater competition from foreign manufacturers.

“We expect that the competition with foreign producers will be stronger. It will be tough for us, but we hope that, thanks to modernization, Russia’s pipe industry will remain competitive,” said Sergei Rybak, a spokesman for the Chelyabinsk-based CHTZ pipe producer.

Russian manufacturers are sometimes at a disadvantage unless they have voluntarily adopted international standards to support their exports. Those that have adhered only to GOST are behind the times.

Yet, a technical engineer from an Omsk-based oil equipment manufacturer expressed her hopes that Russian officials will indirectly support Russian companies by tightening technical regulations. “I don’t think that they would allow us to be ruined,” said the engineer who spoke on condition of anonymity as she was not authorized to speak to the press.

According to The Promishlenni Vestnik industry magazine, 400 Russian companies produce oil and gas equipment. To survive, some may merge and others may create JVs with foreign firms. This won’t happen overnight as it will take years for Russia to fully adopt all WTO rules.

Ironically enough, Alexander Romanikhin, head of the All Russian Oil & Gas Equipment Producers Union, said that domestic producers have nothing to loose, since they don’t have support anyway. “If there are no barriers what kind of danger are we talking about?” said Romanikhin.

But the ultimate irony is that while the U.S. has supported Russia’s accession to WTO, U.S.-Russian trade will remain at a disadvantage until the U.S. Congress repeals the Brezhnev-era Jackson-Vanik amendment. The U.S. law passed in 1974 was to pressure the Soviet Union on human rights issues, particularly Jewish immigration. Twenty years after the collapse of the Soviet Union, it remains on the books and blocks the U.S. and Russia from agreeing “most-favored-nation” status in their trade relations.

U.S. Presidents George W. Bush and Barrack Obama have backed the repeal of Jackson-Vanik, but it is up to Congress to actually act. In an election year, that, as one analyst said: “might be asking too much.”

36

вия для работы независимых экспортеров. Аналитики из российского Банка ВТБ полагают, что этот вопрос будет по-прежнему регулироваться национальным законодательством Российской Федерации. «С точки зрения изменения общих правил инвестирования (соблюдение принципа взаимности в условиях инвестирования) и, в целом, прозрачности российского нефтегазового сектора, вступление в ВТО вовсе не предполагает кардинальный пересмотр принципов функционирования этой отрасли», – отметил Мэтью Сейджерс. Больше всего по поводу вступления в ВТО беспокоятся российские производители нефтегазового оборудования – им есть что терять в случае появления зарубежных конкурентов. «Мы ожидаем, что конкуренция с иностранными производителями будет жесткой. Для нас это станет своеобразным вызовом, но мы надеемся, модернизация позволит российской нефтегазовой отрасли сохранить конкурентоспособность», – заявил Сергей Рыбак, директор по стратегическим коммуникациям Челябинского трубопрокатного завода. Несмотря на то что в стране существуют производители качественного оборудования, многие технические стандарты на выпуск оборудования и материалов для нефтегазовой отрасли, действующие еще с советских времен, уже давно устарели и не способствуют привлечению иностранных инвестиций. Однако по словам технического инженера омской компании, выпускающей нефтяное оборудование, она надеется, что российские чиновники найдут способ косвенно поддержать местных производителей за счет ужесточения правил технического регулирования. «Я не думаю, что они позволят себя разорить», – заявила она на условиях анонимности, так как не имела полномочий делать заявления для прессы. Согласно отраслевому периодическому изданию «Промышленный вестник», в России работает 400 предприятий, выпускающих нефтегазовое оборудование, и многие из них, чтобы выжить, будут вынуждены либо объединяться посредством слияний, либо создавать СП с зарубежными операторами. По иронии судьбы, как утверждает Александр Романихин, президент Союза производителей нефтегазового оборудования, национальным компаниям нечего терять, поскольку им государство в принципе никогда не оказывало поддержки. «Если не существует никаких препятствий, о какой опасности может идти речь?» – сказал Романихин. Но главный парадокс заключается в том, что США, поддержавшие вступление России к ВТО, пока не устранили основное препятствие в американо-российских торговых отношениях – поправку Джексона-Вэника Конгресс аннулировать не спешит. Данная поправка была принята в 1974 году с целью оказать давление на СССР в вопросах нарушения прав человека, особенно запрета на выезд евреев из страны. Несмотря на то, что Советский Союз распался 20 лет назад, этот «пережиток „холодной войны“» по-прежнему мешает установить режим наибольшего благоприятствования в торговых отношениях между США и Россией. И Джордж Буш-младший в бытность свою президентом, и Барак Обама последовательно выступали за отмену Джексона-Вэника. Однако решающее слово в этом вопросе остается за Конгрессом, а ждать сколь-либо решительных действий в год выборов, по мнению одного из аналитиков, – это «требовать слишком многого».

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

ДОБЫЧА ГАЗА

NOVATEK Slices at Gazprom to Grow «НОВАТЭК» прирастает «Газпромом» Svetlana Kristallinskaya

Светлана Кристаллинская

OVATEK, Russia’s leading independent gas producer, presented a development strategy through 2020. Using the assets acquired over the past two years, the company aims at a twofold increase in natural gas production and a threefold increase in liquids production. Experts note that NOVATEK’s share at the domestic market is growing on the account of reducing the share of Gazprom.

NOVATEK, which began its rapid growth in the early 2000s, managed to become the largest independent gas producer in Russia within only a few years. In 2004, the company produced about 20 billion cubic meters of gas per annum, and seven years later – 53 billion cubic meters of gas per annum.

Prior to its Initial Public Offering at the London Stock Exchange in 2005, NOVATEK promised its investors to increase the production rate to 45 billion cubic meters of gas per annum by 2010. However, despite the claims of NOVATEK’s management of keeping their promises, the later were fulfilled only thanks to the acquisition of 51 percent of Sibneftegaz, which was in Gazprom’s sphere of interest, at the close of 2010. In fact, in 2010, NOVATEK produced 37 billion cubic meters of gas, and in 2011, taking the “shopping” into account, – 53 billion cubic meters.

Since the beginning of trading session on the London Stock Exchange, NOVATEK’s GDR quotes increased sevenfold and amounted to $140 per GDR.

рупнейший независимый производитель газа в России – «НОВАТЭК» – представил новую стратегию развития к 2020 году. С помощью активов, приобретенных за последние два года, компания хочет удвоить добычу газа и утроить производство жидких углеводородов. Эксперты отмечают, что «НОВАТЭК» на внутреннем рынке растет за счет снижения доли «Газпрома». «НОВАТЭК», начавший свой бурный рост в начале 2000-х годов, всего за несколько лет сумел стать крупнейшим независимым производителем газа в России. Еще в 2004 году компания добывала порядка 20 млрд м³ газа, а спустя семь лет – уже 53 млрд м³ газа в год. Перед своим выходом на IPO на Лондонской бирже в 2005 году «НОВАТЭК» пообещал инвесторам к 2010 году добывать 45 млрд м³ газа. Однако, несмотря на заявления руководства о выполнении обещаний, сделать это удалось лишь благодаря покупке в конце 2010 года 51% акций «Сибнефтегаза», находившегося в сфере интересов «Газпрома». Фактически в 2010 году «НОВАТЭК» добыл 37 млрд м³ газа, а в 2011 году, с учетом «шопинга», – 53 млрд м³. С начала торгов на Лондонской бирже котировки GDR «НОВАТЭКа» выросли в семь раз – до $140 за GDR.

N

К

By the beginning of the new decade, NOVATEK has accumulated a substantial amount of reserves – its proven reserves have doubled since 2004 and amounted to 8.1 billion barrels of oil equivalent according to SEC standards, while the organic growth of reserves amounted to only half of the respective incremental value.

Over the past two years, NOVATEK spent about $2.7 billion to conduct four major acquisitions: the company acquired South Tambeyskoye Gas Condensate Field containing C1 + C2 natural gas reserves in the amount of 1.3 trillion cubic meters from a businessman Gennady Timchenko and his partner Peter Kolbin and Gazprombank at the price of $1.6 billion, 51 percent of Sibneftegaz along with 400 billion cubic meters of ABC1 + C2 natural gas reserves at the price of 27 billion rubles (almost $1 billion) from Gazprombank, 25 percent of Severenergia along with 1.3 trillion cubic meters of natural gas and 722 million tons of ABC1 + C2 liquid hydrocarbons from Gazprom at the price of 56.3 bilНефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: NOVATEK / ИСТОЧНИК: НОВАТЭК

Successful “Shopping”

37

#2 February 2012

GAS PRODUCTION lion rubles (NOVATEK’s share was approximately $0.9 billion), and virtually without any competition received from the state four natural gas fields containing 1 trillion cubic meters of C1 + C2 gas reserves at the price of only 6.7 billion rubles (approximately $200 million).

Thanks to this strategy, NOVATEK today is the sixth largest company in the world in terms of natural gas’ proven reserves, coming next after such giants as Gazprom, Exxon Mobil, Petrochina, BP, Shell – and hard on the last two’s heels.

Удачный «шопинг»

SOURCE: NOVATEK / ИСТОЧНИК: НОВАТЭК

Capturing the Domestic Market NOVATEK’s forecast stated in the previous development strategy through 2015 in terms of gas production increased slightly – from 65 to 68 billion cubic meters of natural gas. The development of new reserves after this milestone will allow NOVATEK to double the production of natural gas and to triple the production of liquid hydrocarbons, which currently account for about 40 percent of the company’s revenues, even in nine years. Having ensured the availability of such volumes of natural gas, NOVATEK expects to double its share at the Russian natural gas market by 2020 – from present-day 8 percent to 14 percent – along with the increase of gas production in Russia from 665 to 825 billion cubic meters.

According to figures provided by NOVATEK, by 2020, Gazprom’s share in the supply of natural gas to the domestic market will drop from present-day 74 percent to 61 percent along with the increase of the volumes in the domestic market from 700 to 880 billion cubic meters. As this takes place, the market share of NOVATEK shall increase from present-day 8 percent to13 percent, and the market share of other independent producers shall increase from 13 percent to 21 percent, the share of the Central Asian market shall remain the same – 5 percent (i.e., the actual volumes shall increase).

NOVATEK’s CEO Leonid Mikhelson believes that it is better to let the Russian independent producers increase their production rate than to sponsor other economies. However, purchasing natural gas from Central Asia is rather a part of Gazprom’s “Great Game” aimed at preventing competition with this gas at export markets, and a part of the big-time politics.

