October 2012 Issue

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

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

OFFICIAL PUBLICATION ОФИЦИАЛЬНОЕ ИЗДАНИЕ

www.oilandgaseurasia.com

p. / стр. 20

Лучшие друзья буровиков К новым рекордам с PDC долотами

p. / стр. 40

PDC, Driller's Choice in Rus Market Poised to Set New Record Bye Bye Belarus!

Ust-Luga Terminal Can Now Route Russian Oil Direct to Europe Прощай, Беларусь! Российская нефть отправится в Европу напрямую из терминала в Усть-Луге

Ждем Вас на выставке «SPE 2012», павильон 75, стенд А20, Москва, ВВЦ, 23 - 25 октября

10120 Houston Oaks Dr. Houston, TX 77064 USA Tel.: +1 281 949-10-23 Fax: +1 281 445-40-40

ПОСЕТИТЕ НАШ СТЕНД L33 VISIT US AT STAND L33

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

It’s that Time Again – SPE’s Biggest Russian Event! Be There and Don’t Forget to Visit OGE! Крупнейшая выставка/конференция SPE в России снова ждет вас! Приходите и посетите стенд НГЕ!

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

t’s October and Oil&Gas Eurasia is proud to, once again, be the Official Publication of the SPE Russian Oil&Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition. This is the fourth time this prestigious event has been held since its launch in 2006 and this year, event organizers hope to break through 2010’s record breaking visitor total of more than 3,300 attendees.

The Oil&Gas Eurasia “Red Army” will be out in force, distributing our October issue, which our editorial staff hopes you will enjoy. So we hope to see you there.

Visit our stand, No. L33. And if you haven’t decided whether to attend our not yet, visit www.russianoilgas.com (or .ru for Russian) for details. Here’s what you could miss if you don’t attend: 1. A technical program chosen by “peer review.” Following SPE standards, the presentations are designed to enable petroleum engineers and scientists, from Russia and abroad, to exchange knowledge and experience. (You won’t hear any “sales pitch” speeches from conference sponsors – which for Russia is unique.

The program at SPE Russia is designed by specialists for specialists, to better educate specialists.)

2. “Topical Lunches” and “Topical Breakfasts” – a standard feature of SPE conference globally. These feature a keynote speaker on a broader topic of concern to the industry. Sign up for “The future of the World Gas Market” on opening day, Oct. 16; “An Integrated Approach to Completion Design in Unconventional Reservoirs” (breakfast, Oct. 17) or “Total Depth Solutions for Safe and Quality Boreholе Drilling and Casing” (lunch, Oct. 17),and “Implementing Innovative Technologies and Staff Development (breakfast, Oct. 18.)

Besides technical sessions based on reservoir modeling, geology and geophysics, production optimization, organizational capabilities and structural changes in business processes.

3. An exhibition area where high tech companies will have their technologies and equipment on display, and experts on hand to answer your questions. This year, show organizers – SPE and REED Exhibitions – continue to focus on innovation, something that the organizers started at SPE ROG 2010.You’ll be able to visit the new business “incubator” section on the exhibition floor to talk with small business innovators of new technologies just getting off the ground.

Overall, topics in the spotlight include the newest frontiers of the global oil industry – as they related to real engineering issues in the Russian oil and gas industry.

а дворе октябрь, и редакция журнала «Нефть и газ Евразия» рада сообщить своим читателям, что НГЕ вновь стал официальным изданием Российской нефтегазовой конференции и выставки SPE по разведке и добыче. Это престижное мероприятие проводится уже в четвертый раз, начиная с 2006 года, и в этом году организаторы надеются превзойти рекорд посещаемости, установленный в 2010 – тогда выставку и конференцию посетили более 3 300 человек. «Красная армия», конечно же, будет распространять октябрьский номер НГЕ. Как и все сотрудники редакции, над ним работавшие, надеюсь он вам понравится. Надеюсь также встретиться с вами на выставке. Приглашаю к нашему стенду – № L33. Тем, кто пока раздумывает, стоит ли посетить выставку, рекомендую сайт www. russianoilgas.com (или .ru), где представлена подробная информация об этом мероприятии. Вот что вы рискуете пропустить: 1. Техническую программу, прошедшую экспертную оценку. В соответствии со стандартами SPE, презентации разработаны так, чтобы инженеры и ученые из России и зарубежных стран могли обмениваться знаниями и опытом. (Скажу сразу, что «коммерческих предложений» от спонсоров конференций здесь не будет. Программа SPE Russia разработана специалистами для специалистов с целью повышения квалификации).