Over the past year, Gazprom has already given a substantial sales area to NOVATEK – the Chelyabinsk region – with large industrial customers located relatively close to the gas production areas. Previously, NOVATEK, “stole” a major customer in the name of Inter RAO UES from Gazprom. Now, NOVATEK also aims at the promising Moscow region. During the presentation, NOVATEK’s CEO made it clear that the company was not averse to participating in the privatization of Mosoblgaz, and the presentation designated the Moscow

38

К новому десятилетию «НОВАТЭК» накопил солидный «жирок» – его доказанные запасы углеводородов с 2004 года удвоились – до 8,1 млрд барр. н. э. по стандартам SEC, при этом органический рост запасов составил лишь половину прироста. За последние два года «НОВАТЭК» потратил около $2,7 млрд на четыре крупные покупки: приобрел ЮжноТамбейское месторождение с запасами по категории С1+С2 в 1,3 трлн м³ у бизнесмена Геннадия Тимченко, его партнера Петра Колбина и «Газпромбанка» за $1,6 млрд, 51% «Сибнефтегаза» с 400 млрд м³ газа по ABC1+C2 за 27 млрд рублей (почти $1 млрд) у «Газпромбанка», четверть «Северэнергии» с 1,3 трлн м³ газа и 722 млн т жидких углеводородов по АВС1+С2 у «Газпрома» за 56,3 млрд рублей (на «НОВАТЭК» пришлось порядка $0,9 млрд), а также практически без конкурса получил от государства четыре участка на 1 трлн м³ газа с запасами по С1+С2 лишь за 6,7 млрд рублей (около $200 млн). Теперь по величине доказанных запасов газа «НОВАТЭК» занимает шестое место среди торгующихся мировых компаний после «Газпрома», ExxonMobil, Petrochina, Shell и BP. При этом последним двум «НОВАТЭК» буквально «дышит в спину».

Захват внутреннего рынка Заявленную в предыдущей стратегии планку добычи на 2015 год «НОВАТЭК» повысил незначительно – с 65 до 68 млрд м³ газа. Разработка новых запасов после этого рубежа и через девять лет позволит «НОВАТЭКу» удвоить добычу газа и утроить добычу жидких углеводородов, которые сейчас дают около 40% выручки. Обеспечив такой объем добычи газа, «НОВАТЭК» рассчитывает к 2020 году удвоить свою долю на российском газовом рынке – с текущих 8 до 14% при росте добычи газа в РФ с 665 до 825 млрд м³. Согласно цифрам, представленным «НОВАТЭКом», к 2020 году доля «Газпрома» в поставках газа на внутренний рынок снизится с нынешних 74 до 61% при росте объемов на внутреннем рынке с 700 до 880 млрд м³. При этом доля «НОВАТЭКа» увеличится с 8 до13%, других независимых производителей – с 13 до 21%, доля среднеазиатского рынка останется неизменной – 5% (т. е. физические объемы увеличатся). Глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон считает, что лучше позволить российским независимым производителям увеличить добычу, чем спонсировать экономику других стран. Впрочем, закупки центральноазиатского газа – это, скорее, часть «большой игры» «Газпрома» по недопущению конкуренции с этим газом на экспортных рынках, а также – часть большой политики. В минувшем году «Газпром» уже отдал «НОВАТЭКу» солидный рынок сбыта – Челябинскую область с крупными промышленными потребителями, расположенную сравнительно недалеко от районов газодобычи. Ранее «НОВАТЭК» «увел» у «Газпрома» крупного клиента в лице «Интер РАО». Теперь «НОВАТЭК» замахнулся и на привлекательный Московский регион. В ходе презентации стратегии глава «НОВАТЭКа» дал понять, что компания не прочь поучаствовать в приватизации «Мособлгаза», а в презентации московский рынок к 2020 году обозначен как рынок сбыта порядка 15 млрд м³ газа Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

ДОБЫЧА ГАЗА

World-Scale Ambitions In addition to increasing its domestic market share by 2020, NOVATEK intends to win a name for itself in the world market not only in terms of liquefied natural gas (LNG), but also – judging by management’s passing statements – in terms of pipeline gas and petroleum products.

The company confirmed its previously announced plans concerning the start of LNG production on the Yamal Peninsula by the end of 2016. However, it plans to build only gas mining facilities in cooperation with foreign partners – all port facilities and transport infrastructure, including icebreakers and icebreaking gas tankers, shall be financed and constructed by the state. Despite the prompt granting of tax incentives for the Yamal LNG Project, one must not rule out the possibility that the construction of transport infrastructure can be delayed, however, as with any project of this scale. Russian Prime Minister Vladimir Putin promised that the state will take over the construction of port infrastructure. In addition, the state promised to build three new next generation nuclear icebreakers by 2020, since the operating life of older Russian icebreakers is coming to an end. The project will cost approximately 1 trillion rubles taking into account only the construction of port infrastructure.

NOVATEK plans to take over the funding of only $2.5 billion out of the preliminary cost of Yamal LNG Project amounting to $18-20 billion. It is assumed that $7-8 billion shall be attracted subject to the conditions of project financing, $2 billion shall be generated by the execution of the first phase of the project, and the rest shall be financed by the foreign participants. As this takes place, while selecting foreign partners, besides Total, which has already been selected, NOVATEK intends to focus on marketing, and not financial or technological opportunities of potential partners.

Market participants were mostly concerned with NOVATEK’s vision of perspectives for exporting LNG from this hard-to-reach region. Currently the company is considering four options for transportation of LNG from the Yamal Peninsula – exporting to the European market, the nearest one (the prices per 1 million Btu amounted to $9 in the third quarter of 2011), exporting to the Asia-Pacific market ($12 per 1 million Btu) through the Northern Sea Route, exporting to the Asia-Pacific market through the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: NOVATEK / ИСТОЧНИК: НОВАТЭК

market as the sales area of approximately 15 billion cubic meters of NOVATEK’s natural gas by 2020. The Moscow region consumes approximately 20 billion cubic meters of natural gas, and the Moscow city consumes approximately 30 billion cubic meters.

The company declares that it is ready to carry the social burden in terms of supplying natural gas to the population at regulated prices, but admits that it has no doubts regarding the increase of price for natural gas in Russia, the only question is the rate of such increase.

According to the company’s estimates, the average prices in Russia shall increase by 42 percent – up to 4,000 rubles per 1,000 cubic meters by 2014, and, taking into account the expected liberalization, the company expects that the prices shall rise to 5,700 rubles by 2017. The only thing that embarrasses NOVATEK’s leadership is the tendency to save energy during the growth of prices and the need to ensure the competitiveness of Russian companies in connection with Russia’s accession to the WTO.

«НОВАТЭКа». Московская область потребляет около 20 млрд м³ газа, Москва – почти 30 млрд м³. Компания заявляет, что готова нести социальную нагрузку в виде поставок газа населению по регулируемым ценам, однако не скрывает, что у нее нет сомнений относительно роста цен на газ в России, есть лишь сомнения в темпах роста. По расчетам компании, средние цены в РФ уже к 2014 году вырастут на 42% – до 4 тыс. рублей за 1 тыс. м³, а с учетом ожидаемой либерализации уже к 2017 году компания ждет цены в 5,7 тыс. рублей. Единственно, что смущает руководство «НОВАТЭКа» – тенденция на энергосбережение при росте цен и необходимость обеспечения конкурентоспособности российских предприятий в связи со вступлением России в ВТО.

Мировые амбиции Кроме роста на внутреннем рынке, к 2020 году «НОВАТЭК» намерен завоевать себе имя и на мировом рынке, причем не только со сжиженным природным газом (СПГ), но также – если судить по мимолетным заявлениям руководства – с трубопроводным газом и нефтепродуктами. Компания подтвердила ранее заявленные планы относительно начала производства СПГ на Ямале к концу 2016 года, однако вместе с иностранными партнерами она будет строить лишь добычные объекты – все портовые сооружения и транспортную инфраструктуру, включая ледоколы и газовозы ледокольного типа, профинансирует и построит государство. Несмотря на скорое предоставление налоговых льгот по проекту «Ямал СПГ», нельзя исключать того, что со строительством транспортной инфраструктуры могут возникнуть задержки, впрочем, как и в любом проекте такого масштаба. Премьер-министр РФ Владимир Путин пообещал, что государство возьмет на себя строительство портовой инфраструктуры. Кроме того, к 2020 году государство пообещало построить три новых атомных ледокола нового поколения, поскольку сроки эксплуатации старых ледоколов в РФ заканчиваются. Только с учетом портовой инфрастуктуры проект будет стоить около 1 трлн рублей. «НОВАТЭК» планирует взять на себя финансирование лишь $2,5 млрд из предварительной стоимости «Ямал СПГ» в $18-20 млрд. Предполагается, что $7-8 млрд будет привлечено на условиях проектного финансирования, $2 млрд сгенерирует первая фаза реализации проекта, а остальное профинансируют иностранные участники. При этом, выбирая иностранных партнеров, кроме уже вошедшей в проект

39

#2 February 2012

GAS PRODUCTION

40

Suez Canal and exporting to the South American market ($12 per 1 million Btu).

Although NOVATEK makes statements concerning the growth prospects at the Asian market, the company itself seems to be still looking for a place in the European market, which is closer than the Asia-Pacific market. This is also confirmed by the words of Total CEO Christophe de Margerie, who expressed confidence in the fact that the gas produced by the Yamal LNG Project shall gain access “not only to the European Market.” “I think it would be possible to export gas to Asia-Pacific countries, even if not in physical volumes, then by means of the swap system,” said Christophe de Margerie. To do this, Total believes it necessary engage Qatari companies in project development, since Qatar is the world’s top producer of LNG. Meanwhile, Leonid Mikhelson, strenuously dodging the investors’ questions concerning the company’s expectations in terms of abolishing the monopoly of gas exports in Russia, mentioned that NOVATEK is investigating the possibility of acquisition of a certain gas consumer company beyond the borders of the Russian Federation. It is worth recalling that just six months ago, while listening to Gazprom’s plans on building another export pipeline to Europe – South Stream – EU Energy Commissioner Guenther Oettinger expressed himself in

Total, «НОВАТЭК» намерен сосредоточиться на маркетинговых, а не финансовых или технологических, возможностях потенциальных партнеров. Более всего участников рынка заботило, как «НОВАТЭК» видит перспективы вывоза СПГ из этого труднодоступного региона. На сегодняшний день компания рассматривает четыре варианта транспортировки СПГ с Ямала – европейский, самый близкий, рынок (цены в третьем квартале 2011 года – $9 за 1 млн Btu), рынок АТР ($12 за 1 млн Btu) через Северный морской путь, рынок АТР через Суэцкий канал и рынок Южной Америки ($12 за 1 млн Btu). Хотя «НОВАТЭК» говорит о перспективах роста азиатского рынка, себе компания, похоже, все-таки ищет место в Европе, куда транспортировать ближе, чем в АТР. Это подтверждают и слова главы Total Кристофа де Маржери, который выразил уверенность, что газ «Ямал СПГ» получит доступ «не только на рынок Европы». «Думаю, будет возможность экспорта и в страны АТР, даже если не в физических объемах, то через систему SWAP», – сказал он. Для этого Total считает необходимым привлечь в проект катарские компании, ведь Катар является главным мировым производителем СПГ. Между тем, Леонид Михельсон, усиленно отбиваясь от вопросов инвесторов о том, рассчитывает ли компания на отмену монополии на экспорт газа в России, обмолвился, что «НОВАТЭК» изучает возможность покупки некой

Gazprom’s Under Pressure

Давление на «Газпром»

Yuzhno-Tambeyskoye field which has not been developed yet, is to serve as a resource base for the Yamal LNG Project. However, according to NOVATEK’s Chief Financial Officer Mark Gyetvay, the deposit will reach the 16-years mark of 25.2 billion cubic meters of gas per annum by 2020. Given this, NOVATEK also received from the RF Government four prospective gas fields located at the Gydan peninsula (containing C1+C2 natural gas reserves in the amount of almost 1 trillion cubic meters) at the price of only 6.7 billion rubles to “expand the LNG production resource base at the Yamal Peninsula.” Formally, there were other contenders – Itera and Summa Group’s subsidiary, but their bids were dismissed as non-conforming to the tender’s terms. Itera bridled up, but did not file an appeal.

At the same time, according to Leonid Mikhelson, there is a possibility that gas from the first gas producing fields – Utrenny and Geofizicheskoye, which are to yield 30.6 billion cubic meters of gas by 2020 – will be partially fed into pipelines integrated into UGSS’ network.

Leonid Mikhelson’s last meeting with Gazprom CEO Alexei Miller in January 2012 indirectly confirmed the fact that gas from Geofizicheskoye and Utrenny fields would be fed into the pipe.

According to press release, the parties discussed a possibility to jointly build the facilities to produce LNG on Yamal. They also considered a strategy for joint development and commissioning of new fields based on the Gydan Peninsula’s resource base to orderly replace the falling production from the Nadym-Pur-Taz Region.

In the region there are three major fields owned by Gazprom, namely the Yamburg, Urengoy and Medvezhje. The said fields’ reserves are dwindling, thus making available a pipe in the vicinity of Yamburg Compressor Station.

To connect the pipe with Geofyzicheskoye field, additional 125 kilometers of pipeline should be laid, and to reach Utrenny field, a longer pipeline – 260 kilometers – is required. Next to Geofyzicheskoye, Gazprom’s Antipayutinskoye field is located, and the companies could share the cost of constructing a pipeline to the Yamburg CS. With this in mind, it may be suggested that NOVATEK will continue pressurizing Gazprom in the domestic market given that Gazprom only compensates for the falling production in the corridor, while Novatek intends to supply new gas.

In late November, Gazprom Deputy Chairman Valery Golubev announced some very telling figures at the annual forum “Gas of Russia – 2011”: in the pre-cri-

Ресурсной базой для «Ямал СПГ» будет Южно-Тамбейское месторождение, которое еще не разрабатывается. Однако, по словам финансового директора «НОВАТЭКа» Марка Джетвея, месторождение уже к 2020 году выйдет на 16-летнюю полку в 25,2 млрд м3 газа в год. При этом, под «расширение ресурсной базы производства СПГ на Ямале» «НОВАТЭК» получил от правительства РФ еще четыре перспективных участка на Гыданском полуострове (запасы по С1+С2 почти 1 трлн м3) всего за 6,7 млрд рублей. Формально существовали и другие претенденты – «Итера» и «дочка» Группы «Сумма», но их заявки были признаны несоответствующими условиям конкурса. В «Итере» возмутились, но подавать апелляцию не стали. В то же время, Леонид Михельсон заявил, что, возможно, газ первых разрабатываемых месторождений – Утреннего и Геофизического, которые к 2020 году обеспечат добычу 30,6 млрд м3 газа, частично будет поставляться в единую систему газоснабжения (ЕСГ). Последняя встреча Михельсона с главой «Газпрома» Алексеем Миллером в январе 2012 года косвенно подтверждает тот факт, что газ Геофизического и Утреннего месторождений будет пристроен в трубу. Согласно пресс-релизу, стороны обсудили возможность совместного строительства мощностей по производству СПГ на Ямале, а также стратегию совместного развития и ввода новых месторождений с учетом ресурсной базы полуострова Гыдан для планомерного замещения выпадающей добычи Надым-Пур-Тазовского региона. В этом регионе находятся три главных месторождения «Газпрома» – Ямбургское, Уренгойское и Медвежье, запасы которых истощаются, а вместе с этим освобождается и труба в районе КС «Ямбургская». До нее с Геофизического месторождения нужно будет проложить лишь 125 км трубы, до Утреннего – еще 260 км. Рядом с Геофизическим расположено и Антипаютинское месторождение «Газпрома», поэтому компании могут разделить расходы на строительство газопровода до «Ямбургской». Поэтому давление на «Газпром» на внутреннем рынке со стороны «НОВАТЭКа» будет только усиливаться, так как «Газпром» лишь возмещает падающую добычу на этом коридоре, а «НОВАТЭК» поставит новый газ. В конце ноября, на ежегодном форуме «Газ России–2011», заместитель председателя правления «Газпрома» Валерий Голубев привел весьма говорящие цифры: в докризисном 2008 году в России было добыто 665 млрд м3 газа, при этом «Газпром» добыл 550 млрд м3 (82,7% от общего объема), а независимые

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

sis 2008, Russia produced 665 billion cubic meters of gas, while Gazprom produced 550 billion cubic meters (82.7 percent of the total amount). Independent companies produced 110 billion cubic meters, with NOVATEK’s share amounting to 30 billion cubic meters (or 5.5 percent). In 2011, as Russia’s gas consumption recovered, the total amount of produced gas approximated to 670 billion cubic meters, with Gazprom’s share amounting to 510 billion cubic meters (76 percent) and NOVATEK’s – to 53.3 billion cubic meters (almost 8 percent). Thus, Gazprom’s production capacity decreased by 40 billion cubic meters of gas only over the last four years.

Valery Golubev noted that independent producers sold gas to Gazprom as well – directly or through joint ventures.

Meanwhile, the effectiveness of Gazprom’s sales, is “very small” – about 5 percent, according to Gazprom’s top manager.

In general, as Golubev said, gas supplies in the UGSS-covered area amounted to 353 billion cubic meters in 2008, with independent producers’ share accounting for 20.7 percent. According to forecasts made in 2011, in case the supply volume approximated 370 billion cubic meters of gas, the share of independent producers would reach 26.8 percent, thus showing an increase by over 6 percent.

“With this share, we may hope that an actual competitive market is evolving in the country,” Gazprom’s top manager noted. At the same time, Golubev expressed his concern over preferential treatment given to independent producers: while offered an opportunity to supply gas to big industrial consumers in the redions located in the vicinity of production areas, they pay lower MRT (Mineral Replacement Tax) – e.g., in 2012 Gazprom would have to pay MRT which is twice the amount set for independent producers. That is why Gazprom spoke against independent companies receiving a statutory declarative access to the gas “pipe”.

UBS analysts mention that the resource base may enable NOVATEK to produce the declared amount of gas. They also believe, however, that given consideration to other independent producers’ aggressive plans, in the mid-term perspective Russian market may be oversupplied with gas.

The experts thus predict that NOVATEK will contunue squeezing Gazprom out of its traditional markets. Also, some of UBS analysts are of the opinion that gas import from Central Asia may stop due to independent producers growth.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

компании-потребителя газа за пределами РФ. Стоит напомнить, что всего полгода назад еврокомиссар по энергетике Гюнтер Оттингер, выслушивая планы «Газпрома» по строительству еще одной экспортной трубы в Европу – «Южного потока», высказался за отмену монополии на экспорт газа в России, и отметил, что в Европе хотели бы видеть такие компании, как «НОВАТЭК». Чуть позднее в европейской прессе появились слухи о том, что «НОВАТЭК» ведет переговоры о приобретении компании Verbundnetz Gas (VNG) – третьей по объему продаж газа в Германии. Позднее возможность отмены монополии на экспорт газа не исключил и сам премьер-министр РФ Владимир Путин. Не стоит забывать и о том, что «Газпром» ведет работу по продаже газа со Штокмановского месторождения главным образом не в Европу, а в Азию. Так, в прошлом году Gazprom Marketing подписал меморандумы с индийскими компаниями о 25-летних поставках 10 млн т СПГ. «НОВАТЭК» уверен и в рентабельности своего СПГпроекта, в отличие от Штокмана, принятие решения по которому снова отложено на три месяца – по всей видимости, из-за ценовых вопросов. По словам Михельсона, несмотря на сложности с прогнозом стоимости транспортировки СПГ, даже если текущая цена на рынке АТР ($12 за 1 млн Btu) снизится почти вдвое, поставки все равно останутся рентабельными.

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

favour of the abolition of the monopoly on gas exports in Russia, and noted that Europe would like to see companies such as NOVATEK in its market. A little later, the European media rumored that NOVATEK was carrying on negotiations concerning the acquisition of Verbundnetz Gas (VNG) company – the third company in Germany in terms of volume of gas sales. Later, Prime Minister Vladimir Putin mentioned that one must not rule out the possibility of abolition of monopoly on gas exports in Russia.

Additionally, one shall not forget that Gazprom is exporting natural gas produced at the Shtokman Gas Condensate Field primarily not to Europe, but rather to Asia. Thus, last year, Gazprom Marketing has signed memoranda of 25-year supply of 10 million tons of LNG to Indian companies.

NOVATEK is confident in the profitability of its LNG project in distinction from the Stockman project, the decision on which has once again been postponed for three months, and this was apparently conditioned by the price issues. According to Mikhelson, in spite of complications concerning forecasting the costs of transporting LNG, even if the current Asian-Pacific market price ($12 per 1 million Btu) decreases by almost a half, the export operations shall still remain profitable.

ДОБЫЧА ГАЗА

● Valery Golubev, Gazprom Deputy Chairman, is concerned over preferential treatment given to independent producers. ● Зампред правления ОАО «Газпром» Валерий Голубев считает, что назависимым производителям созданы очень хорошие условия.