2. «Тематические фуршеты» – традиционная черта конференций SPE во всем мире. Основной докладчик остановится на темах, представляющих наибольший интерес для отрасли. Рекомендую записаться на сессии: «Будущее мирового газового рынка», которая состоится в день открытия, 16 октября; «Комплексный подход к проектированию обустройства скважин на нетрадиционных месторождениях» (завтрак, 17 октября) или «Исчерпывающие решения для безопасной и высококачественной проходки и обсадки скважин» (обед, 17 октября), а также «Внедрение инновационных технологий и повышение квалификации персонала» (завтрак, 18 октября). Технические сессии, посвященные пластовому моделированию, геологии, геофизике, оптимизации добычи, а также таким вопросам, как кадровые ресурсы и структурные изменения в бизнес-процессах.

3. Выставку, где высокотехнологичные компании продемонстрируют технологии и оборудование, а эксперты с готовностью ответят на ваши вопросы. В этом году в центре внимания организаторов мероприятия – SPE и REED Exhibitions – по прежнему остаются инновации (впервые к этой теме организаторы обратились на SPE ROG в 2010 году). Во время выставки вы сможете посетить новую секцию – «бизнес-инкубатор» – и побеседовать с представителями малого бизнеса в сфере новых технологий. В целом, темы, на которые обращено особое внимание организаторов, касаются новейших достижений мировой нефтегазовой отрасли, имеющих непосредственное отношение к решению конкретных проблем российской «нефтянки». Вниманию тех, кто планирует бюджет своей компании на 2013 год, предлагаю выставку и конференцию, посвященную проблемам освоения арктических ресурсов и сложных в климатическом отношении регионов. Организаторами мероприятия выступят SPE и REED Russia. Место и сроки проведения выставки и конференции: Москва, 15-17 октября. Подробная информация представлена на сайте www. arcticoilgas.com. Разведка и разработка новых запасов углеводородов на шельфе России в Арктике – один их самых серьезных и чувствительных вызовов для нефтегазовой отрасли. И

Н

I

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА And if you’re planningyour corporate budgets for events in 2013, you might want to consider next year’s SPE –REED Russia event, the SPE Arctic & Extreme Environments Conference & Exhibition, October 15-17 in Moscow. Check out www. arcticoilgas.com for more information.

The task of exploring for and developing new offshore hydrocarbon reserves on Russia’s frontier Arctic shelf is one of the toughest and most sensitive challenges faced by the oil and gas industry. And it must be done at a time when the wider global community’s attention is sharply focused upon the key areas of safety and environmental protection.

With Russia forging ahead with plans to find and develop resources in new regions including the Arctic, as well as extending the operational life of its vast but maturing producing areas, the need to develop and further refine technologies and procedures that ensure the Arctic is exploited in a safe and environmentally responsible manner is paramount.

In particular technologies will have to focus on expanding the window of opportunity on the Arctic shelf, which is usually icebound for all but three months of the year. This will mean in particular a need for technologies that can increase operating times, such as platforms that can continue operating in icy conditions, and the building of subsurface structures for safe operation of subsea wells. Add to this the requirement for new-build ice-class tankers, underground facilities for the treatment and pumping of oil, and the need for immediate and constant monitoring of the well sites, and it is clear that many challenges must be overcome if the Arctic is to become Russia’s next reserves powerhouse.

But let’s get back to SPE ROG 2012. In their welcome letter to conference attendees, program committee co-chairs, Sergei Kolbikov of NOVATEK, and Victor Saveliev, NGK Slavneft had this to say: Since ROG 2010 the industry has seen an increase in the development of new oil and gas fields with complex geological structures and low reservoir quality located in adverse climatic conditions. Exploration and development of these fields require new methods in order to tap these reserves. Today, Russian and international oil and gas producers continue to work together, integrating their knowledge and technology to ensure efficient management of domestic and global oil and gas resources.

The agenda of the Russian biennial conference traditionally covers all major issues in the area of hydrocarbon exploration and production. This includes hydrodynamic fundamentals and petrophysics, new methods and technology for well drilling and survey, prospecting, exploration, development of oil and gas fields, as well as enhanced hydrocarbon recovery. There will also be a focus on environmental protection and safety in sophisticated process operations. The conference aims to present – the best global practices and innovations for enhanced petroleum exploration at greater depths, drilling and increased well production, comprehensive approaches to development of oil gas and condensate fields and improved oil and condensate recovery.