– 110 млрд м3, из них «НОВАТЭК» добыл 30 млрд м3 (5,5%). В 2011 году, после восстановления потребления в РФ, из общего объема примерно в 670 млрд м3 «Газпром» обеспечил 510 млрд м3 (76%), а «НОВАТЭК» – 53,3 млрд м3 газа (почти 8%). Таким образом, только за четыре года «Газпром» потерял в объемах добычи 40 млрд м3 газа. Валерий Голубев отметил, что независимые производители продают газ и «Газпрому» – напрямую или в рамках совместных с ним предприятий. При этом эффективность продаж «Газпрома», отметил топменеджер, «весьма незначительна» – порядка 5%. В целом, поставки газа в зоне Единой системы газоснабжения, подчеркнул Голубев, в 2008 году составили 353 млрд м3 газа, из них на долю независимых пришлось 20,7%. В 2011 году прогнозировалось, что при объеме поставок примерно в 370 млрд м3 газа, независимые производители увеличат свою долю до 26,8%, т.е. доля независимых выросла более чем на 6%. «Такая доля дает реальные предпосылки для начала функционирования реального конкурентного рынка внутри страны», – считает топ-менеджер «Газпрома». В то же время, Голубев посетовал на то, что независимым производителям созданы очень хорошие условия – они имеют возможность поставлять газ в близлежащие с регионами добычи области с крупными промышленными потребителями. Вместе с тем, налог на добычу газа (НДПИ) для «Газпрома» с 2012 года был установлен в два раза выше, чем для независимых, поэтому «Газпром» выступил против обеспечения законодательно заявительного доступа независимых к газовой «трубе». Аналитики UBS отмечают, что ресурсная база может позволить «НОВАТЭКу» добыть заявленный объем газа, однако считают, что на российском рынке в среднесрочной перспективе будет наблюдаться избыток газа с учетом агрессивных планов других независимых производителей. Поэтому эксперты прогнозируют дальнейшее вытеснение «Газпрома» «НОВАТЭКом» с его традиционных рынков сбыта. Рост независимых, по мнению экспертов UBS, может также остановить импорт газа из Средней Азии.

41

REFINING

Same Old Story for Russian Refining 20 Years Pass and Things Still Need Sorting

В нефтепереработке – без перемен Спустя 20 лет нефтеперерабатывающая отрасль России решает старые проблемы Andrei Korzhubaev, Irina Sokolova, Leontiy Eder

Андрей Коржубаев, Ирина Соколова, Леонтий Эдер

ussia’s primary processing capacity peaked in the early 1980’s, after commissioning Achinsk Refinery (Krasnoyarsk Territory) in 1982 (Fig. 1). Up until the early 1990s capacity of Russian refineries lingered at just over 350 million tons (1989 – 353 million tons), putting Russia second in the world in terms of refining capacity (after the US).

Russia’s current refining capacity has dived to just over 270 million tons (2010 – 271 million tons). In 1990–2000s, large refineries – Omsk Refinery, Angarsk Refinery, Bashkir group facilities, etc. – were cutting their processing capac-

ощности по первичной переработке нефти в России достигли своего максимума в начале 1980-х годов, после ввода в эксплуатацию в 1982 году Ачинского НПЗ в Красноярском крае (рис. 1). Вплоть до начала 1990-х годов мощности российских НПЗ находились на уровне несколько выше 350 млн т (1989 году – 353 млн т). В этот период Россия занимала второе место в мире по уровню и мощностям переработки нефти после США. В настоящее время нефтеперерабатывающие мощности по сырью в России несколько превышают 270 млн т (2010 году – 271 млн т). В 1990–2000-е годы происходило снижение перерабатывающих мощностей крупных заводов – Омского, Ангарского, Башкирской группы и др.

– при создании большого количества малых НПЗ в районах промыслов для обеспечения локальных потребностей либо приближенных к магистральным нефтепроводам, ориентированных на первичную разгонку нефти с целью экспорта темных нефтепродуктов и получения прибыли на разнице пошлин. За последние три десятилетия был построен лишь один относительно крупный НПЗ, включающий современные технологические линии, в Нижнекамске. Из строящихся заводов можно отметить только проект ТАНЕКО также в Татарстане.

R

● Fig. 1. Russia’s primary distillation capacity, 1970–2010. ● Рис. 1. Мощности по первичной переработке нефти в России в

1970–2010 годы.

М

Даешь первичную переработку К началу 1990-х годов объем первичной переработки нефти в России находился на уровне 300 млн т в год. В 1990-е годы в результате снижения добычи нефти

42

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

● Table 1. Key refining industry figures, 1990–2010. ● Табл. 1. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности в 1990–2010 годы.

Production of mainstream oil products, Load of primary million tons / Производство основных Refining capacity, Primary processing, Refining depth, processing units, percent нефтепродуктов, млн т million tons / million tons percent / Глубина Year / Год / Загрузка установок Мощности по / Первичная переработки motor gasolines diesel fuel / по первичной fuel oil / сырью, млн т переработка, млн т нефти, % / автомодизельное переработки нефти, % мазут бильный бензин топливо 1990

351

300

85

41.0

75.6

95.0

67.0

1995

304

185

61

28.0

43.0

60.0

63.0

2000

281

174

62

27.2

49.3

48.4

70,8

2001

281

178

63

27.6

50.1

50.3

70.6

2002

276

185

67

29.0

52.7

54.2

69.6

2003

271

190

70

29.3

53.8

57.2

70.1

2004

271

195

72

30.4

55.3

58.4

71.4

2005

264

207

79

31.9

59.9

56.7

71.6

2006

273

220

81

34.4

64.2

59.4

72.0

2007

279

229

82

35.1

66.4

62.4

71.9

2008

272

236

87

35.7

69.0

63.9

71.5

2009

267

236

88

35.8

67.3

64.4

71.8

2010

271

250

92

36.0

69.9

69.5

71.2

ity, in parallel dotting the map of oil fields with small refining units tailored either for local needs or (if located near the trunk oil pipelines) for fractional distillation, export of heavy fractions and the resulting profit on the difference in duties. Over the past three decades only one relatively large refinery with modern processing lines has been built – Nizhnekamsk Refinery (Tatarstan). Out of projects in installation stage, only TANECO refinery, also in Tatarstan, is worth mentioning.

A Word on Primary Processing By the early 1990s, Russia’s primary distillation stood at some 300 million tons per year. A record slump in distillation occurred in 1990s as a result of lower oil production and lower demand for oil products with parallel growth of export volumes. In 1998, primary distillation capacity hit the bottom, sinking to 164 million tons, the lowest for the past 20 years. In the first decade of the millennium Russia started to regain its distillation capacity, gradually reaching 250 million tons, a touch over 80 percent of 1990 levels and (Table 1, Fig. 2) and about 50 percent of current production.

In the 1990s Russia’s primary distillation capacity was falling much faster than overall refining capacity; this resulted in refineries’ load diving from 85 percent to 59-61 percent. Starting 2000, refineries’ load started to edge up against the background of growing oil processing volumes and further reduction of refining capacity, reaching 92 percent in 2010.

The balance between export duties on oil, dark and light oil products does not stimulate Russian refineries to restructure their production quota: it is still more profitable to export crude oil, fuel oil or diesel fuel (as half-products) for processing in the recipient countries; the price and quality of Russian gasoline cannot compete on European markets. The bulk of Russian motor gasoline is supplied to Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

и спроса на нефтепродукты, при наращивании экспорта сырья, произошло резкое сокращение объемов переработки жидких углеводородов. В 1998 году этот показатель достиг минимального значения за последние 20 лет – 164 млн т. В первом десятилетии 2000-х годов уровень первичной переработки нефти в России постепенно возрастал, увеличившись до 250 млн т, что составляет чуть более 80% от уровня 1990 года и (табл. 1, рис. 2) и около 50% современной добычи. В 1990-е годы темп падения первичной переработки нефти в России был существенно выше скорости снижения мощностей, в результате чего их загрузка сократилась с 85 до 59-61%. Начиная с 2000 года, на фоне роста объемов переработки и дальнейшего сокращения мощностей, уровень загрузки возрос до 92% – в 2010 году. Соотношение экспортных пошлин на нефть, темные и светлые нефтепродукты не стимулируют изменение структуры выпуска российских НПЗ: по-прежнему является более выгодным экспортировать сырую нефть, мазут или дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, при этом цена и качество российского бензина пока не выдерживают конкуренции с европейскими производителями. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются.

Глубина переработки падает Большинство крупных НПЗ в России были построены в 1940–1970-е годы. Их технический уровень существенно отстает от уровня индустриально развитых стран. За последние 20 лет глубина переработки нефти значительно не изменилась, сначала снизившись с 67 до 63%, а затем увеличившись до 71-72%. При этом последние четыре года глубина переработки нефти в России постепенно снижается, составив в 2010 году 71,2%, тогда как среднемировой

43

#2 February 2012

REFINING ● Fig. 2. Key refining industry figures, Russia, 1990–2010. ● Рис. 2. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности России в 1990–

2010 годы.

показатель равен примерно 90%. Низкий уровень глубины переработки в России и недостаточное качество нефтепродуктов отражает показатель технической сложности предприятия (индекс Нельсона): для России он равен 4,4, тогда как средний европейский уровень – 6,5, американский – 9,5, азиатский – 4,9. В этой связи важно отметить, что индекс Нельсона для строящегося в настоящее время в Татарстане НПЗ ТАНЕКО, после ввода в эксплуатацию, составит 15. На современных НПЗ большинства индустриально развитых стран мощность вторичных процессов, как правило, значительно превышает мощности процессов первичной переработки.

Семь владеют почти всем the domestic market, while about half of the diesel fuel and more than 70 percent of fuel oil goes for export.

The Sinking Refining Depth

В России функционирует 27 крупных НПЗ и 211 малых НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд ГПЗ также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства – 2010 году 86,4 % (216,2 млн т) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав семи вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (рис. 3). Ряд российских ком-

Most of the major Russian refineries were built in the 1940s – 1970s. Their technical level is significantly lower than accepted in industrialized countries. Over the past 20 years refining depth has not changed much, initially falling from 67 ● Fig. 3. Oil refining by company and concentration of production in Russia’s oil industry, 2010. percent to 63 percent and then grow- ● Рис. 3. Переработка нефти по компаниям и концентрация производства ing to 71-72 percent. Pays to note that в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 году. over the past four years the depth of oil refining in Russia edges down, having reached 71.2 percent in 2010 (the world average is about 90 percent).

Low levels of refining depth in Russia and the poor quality of petroleum products reflect the technical complexity of the company (Nelson index): for Russia it is 4.4, whereas the European average – 6.5, US – 9.5, Asian – 4.9.

Significantly, TANECO Refinery, currently under construction in Tatarstan, will have Nelson index of 15. As a rule, the capacity of the secondary processes in modern refineries of industrialized countries greatly exceeds the primary distillation capacity.