Within the framework of the conference, this event provides attendees with the opportunity to network with leading specialists, learn from the experiences of others in improving operational efficiency of oil and gas fields, discuss topical issues facing national and world science and practice, as well as gaining in-depth evaluations and first-hand experience from some of the leading companies in the industry on the exhibition floor.

The Program Committee received over 600 high quality abstracts of which 205 have been selected to form the 2012 technical program which consists of daily technical, Knowledge sharing presentations and Poster sessions. Plenary sessions will feature executives from large domestic and international companies presenting overviews and forecasts of the developments in the oil and gas industry, the role of new technologies as well as personal experiences with service companies.

Distinctively, many of the papers featured at ROG are written and presented by specialists from producer companies. So what are you waiting for? Visit www.russianoilgas.com, and get connected!

2

#10 October 2012

эти задачи должны выполняться в то время, когда в фокусе внимания мировой общественности находятся вопросы безопасности и охраны окружающей среды. Учитывая, что Россия ищет новые возможности для поиска и разработки ресурсов в новых регионах, включая Арктику, а также продления сроков эксплуатации обширных, но находящихся на поздней стадии разработки месторождений, потребность в технологиях добычи, переработки, и процедур, обеспечивающих разработку Арктики безопасными методами, без ущерба для окружающей среды, огромна. В области конкретных технологий необходимо сосредоточиться на расширении возможностей для освоения Арктического шельфа, который обычно покрыт льдом практически на протяжении всего года, за исключением нескольких месяцев. В частности, необходимы технологии, обеспечивающие возможность продлить период эксплуатации – например, платформы, которые продолжат работать и в ледовых условиях. Есть потребность в строительстве подводных сооружений для безопасной работы скважин под водой. Кроме того, нужны новые танкеры ледового класса, подземное оборудование для воздействия на пласт и закачки нефти, необходим оперативный и постоянный контроль над состоянием скважин. Иными словами, очевидно, что для превращения Арктики в новый энергетический центр придется решать многие проблемы. Но вернемся к SPE ROG 2012. Как отметили в своем обращении к участникам конференции сопредседатели программного комитета Сергей Колбиков («НОВАТЭК») и Виктор Савельев (НГК «Славнефть»): «Последние два года с момента предыдущей конференции, ROG-2010, отмечены ростом активности в освоении новых месторождений нефти и газа со сложным геологическим строением, низкими коллекторскими свойствами, расположенных в сложных климатических условиях. Разведка и разработка этих месторождений требует привлечения новых методов изучения и освоения этих запасов. Настоящий этап характеризуется продолжением сотрудничества российских и зарубежных нефтегазодобывающих компаний, интеграцией знаний и технологий, направленных на эффективную разработку ресурсов нефти и газа как в России, так и за ее пределами. Традиционно тематика конференции, проводящейся в России раз в два года, включает все основные направления в области разведки и разработки нефтегазовых ресурсов: от фундаментальных основ гидродинамики, физики пласта до новых методов и технологий в бурении и исследованиях скважин, поиске, разведке и разработке месторождений углеводородов, увеличении эффективности их извлечения. Значительное внимание на конференции будет уделяться вопросам охраны окружающей среды и безопасности труда в условиях сложных технологических операций. Основной задачей конференции является представление лучших мировых практик и инновационных технологий для повышения эффективности поисков углеводородов с увеличением глубин их залегания, бурения и увеличения производительности скважин, комплексных подходов к разработке нефтегазоконденсатных месторождений, повышения нефте- и конденсатоотдачи пластов. В рамках конференции вы сможете принять участие в пленарных заседаниях, технических и стендовых сессиях, пообщаться с ведущими специалистами - авторами докладов, получить доступ к передовому опыту по повышению эффективности эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, обсудить актуальные вопросы, стоящие перед отечественной и мировой наукой и практикой, а также познакомиться с работой выставочного комплекса». В Программный комитет конференции поступило более 600 рефератов. Комитет отметил высокий научно-технический уровень представленных материалов, из которых отобраны лучшие 205 рефератов для презентации на технических сессиях, в виде кратких сообщений, так называемых электронных стендовых докладах и обычных стендовых презентаций. Отличительной чертой конференции будет являться то, что основное количество докладов будет представлено специалистами добывающих компаний. На пленарных сессиях выступят руководители крупных отечественных и международных компаний с обзором и прогнозом развития нефтегазовой отрасли, с докладами о роли новых технологий и их развитии в сотрудничестве с сервисными компаниями. Что же вы медлите? Зайдите на сайт www.russianoilgas.com и зарегистрируйтесь!