Russia’s Seven Sisters In Russia there are 27 large and 211 small refineries. In addition, a number of gas processing plants are also involved in processing of liquids. The industry has

44

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

high concentra- ● Fig. 4. Processing depth and refinery utilization rates, Russia, 2010, by companies. паний – «ЛУКОЙЛ», ТНКtion of produc- ● Рис. 4. Глубина переработки и уровень загрузки мощностей НПЗ в России ВР, «Газпром нефть», tion – in 2010, в 2010 году по компаниям. «Роснефть» – владеют 86.4 percent нефтеперерабатываю(216.2 million щими заводами либо плаtons) of liquid нируют покупку и строиfractions was тельство НПЗ за рубежом refined at the – на Украине, в Румынии, facilities owned в Болгарии, в Сербии, в by seven vertiКитае и др. cally integrated Крупнейший в страoil companies не завод – Киришский (Fig. 3). Several НПЗ мощностью Russian compa21,2 млн т входит в состав nies – LUKOIL, «Сургутнефтегаза», друT N K - B P , гие крупные заводы Gazprom Neft, также контролируютRosneft – either ся ВИНК: Омский НПЗ own refiner(20 млн т) «Газпром ies or are planнефтью», Кстовский ning to acquire (17 млн т) и Пермский or install refin(13 млн т) – «ЛУКОЙЛом», eries abroad Ярославский (15 млн т) – – in Ukraine, ТНК-ВР и «Газпром нефRomania, Bulgaria, Serbia, China, etc. тью», Рязанский (16 млн т) – ТНК-ВР.

The largest Russian refinery – 21.2 million tons Kirishi По глубине переработки нефти в России лидирует Refinery – is a part of Surgutneftegaz, other large units «Башнефть» (86,2%), на втором месте – «ЛУКОЙЛ» (76,7%), are also controlled by vertically integrated oil companies: тогда как у крупнейшей нефтеперерабатывающей компаOmsk Refinery (20 million tons) – by Gazprom Neft, Kstov нии – «Роснефти» – глубина переработки составляет только Refinery (17 million tons) and Perm Refinery (13 million 64,5%, что ниже среднего уровня в стране. Самая низкая глуtons) – by LUKOIL, Yaroslavl Refinery (15 million tons) – бина переработки среди вертикально-интегрированных

by TNK-BP and Gazprom Neft, Ryazan Refinery (16 million компаний у «Сургутнефтегаза» – 43,2% (рис. 4), ведущего tons) – by TNK-BP. активный экспорт мазутов и бункерных топлив, произBashneft is the Russian leader by refining depth with водимых на полностью загруженном сырьем Киришском 86.2 percent, LUKOIL comes in second (76.7 percent); НПЗ в Ленинградской области. refining depth at Russia’s largest refiner is only 64.5 percent, which is below the country’s average. Surgutneftegaz Мощности загружены до предела with its 43.2 percent (Fig. 4) has the lowest refining depth В 2000-е годы, в условиях роста добычи нефти в out of vertically integrated oil companies. The company стране и увеличения внутреннего спроса на моторные favors exports of fuel oil and bunker fuel produced at fully топлива, происходило расширение объемов переработloaded Kirishi refinery in the Leningrad region. ки и повышение выпуска нефтепродуктов, в результате чего в 2010–2011 годы уровень загрузки мощностей ряда компаний – «ЛУКОЙЛа», «Сургутнефтегаза», ТАИФ-НК, Overloaded In the 2000s, rising domestic oil production and grow- ТНК-ВР достиг 100% при среднероссийском показателе ing domestic demand for motor fuels resulted in higher 92%. В 2011 году именно невозможность дальнейшего refinery runs and more oil products, which led to 100 увеличения выпуска нефтепродуктов за счет резерва проpercent load of some refineries of LUKOIL, Surgutneftegaz, изводственных мощностей привело к усилению напряTAIF-NK, and TNK-BP (Russia’s average load is 92 percent) женности и дефициту на российском рынке моторных in 2010–2011. In 2011, the very lack of reserve capacities топлив. Для повышения эффективности нефтеперерабаfor further increase of refinery runs led to market tensions тывающей промышленности России, обеспечения техand shortages of motor fuels in the Russian market.

To improve Russia’s oil-refining industry while ensur- нологической и пространственной сбалансированности ing technological and regional balance of the oil industry нефтяного комплекса в целом необходимо: продолжить in general, the following steps should be taken: to con- модернизацию существующих НПЗ практически во всех tinue the modernization of existing refineries in almost регионах страны (Европейской части, Сибири, Дальнем all regions of the country (the European part, Siberia, Far Востоке), а при наличии технических возможностей расEast), to expand refining capacity whenever technically ширить их мощности по сырью; построить новые высоpossible; to build new high-tech refineries in the European котехнологичные заводы в Европейской части страны Russia (TANECO, Kirishi-2); to form a system of local and (ТАНЕКО, Кириши-2); сформировать систему локальных field refineries and gas processing plants in eastern Siberia и промысловых НПЗ и ГПЗ в Восточной Сибири (Ленск, (Lensk, Sayansk, Nizhnyaa Poima), as well as new refineries Саянск, Нижняя пойма) и новых НПЗ и НХК региональноand petrochemical plants, regional and export-oriented го и экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта Елизарова). alike, in the Far East (Yelizarov Bay).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

EQUIPMENT

RITE.Net System Improves Readiness Control and Reliability of New and Conventional Technologies Система RITE.Net улучшает контроль готовности оборудования и повышает надежность технологий Victor Lyashkov, Service Quality Engineer in Houston Conveyance and Surface Equipment, Schlumberger

Detailed equipment information helps mitigate risk of incidents Equipment readiness and reliability control are critical considerations in the job preparation process. Reducing nonproductive time (NPT) and costs associated with accidents is achieved by different means, including improving the reliability of equipment and downhole tools. With improper maintenance, even simple and reliable equipment can have a higher risk of accidents. When traditional technologies undergo rationalization and development, and new technologies merge to the market, there is a need to collect detailed failures statistics. Oil and service companies have their own systems for monitoring and recording such data. This allows them to mitigate similar problems in the future.

Reliability and readiness impacts new and existing equipment Along with rationalization and development of conventional downhole tools and surface equipment, Schlumberger engineers continually invent new tools and technology.

Schlumberger invested $919 million into research and development of new technologies in 2010 compared with $802 million in 2009. Growing investment in improving and developing technology demonstrates that Schlumberger is working to meet the increasingly challenging demands of oil and gas reservoirs throughout the world. Tool condition and readiness is extremely important for new as well as conventional technologies. If an incident occurs, both the operator and the service company will incur direct and indirect losses.

How do we make sure that equipment is ready for the job and the utilization plan is well optimized? Those and similar

46

Виктор Ляшков, инженер по качеству подразделения разработки новых забойных инструментов для ГНКТ компании Schlumberger, Хьюстон

Мониторинг за состоянием оборудования снижает риски аварий Поступательное развитие технологий в нефтяной промышленности привело к пониманию менеджментом значения мониторинга готовности и надежности оборудования в процессе подготовки работ. Снижение непроизводственных потерь времени и прямые затраты на локализацию возможных аварий достигаются различными способами, среди которых повышение надежности работы оборудования и забойного инструмента – одно из важнейших. Даже у простого и надежного оборудования повышается риск аварий при неправильном обслуживании. Кроме того, в условиях развития новых технологий и появления новых продуктов на рынке возникает вопрос о наработке статистики отказов с целью предпринимать адресные меры по предотвращению подобных проблем в будущем. Практически все нефтяные и сервисные компании имеют свои системы контроля и регистрации показателей надежности оборудования.

Инвестиции в надежность традиционных и новых технологий В работах с использованием ГНКТ долгое время применялись достаточно простые инструменты, ведь до недавнего времени закачка различных химических составов или промывка забоя были основными операциями с использованием ГНКТ. В последние годы ситуация меняется, все больше средств вкладывается в адаптацию технологий из других сервисов и развитие собственных новых технологий. Это обусловлено уникальными возможностями, которые предоставляет использование ГНКТ – ремонты в отклоненных и горизонтальных работающих скважиOil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

ОБОРУДОВАНИЕ

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

● Fig. 1. RITE.Net creators. ● Рис. 1. Разработчики системы RITE.Net.

questions are always relevant in large companies, and each company has its own solution.

Schlumberger implemented RITE.Net Web application to monitor tool status To monitor the technical status of downhole tools, equipment, and their components, Schlumberger implemented the Routine Inspection of Tools and Equipment (RITE.Net) system. It administers and documents preventative maintenance and repair handling, engineering modifications, recording and analysis of equipment failure, and recording and reporting asset location and history.

Functionalities include: ● Creating records related to maintenance in the database. ● Generating various reports related to equipment readiness before a job, equipment modification, and more. ● Monitoring individual maintenance schedules. ● Registering parts used for maintenance and repair. ● Registering maintenance personnel. ● Registering equipment failures. ● Registering retired tools and equipment.

Initially the RITE.Net system was created and implemented for wireline operations. Since then, new functionalities to address other operational challenges have been added. The latest system release is suitable for a wide range of equipment, applicable for different business segments, and is an essential system in segment service cycles.

RITE.Net system provides valuable failure-preventive information New technologies take years to get “tuned” and “polished” before the final release. Often, this process requires changes in design, components, materials, which has a direct effect on equipment reliability. The RITE.Net application provides information essential to improving the reliability of conventional and new technology, downhole tools, and surface equipment. Based on data from RITE. Net, engineers can define the failure mode and identify the root causes of problems, significantly reducing probability of reoccurrence.

RITE.Net system improves tool reliability through condition-based maintenance Because tool components are often unique, it’s virtually impossible to create one universal maintenance schedНефть и ГазЕВРАЗИЯ

нах, работы по глушению сложных скважин и другие, свойственные ГНКТ, типы работ. Наряду с улучшением традиционных забойных инструментов и оборудования в компании Schlumberger постоянно разрабатываются новые инструменты. Затраты на исследования и инженерную разработку новых технологий в 2010 году составили $919 млн, тогда как в 2009 году вложения составляли $802 млн. Этот показатель, в числе других, показывает серьезность подхода компании к решению принципиально новых задач, но не означает, что меньше внимания уделяется традиционным технологиям. Вопрос о готовности оборудования к проведению работ актуален как для традиционных, так и для новых технологий, ведь в случае проблемы потери в итоге несут как сервисная компания, так и компания-оператор. Как оценить степень готовности оборудования к работам и оптимизировать загрузку оборудования при их планировании? Подобные вопросы особенно актуальны в крупных компаниях и решаются по-разному.