Oil&GasEURASIA

Òåõíîëîãèÿ WiBand™- øèðîêîïîëîñíîå òåõíè÷åñêîå ðåøåíèå äëÿ îáðàáîòêè ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ, ðåãèñòðèðóåìûõ ñ ïîìîùüþ ñòàíäàðòíîé ìîðñêîé áóêñèðóåìîé êîñû

Ñòàíäàðòíàÿ îáðàáîòêà

Îáðàáîòêà ïî òåõíîëîãèè WiBand

 ïðèâåäåííîì âûøå ïðèìåðå ñðàâíèâàþòñÿ èçîáðàæåíèÿ îäíîãî è òîãî æå äâóìåðíîãî íàáîðà äàííûõ ïîñëå îáðàáîòêè ïî ñòàíäàðòíîé ìåòîäèêå è ïî òåõíîëîãèè WiBand. Èçîáðàæåíèå, ñîîòâåòñòâóþùåå òåõíîëîãèè WiBand, îòëè÷àåòñÿ çíà÷èòåëüíî áîëåå âûñîêèì ðàçðåøåíèåì áëàãîäàðÿ áîëåå ðîâíîé àìïëèòóäíî-÷àñòîòíîé õàðàêòåðèñòèêå êàê íà íèçêî÷àñòîòíîé, òàê è íà âûñîêî÷àñòîòíîé ãðàíèöàõ ñïåêòðà, è çàïîëíåíèþ âîëí-ñïóòíèêîâ.  ýòîì ïðèìåðå êîñà áóêñèðîâàëàñü íà ãëóáèíå 15 ì. (Äàííûå ïðåäîñòàâëåíû êîìïàíèÿìè Polarcus è Ophir.)

ÃËÎÁÀËÜÍÛÅ ÖÅÍÒÐÛ ÎÁÐÀÁÎÒÊÈ ÄÀÍÍÛÕ GXT: ÕÜÞÑÒÎÍ, ÄÅÍÂÅÐ, ÊÀËÃÀÐÈ, ËÎÍÄÎÍ, ÐÈÎ-ÄÅ-ÆÀÍÅÉÐÎ, ÀÁÅÐÄÈÍ, ÊÀÈÐ, ÏÎÐÒ-ÕÀÐÊÎÐÒ, ËÓÀÍÄÀ, ÌÎÑÊÂÀ, ÏÎÐÒ-ÎÔ-ÑÏÅÉÍ

Âðåçû â àìïëèòóäíî-÷àñòîòíîé õàðàêòåðèñòèêå ñèãíàëîâ, âîçíèêàþùèå â èñòî÷íèêàõ è ïðèåìíèêàõ âñëåäñòâèå îáðàçîâàíèÿ îòðàæåíèé îò ñâîáîäíûõ ãðàíèö (âîëíû-ñïóòíèêè), îáû÷íî ïðèâîäÿò ê óìåíüøåíèþ ðàçðåøåíèÿ ïðè ðåãèñòðàöèè äàííûõ â ìîðñêèõ óñëîâèÿõ. Òåõíîëîãèÿ îáðàáîòêè WiBand êîìïàíèè GXT ïîçâîëÿåò ïîëó÷àòü ïîëíûé ñïåêòð äàííûõ ïðè èñïîëüçîâàíèè òðàäèöèîííûõ áóêñèðóåìûõ êîñ, ÷òî îáåñïå÷èâàåò âûñî÷àéøåå ðàçðåøåíèå ðàçðåçîâ. Äîïîëíèòåëüíàÿ èíôîðìàöèÿ èìååòñÿ íà ñàéòå iongeo.ru/WiBand.

GX TECHNOLOGY

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè →

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА It’s that Time Again – SPE’s Biggest Russian Event! Be There and Don’t Forget to Visit OGE! Крупнейшая выставка/конференция SPE в России снова ждет вас! Приходите и посетите стенд НГЕ!