Усиление контроля готовности инструмента к работам внедрением RITE.Net Так названа система, позволяющая отслеживать техническое состояние забойных инструментов, оборудования и их компонентов на основе комплексных критериев состояния. Вот неполный список функций системы RITE.Net: ● занесение оборудования в реестр с момента его изготовления; ● вывод отчетов о готовности оборудования к работе; ● вывод отчетов об изменениях в конструкции; ● назначение расписаний техобслуживания; ● регистрация использованных запчастей; ● регистрация обслуживающего персонала; ● регистрация отказов; ● вывод из рабочего фонда отслужившего инструмента; ● другие отчеты. Впервые система RITE.Net появилась и была внедрена много лет назад в подразделениях ГИС, и в ходе эволюции значительно изменилась. Добавились новые функции, открывающие дополнительные возможности ее использования. Последний релиз системы универсален и адаптирован под различные типы рабочего оборудования, идентифицированного с помощью уникальных серийных номеров, а также под разные сервисные сегменты компании, определяющие специфику периодичности техобслуживания оборудования. Сложно переоценить важность регистрируемой в системе RITE.Net информации, ведь при наличии допуска к системе можно быстро идентифицировать текущее состояние оборудования, все проведенные ремонты и виды технического обслуживания, технический персонал, изменения конструкции за весь срок «жизни» инструмента. Известно, что технологии создаются и оттачиваются годами, что нередко влечет за собой изменение конструкции, компонентов, материалов, определяющих надежность систем. Способность RITE.Net осуществлять сбор и регистрацию данных помогает анализировать информацию об отказах всего занесенного в реестр системы RITE.Net

47

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

EQUIPMENT

● Fig. 2. Non-Productive Time Reduction. ● Рис. 2. Индексы непроизводственного времени в 2009–2010

годах.

ule that will cover the tool and all of its components. The mechanical components of downhole tools are very different from the electrical components and must undergo different maintenance events. Even identical components working under different pressures, temperatures, and formation fluid conditions will have different maintenance schedules.

Maintenance events triggers for specific tools are defined by design engineers. They also depend widely on the downhole conditions. Individual maintenance schedules for tools and components undergo an approval process before they can be used in the RITE.Net system.

If a maintenance event is required, the RITE.Net system will notify the user and request the assignment of a responsible person for maintenance or repair. Upon completion of maintenance or repair, if data is incomplete, the technical and operational status will remain unchanged and will be displayed as “maintenance required” until the missing information is recorded in RITE.Net. This function ensures consistency and reliability of stored information for all created reports – from trademark tools to purchased equipment.

Users “see” every asset from anywhere at any time Access to RITE.Net information is essential for job planning. With system and Internet access, users can monitor the status of equipment, maintenance personnel, all repairs and maintenance events, design modifications, certification status, and more throughout the life cycle of the equipment. This enables better quality control in the most relevant segments – wireline, coiled tubing service, artificial lift, and well testing – from nearly anywhere in the world. The system also has the ability to store different

48

#2 February 2012

оборудования, в том числе и оборудования с использованием новых технологий. Составляющие инструмент узлы зачастую уникальны. Именно поэтому невозможно составить универсальное расписание техобслуживания для всех компонентов оборудования одновременно. К примеру, механические компоненты забойного инструмента принципиально отличаются от электронных узлов и должны обслуживаться с разной периодичностью. Использование идентичных инструментов, работающих при разных давлениях, температурах и составах пластового флюида также обуславливает разную периодичность их обслуживания – расписания техобслуживания «близнецов» будут отличаться. Подобных примеров множество, и с целью повышения качества контроля за состоянием оборудования, работающего в любой точке мира, в подразделениях ГИС, ГНКТ, механизированной добычи и испытания скважин – где это более всего необходимо – была внедрена система RITE.Net. Назначение системы очевидно – полный контроль и регистрация информации о состоянии внесенного в реестр оборудования. Достигается это присвоением компонентам уникальных серийных номеров. Располагая такими номерами, можно быстро оценить техническое состояние интересующего оборудования и его готовность к работе. Система основана на платформе сетевых сервисов, и получение необходимой информации при наличии точки доступа в интернет и допуска к системе становится простой операцией. Известно, что при правильном учете, планировании и подготовке к работам можно избежать осложнений в ходе их проведения. Алгоритм системы RITE.Net работает так, что после вычисления статуса оборудования критичная информация для удобства отображается в цветовом коде, наглядно и без необходимости открытия дополнительных «окон» (рис. 3). Для удобства планирования работ и повышения качества учета в описываемой системе была внедрена функция учета местонахождения оборудования. При разветвленной структуре компании Schlumberger важной представляется возможность заимствования оборудования у находящихся поблизости коллег. При этом переброска оборудования будет зарегестрирована с указанием периода времени предоставления оборудования коллегам, что облегчит процесс дальнейшего планирования его использования. Периодичность обслуживания инструмента зависит от условий его эксплуатации и изначально определяется группой дизайнеров. Расписание техобслуживания для различных инструментов и его компонентов проходят процедуру согласования ведущими инженерами, прежде чем такое расписание будет использовано в RITE.Net администраторами и пользователями на местах. Система RITE.Net имеет возможность хранения копий документов и инструкций, которые также можно загрузить на ПК из точки удаленного доступа. При необходимости ремонта или периодического обслуживания система отобразит соответствующий статус оборудования, а затем выдаст запрос о назначении ответственных лиц для выполнения соостветствующего типа работ. По окончании обслуживания оборудования пользователь вносит обновленную информацию, и статус оборудования изменяется на «готово к работе». Однако при создании заказ-наряда с неполными данными, процесс окажется незавершенным и текущее состояние рабочего оборудования останется неизменным как «не готово к работе» до тех Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

№2 Февраль 2012

● Fig. 3. RITE.Net Interface. ● Рис. 3. Интерфейс RITE.Net с информацией

об оборудовании. reference documents and instructions, enabling any user to download files remotely.

Unique serial number ensures proper tool tracking There are currently tens of thousands of assets registered in the database of the RITE.Net system. Using that many tools in day-to-day operations without a systematic approach for status monitoring and maintenance can be difficult.

Sufficient control, preparation and planning can eliminate most job complications. RITE.Net provides full control of conditions and physical location of registered equipment.

By giving each tool a unique serial number, it’s possible to promptly evaluate technical, operational, and location statuses for individual tools. Furthermore, the system works in the way that after calculating equipment status, the results are displayed in color code without a need to scroll over additional “windows” (Fig. 3).

RITE.Net implementation helps Schlumberger accomplish major achievements After Schlumberger implemented the RITE.Net system, it realized significant benefits: ● The system helped improve tool reliability through full control of registered RITE.Net assets and timely maintenance. ● It addressed client expectations by improving the accuracy and flexibility of equipment planning. ● It helped prevent mistakes while choosing parts required for maintenance and repair by registering all equipment modifications and parts. ● The system improved readiness control of legacy and trademark tools, as well as purchased equipment, with traceable, unique serial numbers. ● It helped designers and sustaining engineers enhance equipment improvement by providing instant access to equipment utilization history, types of failures vs. conditions of use, etc.

RITE.Net application helped reduce NPT 50 percent in one year. Schlumberger is continually looking for ways to improve business efficiency, improve equipment reliability, reduce risk of accidents and minimize nonproductive time (NPT) to deliver highest service quality in the industry.

Amongst other achievements, the RITE.Net system helped reduce NPT in 2010 by almost 50 percent versus 2009 (Fig. 2). RITE.Net holds an important and increasing role as an equipment readiness and reliability control tool. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОБОРУДОВАНИЕ пор, пока требуемая информация в полном объеме не будет записана в систему. Это исключает пропуски записи важной информации и создает условия для вывода различных отчетов в полном объеме. Реестр данных в RITE.Net хранит информацию как об оборудовании собственной разработки, так и о приобретенном оборудовании, что открывает возможности для наработки статистики и показателей надежности приобретенного оборудования. Степень использования RITE.Net разными подразделениями определяется мерой ее востребованности как сегментами-пользователями, так и заказчиками услуг Schlumberger. В настоящий момент система содержит данные о десятках тысяч единиц оборудования и количество единиц оборудования неуклонно растет. При таком количестве оборудования сложно осуществлять контроль за состоянием и правильным обслуживанием без системного подхода, возможность которого и предоставляет описанная система.

Внедрение RITE.Net помогло Schlumberger решить ряд задач Насколько востребована описанная система сегодня? Чтобы ответить на этот вопрос, нужно проанализировать лишь некоторые итоги: ● Полный контроль за состоянием всего фонда оборудования и проведением техобслуживаний позволил повысить надежность инструмента при проведении работ. ● Более точное и гибкое планирование загрузки оборудования на предстоящих работах позволило эффективнее удовлетворять запросы заказчиков ремонтов скважин. ● Запись в реестре системы всех модификаций оборудования помогает правильно идентифицировать используемые запчасти, используемые при обслуживании и ремонте. ● Использование уникальных серийных номеров улучшило контроль за готовностью к работе как оборудования собственного производства, так и приобретенного оборудования. ● Мгновенный доступ к истории использования оборудования, характерам отказов и условиям работы оборудования, который получили дизайнеры оборудования и инженерная служба технической поддержки, позволяет точнее реагировать на необходимость изменений в конструкции. Список можно продолжать – полный перечень возможностей и итогов внедрения гораздо шире. При этом система RITE.Net, первоначально внедренная в ГИС и позднее распространенная на другие сегменты, оказалась востребованной в их производственных циклах: и заказчики услуг, и Schlumberger в равной степени заинтересованы в готовности оборудования к работам. Компания постоянно ищет пути оптимизации процессов. Различные комплексные мероприятия при этом неуклонно направлены на повышение эффективности бизнеса и надежности оборудования, снижение аварийности и непроизводственных потерь времени с тем, чтобы обеспечить высочайшее качество предоставляемых услуг. В ряду прочих достижений компании – снижение непроизводственных потерь времени в 2010 году почти на 50% в сравнении с 2009 годом (рис. 2). И среди бизнес-систем, внедренных для контроля процессов и планирования проведения работ, RITE.Net отводится важная и возрастающая роль как инструмента мониторинга технического состояния и надежности оборудования.

49

KAZAKHSTAN

Kazakhstan Reflects on 20 Years of Independent Oil&Gas Production Казахстан подводит итоги 20 лет «постсоветской» добычи Aider Kurtmulayev

Айдер Куртмулаев

or Kazakhstan, the past 2011 was marked by several anniversaries. The most significant of these is the 20th anniversary of independence of the Republic. Yet, since Kazakhstan’s economy is largely (more than 70 percent) dependent on oil exports, one shouldn’t slough off the milestones of the country’s oil and gas industry which greatly influenced the future of independent Kazakhstan.

First of all, the country celebrated the centenary of oil production at the Dossor field. The commemorations moved on to Mangistau region, to the fields of famed Mangyshlak Peninsula (Zhetybai, Uzen), which celebrated their half-century in production. Employees of oil and gas sector and the country’s society also marked the 25th anniversary of the Kumkol field (Kyzyl-Orda region). And finally, the last in a series of celebrations was the 20th anniversary of launching the giant Tengiz field.

рошедший 2011 год для Республики Казахстан ознаменовался несколькими юбилеями. Самый значимый из них – 20-летие независимости Республики Казахстан. Но, поскольку казахстанская экономика в значительной степени (более чем на 70%) зависит от экспорта нефти, нельзя забывать и о важнейших событиях в нефтегазовой отрасли республики, которые существенно повлияли на будущее независимого Казахстана. Прежде всего, страна отметила 100-летие со дня начала добычи нефти на месторождении Доссор. Торжества продолжились в Мангистауской области на месторождениях знаменитого полуострова Мангышлак (Жетыбай, Узень), которым исполнилось ровно полвека. Работники нефтегазового сектора и общественность страны также отметили 25-летие со дня освоения месторождения Кумколь в Кызылординской области. И, наконец, последним в череде

F

П

● KazMunaiGaz Company develops 44 oilfields in Kazakhstan. ● «КазМунайГаз» разрабатывает 44 месторождения

Казахстана.

Petropavlovsk Петропавловск

Kostanai Костанай

Kokshetau Кокшетау

Pavlodar Павлодар

Astana Астана Uralsk Уральск

Aktobe Актобе

Karaganda Караганда

Ust-Kamenogorsk Усть-Каменогорск

Atyrau Атырау

SOURCE: KAZMUNAIGAZ / ИСТОЧНИК: ТКАЗМУНАЙГАЗ

Aral Sea Аральское море

50

Aktau Актау

Kyzylorda Кызылорда

Taraz Тараз

Almaty Алматы

Shymkent Шымкент

Caspian Sea Каспийское море

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

From the Elder Days Indigenous Kazakh people have been familiar with oil since ancient times. “Black gold” has always had a place in steppe nomads’ culture as part of their life and existence.

This statement is supported by many place names, especially in the places where oil comes to the surface: for example, Zhaksymay (“good oil”), Munayly (“oily”), Maytobe (“oily hill”), Maykomgen (“the place of oil deposit”), Karaarna (“black track”), Karashungul (“black hollow”), Karamay (“black oil”), Karaton (“black hardened soil”), etc.

Russian Empire paid particular attention to the oil fields. Peter the Great organized an expedition to the lower course of Emba river (Atyrau region). Later, expeditions were sent to other regions of the Western Kazakhstan – for example, to Mangistau (Mangyshlak) Peninsula. The first oil “fountain” broke free in 1899, but industrial production at Kazakh fields started somewhat later – on 29 April 1911 at Dossor field (Atyrau region). Oil gushed off from the depths of more than 220 meters. The “oil fountain” at the well No. 3 lasted for 30 hours, producing 33,400 stones of oil.

Then oil production started at other deposits – Baychunas, Eskene, Sagyz, Koschagyl. This was the beginning of oil and gas industry on the territory of modern Kazakhstan.

Dossor Oil Wins the War The Soviet government also appreciated the wealth of the Ural-Emba region. Lenin, the first Soviet leader, included the region’s development into the GOELRO plan (the first-ever Soviet plan for national economic recovery and development). Production infrastructure was installed before the war; industrialization came to the steppe. Before the WWII, USSR managed to build the Caspian – Orsk oil pipeline and Kandagach – Guriev (Atyrau) railway line. It was here (at Dossor field) that industrial-scale water injection for better oil production was used for the first time, in August 1943. Military sources paid tribute to light Dossor oil as the main source of tank fuel: this oil could have been poured into the tank’s fuel cell without any processing.

Dossor field is 90 kilometers away from Atyrau (Guriev). Crude is located on the six oil pools in the Middle Jurassic layers, at 30 to 300-meter depths. Bedded, tectonically screened deposits located between 8 to 135 meters deep. Oil density is 847-887 kg per cubic meter. Oil is sweet – from 0.2 to 0.22 percent, low in tar – 7 percent, contains paraffine – from 0.2 to 2.07 percent. Associated gas contains methane (77.1 percent to 93.8 percent), ethane (7.15 percent), propane (0.4 percent to 5.1 percent), pentane ● It was at Dossor field during WWII that industrial-scale water

injection for better oil production was used for the first time.

SOURCE: KAZMUNAIGAZ / ИСТОЧНИК: ТКАЗМУНАЙГАЗ

● Во время Второй мировой войны на Доссоре впервые в

промышленном масштабе применили нагнетание воды в пласт для увеличения нефтедобычи.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЗАХСТАН празднований стал 20-летний юбилей начала добычи на гигантском Тенгизском месторождении.

С древних времен Коренному населению Казахстана нефть известна с древних времен. «Черное золото» всегда было рядом со степными кочевниками, являлось частью их жизни и быта. Это подтверждают многие географические названия, особенно в тех местностях, где нефть выходила на поверхность: например, Жаксымай («хорошее масло»), Мунайлы («нефтяное»), Майтобе («масляный холм»), Майкомген («место захоронения масла»), Караарна («черное русло»), Карашунгул («черная впадина»), Карамай («черное масло»), Каратон («черный затвердевший грунт») и т.д. Особое внимание к месторождениям нефти проявила Российская империя. Петр I организовал экспедицию к нижнему течению р. Эмба (Атырауская обл.). Позднее подобные экспедиции отправлялись и в другие области Западного Казахстана – например, на полуостров Мангистау (Мангышлак). И хотя первый нефтяной «фонтан» забил в 1899 году, промышленная эксплуатация казахстанских месторождений началась позже – 29 апреля 1911 года на месторождении Доссор (Атырауская обл.). Из глубины в более чем 220 м забил мощный фонтан нефти. Нефть из скважины №3 била в течение 30 часов, и «на-гора» было выдано 16,7 тыс. пудов нефти. Затем нефть стали добывать и на других месторождениях – Байчунас, Ескене, Сагыз, Косчагыл. Так зарождалась нефтегазовая промышленность на территории современного Казахстана.

Доссорская нефть спасает в войну Советское правительство также высоко оценило богатства Урало-Эмбенского района. В.И. Ленин включил в план ГОЭЛРО программу освоения района. До войны была построена инфраструктура промыслов, и в степь пришла индустриализация. До Второй мировой войны успели построить нефтепровод Каспий – Орск и железнодорожную ветку Кандагач – Гурьев (Атырау). В августе 1943 гогда на Доссоре впервые в промышленном масштабе применили нагнетание воды в пласт для увеличения нефтедобычи. Военные историки особо отметили легкую доссорскую нефть как главный источник топлива для танков. Она заливалась в баки без переработки. Доссор расположен в 90 км от Атырау (Гурьев). Нефть находится на шести нефтяных горизонтах, в средней юре, на глубинах от 30 до 300 м. Пластовые, тектонически экранированные залежи находятся на глубине от 8 до 135 м. Плотность нефти составляет 847-887 кг/м³. Нефть малосернистая – от 0,2 до 0,22%, малосмолистая – 7%, и содержит парафин – от 0,2 до 2,07%. В состав попутного газа входят метан – от 77,1 до 93,8%, этан – 7,15%, пропан – от 0,4 до 5,1%, пентан и высшие – 0,3%, азот и редкие – от 0,7 до 4,4%, углекислый газ от 3 до 7,3%. На сегодняшний день месторождение законсервировано, а на месте скважины №3 установлен гранитный обелиск, где указана дата начала освоения нефтяной Эмбы. Владелец месторождения – нефтегазодобывающее управление «Доссормунайгаз» компании «КазМунайГаз» – сегодня ведет работы на 13 промыслах района. Кроме того, открыты три новые скважины. По мнению специалистов управления, добычу можно увеличить до 511 тыс. т нефти в год.

51

#2 February 2012

KAZAKHSTAN and higher (0.3 percent), nitrogen and rare gases (0.7 percent to 4.4 percent), carbon dioxide (3 percent to 7.3 percent).

Today the field is shut down; there is a granite obelisk on the location of well No. 3 with the date of the beginning of Emba oil production. One of KazMunayGas production subsidiaries – Dossormunaygaz, owner of the deposit, is currently operating 13 fields of the province.

The producer also opened three new wells. Company’s experts hold that oil production here could be boosted to 511 tons of oil per year.

Mangyshlak as Replacement Until 1961 the Ural-Emba region was the only oilproducing Kazakhstan territory, but with already declining production. For oil and gas industry, the turning point was the commissioning of the Mangyshlak oil fields Zhetybai (well No. 6) and Uzen (well G-1). Then Buzachi Peninsula (western part of the Mangyshlak) fields were put online, followed by Kalamkas, Karazhanbas, North Buzachi fields and a number of small, medium and other large deposits. The focus of the country’s upstream industry was transferred from the exhausted Emba region to this “Treasure Half-island”, as territory was known to experts thanks to the huge reserves of natural resources (not only hydrocarbons). Many specialists had also moved there.

To put it simply, natural and climatic conditions on the Mangistau (Mangyshlak) Peninsula aren’t the best.

In winter, temperatures fall to minus 40 degrees Celsius, in summer – rise to plus 40 degrees Celsius, but most importantly – there is no water. Today it is produced either by desalinating sea water or by the pipeline from Atyrau. In the most difficult conditions of hostile desert oilers set up the South Mangistau petroliferous basin, construct roads, install the trunk pipeline (to Atyrau and on to Samara) and the railroad. In Atyrau workmen are building a refinery and implementing new, compressorless gaslift well operating technology; first in the world unit for industrial-scale hot water injection is being installed on one of the wells.

Already 50 years ago experts discovered in Mangistau over 50 deposits with hundreds-millions-tons of hydrocarbons. The largest are oil and gas fields Uzen, Zhetybai, Tengi, Zhanazhol, Karazhanbas, Kenbai, Tasbulat, etc.

Mangyshlak oil is a valuable stock for the petrochemical industry. Uzen oil occurrence depth is relatively small – from 1-2.5 kilometers. Oil density is on average 860 kg per cubic meter, sulfur content – 0.16 percent to 2 percent, paraffines – 16 percent to 22 percent, tar – 8 percent to 20 percent. Southern Mangyshlak and the adjacent land are famed not only for its oil deposits; natural gas resources here are virtually inexhaustible (its probable reserves top 1 trillion cubic meters, in the North Ustyurt – even higher, more than 2 trillion cubic meters).