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 14

DRILLING MARKET | РЫНОК БУРОВЫХ УСЛУГ 20

Diamonds are an Oilman’s Best Friend Popularity of PDC Bits Soar as Drilling Reaches Record High

Лучшие друзья нефтяников – алмазы PDC долота все более востребованы на российских месторождениях

DOWNHOLE INSTRUMENTS | СКВАЖИННАЯ АППАРАТУРА

Downhole Instrument Upgrading to Improve Vibration Stability and Operational Characteristics

Модернизация скважинного прибора

16

для повышения вибростойкости и эксплуатационных характеристик

GAS MARKET | РЫНОК ГАЗА

NOVATEK Will Supply Gas to EnBW, Bypassing Gazprom Export Monopoly «НОВАТЭК» поставит газ EnBW в обход экспортной монополии «Газпрома»

31

OIL REFINING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Russia’s Suppliers of Customer-Owned Oil Gaining Ground in Belarus

Российские давальцы снимают в Беларуси нефтяные «вершки»

36

OIL TERMINALS | НЕФТЯНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ

Bye Bye Belarus!

Ust-Luga Terminal Routes Russian Oil Direct to Europe

До свидания, Беларусь!

40

Терминал в Усть-Луге обеспечит прямой путь в Европу для российской нефти

MARKETS | РЫНКИ

Europessimism Beating Gazprom Records

Европессимизм бьет рекорды «Газпрома»

43

GREEN ENERGY | ЗЕЛЕНАЯ ЭНЕРГИЯ

Green Light for Biopower. Russia Keen to Develop Its Biogas Potential

Зеленый свет для биоэнергетики .Россия интересуется развитием производства биогаза

48

REFINERY MODERNIZATION | МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

Moscow Refinery Gets Green

52

МНПЗ становится экологичнее Refineries Transfer to Euro-5 Though Many of Them Ask to Postpone Modernization Terms

56

НПЗ переходят на Евро-5 Но не все успевают в срок с модернизацией РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION COILED TUBING | ГНКТ

Basis for Analytical Calculation of Life Time for Long Length Flexible Pipe (CT, Coiled Tubing) Новая аналитическая модель расчета ресурса гибкой трубы

4

64

Oil&GasEURASIA

Make the unpredictable totally predictable.

© 2012 Swagelok Company

Swagelok® Pressure Regulators are now an even better choice for all your pressure regulator needs. Why? Well, alongside our proven experience and expertise, our range now covers sizes from 1/8 to 4 in. and all your regulator needs – high-flow capability, two-stage, back-pressure and vaporizing models. With our regulators you get accuracy, sensitivity and pressure stability. In short– total predictability. Exactly what you would expect.

Visit swagelok.com/pressure.

#10 October 2012

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ COMPRESSORS | КОМПРЕССОРЫ

Compressors with Quasi-Isothermal Cycle – New Trend in Multiphase Pumping of Hydrocarbon Material 66

Компрессоры с «квази-изотермическим» циклом – новое направление в мультифазной перекачке углеводородного сырья POWER GENERATION | ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Efficient Innovations for the Energy Industry Эффективные инновации для энергетической отрасли

69

MODERNIZATION | МОДЕРНИЗАЦИЯ

Technical Re-Equipment Is a Market Necessity Техперевооружение – рыночная необходимость

72

PUMPS | НАСОСЫ

The New Generation of NPC Pumps Новое поколение насосов типа НПС

74

EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

Компания Omnicomm: «Мы предоставляем пожизненную гарантию на ГЛОНАСС/GPS системы мониторинга транспорта и контроля расхода топлива»

76

COATINGS | ПОКРЫТИЯ

Feel the Power of Innovation: PPG Creates New Opportunities for Steel Protection by Coatings in Cold Russia's Climate 78

Ощутите силу инновационных идей: PPG открывает больше возможностей для окраски и защиты конструкций в холодном климате России.

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Swagelok . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

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

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

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук edit@eurasiapress.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal, Ksenia Romanova DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com WEB EDITOR Lada Ponomareva CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex GUEST CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER IMAGE Pyotr Degtyarev TRANSLATION Littera, Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал, Ксения Романова МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

EUROPEAN SALES Anna Bovda sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

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

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков КОЛЛАЖ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД «Littera» Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

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

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

6

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

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

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

NewTech Services. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Insert «ЮЕ-ИНТЕРНЕЙШНЛ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Rockflow Dynamics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Yngenix Group . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 «Уралтрубмаш» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

8 Shlyuzovaya emb, Suite 201, Moscow 117152, Russia.

Tel./Fax: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54.