The future of the “Treasure Half-island” lies not only in onshore depths, but also on the Caspian shelf: this includes the N block, highly promising Kashagan field, “Zhemchuzhina” and some others.

New Oil Deposits Discovered at Kumkol This year marks quarter of a century for another large Kazakhstan oil and gas field – Kumkol (Turan oil

52

Мангышлак приходит на смену До 1961 года Урало-Эмбенский район оставался единственным в Казахстане нефтяным регионом, но уже с падающей добычей. Перелом в развитии нефтегазовой отрасли наступил с вводом в эксплуатацию мангышлакских нефтеносных месторождений Жетыбай (скважина № 6) и Узень (скважина Г-1). Затем пришла очередь «черного золота» полуострова Бузачи (западная часть Мангышлака), месторождений Каламкас, Каражанбас, Северные Бузачи и множества малых, средних и крупных месторождений. Именно на «полуостров сокровищ», как его называют эксперты из-за огромных запасов природных ископаемых, среди которых не только углеводороды, переносится центр нефтегазовой отрасли республики с истощающейся Эмбы. Сюда же переехали и многие специалисты. Природно-климатические условия на полуострове Мангистау (Мангышлаке) не самые лучшие. Зимой температура доходит до −40 °С, летом – до +40 °С, но самое главное – на полуострове нет воды. Сегодня ее получают либо опреснением из морской, либо по трубопроводу, проведенному из Атырау. В труднейших условиях безлюдной пустыни формируется Южно-Мангыстауский нефтегазоносный бассейн, строятся автомобильные дороги, прокладываются магистральный трубопровод (до Атырау и далее в Самару) и железная дорога. В Атырау возводится нефтеперерабатывающий завод, внедряется безкомпрессорный газлифтный способ эксплуатации скважин, на одной из скважин впервые в мире начинает работать промышленная установка по закачке в пласт горячей воды. Еще 50 лет назад специалисты обнаружили в Мангистау более полусотни структур с сотнями миллионов тонн углеводородного сырья. Крупнейшими среди них являются нефтегазовые месторождения Узень, Жетыбай, Тенги, Жанажол, Каражанбас, Кенбай, Тасбулат и др. Мангышлакская нефть является ценным сырьем для нефтехимической промышленности. Глубина залегания узеньской нефти относительно небольшая – от 1-2,5 км. Плотность нефти составляет в среднем 860 кг/м3, содержание серы – от 0,16 до 2%, парафинов – от 16 до 22%, смол – от 8 до 20%. Южный Мангышлак и прилегающий к нему район богат не только месторождениями нефти, но и неисчерпаемыми ресурсами природного газа. Его прогнозные запасы превышают 1 трлн м3, а в районе Северного Устюрта этот показатель еще выше – более 2 трлн м3. Будущее «полуострова сокровищ» не только на суше в более глубоких пластах залегания углеводородов, но и на каспийском шельфе – это блок «Н», перспективный Кашаган, «Жемчужина» и некоторые другие.

На Кумколе открывают новые залежи нефти В этом году исполнилось 25 лет и другому крупнейшему нефтегазовому месторождению Республики Казахстан – Кумколю (Туранская нефтегазоносная провинция). Оно было открыто в феврале 1984 года в пустынных приаральских Кызылкумах. Географически расположено в Кызылординской области, 160-180 км севернее Кызыл-Орды. Месторождение включает собственно Кумколь и Восточный Кумколь (в разработке с декабря 2006 года). Его площадь – 15 881 га. Залежи нефти располагаются на глубине 1-1,5 км. Ее плотность – около 810 кг/м³, содержание серы – от 0,11 до 0,52%, Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2012

and gas province). It was opened in February 1984, in the Aral desert of Kyzyl-Kum. Geographically the field is located in Kyzyl-Orda region, 160-180 kilometers north of Kyzyl-Orda city. The field covers 15,881 hectares, including the actual Kumkol and East Kumkol (in development since December 2006). Oil deposits are located at 1-1.5-kilometer depth. Crude density is about 810 kg per cubic meter, sulfur content – 0.11 percent to 0.52 percent, paraffines – about 11 percent, asphaltenes – 0.11 percent to 0.92 percent, tar – 4.8 percent to 8.42 percent. Kumkol production capacity for oil is 130 million tons, for natural gas – 15 billion cubic meters.

Today, the field is fully equipped. It is divided into industrial, administrative-economic and disaster recovery area. Production wells stock includes more than 380 wells.

Field operator actively uses polymer solutions drilling-in method with overlapping production liner. For utilization of associated gas there are gas turbines and other power devices; APG re-injection technology is also used.

Oil is shipped to oil terminals at Zhosaly railway station via 170-kilometer pipeline. The field is developed by PetroKazakhstan company. New oil reserves discovered at Kumkol in 2010 mean new prospects for the industry.

Tengiz Stock Ensures Stability Tengiz field, a “giant” deposit by the global classification, was commissioned in April 1991. The field is the contemporary of country’s independence and the symbol of sustainable economic development. It holds over 3 billion tons of oil. Tengiz field propelled Kazakhstan into the top-20 oil-rich states. The deposit is unique in many ways: firstly, Tengiz is the largest in terms of volume; secondly, oil is located deeper than 5 kilometers; thirdly, it is a subsalt deposit; fourthly, there is abnormally high pressure in the layers; fifthly, the oil is rich in hydrogen sulfide (25 percent).

This oil and gas field located within Prikaspiyskaya oil and gas province in the Atyrau region (some 160 kilometers south-east of Atyrau) was discovered in 1979. It was launched in April 1991, together with Tengiz oil and gas processing plant. The field is owned by a joint venture which installed there a first-generation complex technological line, followed by second-generation processing facility. Today it is the biggest in the world sour oil processing facility.

Original reservoir pressure at the deposit is 84.24 MPa, oil temperature – 105 degrees Celsius. Oil density is 790 kg per cubic meter. The produced crude is sour (about 0.7 percent of sulfur), paraffine-containing (over 3.69 percent) and low in tar (up to 1.14 percent). It includes about 0.13 percent of asphaltenes. Recoverable reserves at this Tengizchevroil-owned field are estimated at 1 billion tons of oil, anticipated reserves – over 3 billion tons of oil, reserves of associated gas – at almost 2 trillion cubic meters.

Oil, as ever, plays crucial role in the life of Kazakh people. At the ceremonial meeting dedicated to the jubilee year oil and gas minister Sauat Mynbayev said that today “oil and gas industry is destined to solve ever more serious challenges, helping to develop other industries, being a basis for the development of Kazakhstan economy less dependent on the global hydrocarbons markets” and urged his compatriots to use sparingly oil and gas resources of the country. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЗАХСТАН парафинов – около 11%, асфальтенов – от 0,11 до 0,92 %, смол – от 4,8 до 8,42%. Извлекаемые запасы нефти на месторождении Кумколь составляют 130 млн т, газа – 15 млрд м3. Сегодня территория месторождения отлично обустроена. Она делится на производственную, административнохозяйственную и аварийно-восстановительную зоны. Эксплуатационный фонд добывающих скважин включает более 380 скважин. На месторождении активно применяется технология вскрытия продуктивного горизонта на полимерных растворах с перекрытием эксплуатационным хвостовиком. Для утилизации попутного газа были установлены две газотурбинные установки и другие энергетические устройства, также используется технология обратной закачки ПНГ в пласт. До железнодорожной станции Жосалы с нефтепереливными терминалами нефть доставляется по трубопроводу протяженностью 170 км. Месторождение разрабатывается компанией «ПетроКазахстан». На Кумколе в 2010 году были открыты новые залежи нефти, с которыми связаны будущие перспективы.

Запасы Тенгиза обеспечивают стабильность В апреле 1991 года было введено в эксплуатацию месторождение Тенгиз, вошедшее в разряд гигантских по мировой классификации. Месторождение стало ровесником независимости и символом стабильного экономического развития. Его запасы составляют более 3 млрд т нефти. Благодаря Тенгизу, Казахстан вошел в число 20 государств, имеющих большие запасы нефти. Месторождение уникально по многим параметрам: во-первых, Тенгиз – крупнейшее по объему в мире месторождение; во-вторых, залежи нефти находятся на глубине свыше 5 км; в-третьих, месторождение – подсолевое; в-четвертых, в залежах имеется аномально-высокое давление; в-пятых, в состав нефти входит сероводород в больших количествах (25%). Это нефтегазовое месторождение относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции и располагается в Атырауской области, в 160 км юго-восточнее г. Атырау. Его открыли в 1979 году. В эксплуатацию месторождение ввели в апреле 1991 года, вместе с Тенгизским нефтегазоперерабатывающим заводом. После создания совместного предприятия на заводе была запущена комплексная технологическая линия первого поколения. Затем ввели в строй завод второго поколения. На сегодняшний день он является крупнейшим предприятием в мире, перерабатывающим серосодержащую нефть. Месторождение характеризуется начальным пластовым давлением залежей нефти 84,24 МПа и температурой 105 °С. Плотность нефти составляет 790 кг/м3. Нефть сернистая – около 0,7%, парафинистая – более 3,69%, малосмолистая – до 1,14%, и содержит около 0,13% асфальтенов. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 1 млрд т нефти. Прогнозируемые запасов включают более 3 млрд т нефти. Запасы попутного газа оцениваются почти в 2 трлн м3. Владеет месторождением ТОО «Тенгизшевройл». Нефть, как и прежде, играет очень важную роль в жизни казахстанцев. На торжественном заседании, посвященном юбилейному году, министр нефти и газа РК Сауат Мынбаев заявил, что сегодня «нефтегазовый комплекс призван решать еще более серьезные задачи, помогая развитию других отраслей, являясь основой для создания в Казахстане экономики, которая находилась бы в меньшей зависимости от ситуации на мировом рынке углеводородов» и призвал соотечественников рационально использовать нефтегазовые ресурсы страны.

53

GYROSCOPES

ADVERTORIAL SECTION

New Heights for Downhole Drilling Новые высоты для наклонно-направленного бурения This article was supplied courtesy of Stockholm Precision Tools AB

Статья предоставлена компанией SPT AB

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.

54

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 Oil&GasEURASIA

ГИРОСКОПЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

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.

NORTH-SEEKING GYRO 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.

по стволу скважины – отклонение составило 7,38 градусов, а само значение азимута 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.

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™

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

●

Работа в автономном режиме позволяет использовать прибор на площадках

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

В режиме работы с геофизическим кабелем можно получать данные в

реальном времени.

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.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

55

GYROSCOPES

ADVERTORIAL SECTION

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.

содержит миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ), который производит 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.

56

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.

Oil&GasEURASIA

High Science Simplified

®

© 2012 Halliburton. All rights reserved.