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 © 2012, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. 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 © 2012, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

W e d e l i ve r 10 0 , 0 0 0 p ai r s of th e se e a c h m on th .

More eyes in Russia.

More sales in your pocket.

With the most targeted and qualified readership across digital and print media, Oil&Gas Eurasia puts all eyes on your message – all across Russia.

Only Oil&Gas Eurasia offers:

• #1 circulation ranking in Russia among the global oil and gas technology trade publications • Bilingual first-hand, in-house reporting that goes to the source inside Russia • Marketing support for oilfield service and equipment sales into Russia • A focus on Russian innovation and entrepreneurship • Advertiser confidence of BPA-audited circulation figures

To learn more, visit www.oilandgaseurasia.com

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Petrel 2012 Delivers Software Platform for Improved E&P Decision Making Schlumberger announced the release of the Petrel 2012 E&P software platform delivering integrated analysis from exploration to production.

The 2012 release strengthens integration between geophysics, geology and reservoir engineering, including systematic exploration risk assessment, pre-stack seismic workflows, and efficient reservoir simulation results analysis. Petrel 2012 extends functionality into drilling and production – optimizing well placement in shale and heavy oil reservoirs, and providing enhanced production scenario planning. Further, it offers enhanced enterprise knowledge management and multiuser collaboration.

Advanced Science Integrated Across Disciplines

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Petrel 2012 introduces integrated Play-to-Prospect risk assessment enabling systematic evaluation of trap, reservoir, charge and seal with associated uncertainties.

Geoscientists combine physical property maps to create an overall chance of success map, dynamically incorporating the latest information, in a single platform. Decisions are tied to interpretations allowing the objective comparison of alternative prospects within the portfolio.

Bridging interpretation and processing workflows, the Petrel platform delivers enhanced pre-stack seismic interpretation, simultaneous inversion and reservoir AVO modeling developed by WesternGeco. New attributes delineate subtle structural features, and when combined with interactive reconstruction and structural analysis, enable rapid validation of the horizon and fault framework in complex geologies.

The Petrel 2012 seismic-driven modeling workflow incorporates multiple data types to generate property modeling trends – enabling a realistic representation of reservoir geology. Integrated drilling capabilities optimize ● Geoscientist and engineers can pad well placement and integrate diverse data in the Petrel well trajectories, which platform to build a robust basin-tois especially useful in operations understanding. shale and heavy oil res- ● Геологи, геофизики и инженеры ervoirs. Drilling engi- могут объединять разнообразные neering parameters are данные в платформе Petrel, applied to ensure drill- чтобы получить достоверную ability; thereby, reducing картину полного цикла работ – от

поискового этапа до разработки.

8

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

Программная платформа Petrel 2012 совершенствует процесс принятия решений в разведке и добыче Компания Schlumberger объявила о выпуске программной платформы Petrel 2012 E&P, обеспечивающей комплексный анализ – от поисково-разведочных работ до этапа добычи. В выпуске 2012 года усиливается связь между геофизикой, геологией и разработкой нефтяных или газовых месторождений, включая оценку систематического риска разведочных работ, рабочие потоки сейсмических данных до суммирования, а также эффективный анализ результатов моделирования пласта. В версии Petrel 2012 функциональность расширяется в рамках бурения и добычи – оптимизация расположения скважин в сланцевых пластах и пластах с тяжелой нефтью, а также обеспечение планирования сценариев повышения объемов добычи. Далее, эта платформа предлагает улучшенное управление информацией, которой располагает компания, и возможность взаимодействия многих пользователей.

Передовая наука на основе интеграции различных дисциплин Версия Petrel 2012 внедряет комплексную оценку риска перевода перспективного участка в участок проведения поисково-разведочных работ (Play-to-Prospect), позволяя проводить систематическую оценку ловушки, коллектора, нефтенасыщенности и экранирующей породы с соответствующей неопределенностью. Специалисты в области наук о земле совмещают карты физических свойств для создания карты общей вероятности успеха, динамично вводя оперативную информацию; все это производится в рамках одной платформы. Решения привязываются к работам по интерпретации, что позволяет проводить объективное сравнение альтернативных перспективных участков в наборе проектов. Соединяя рабочие циклы по интерпретации и обработке данных, платформа Petrel обеспечивает улучшенную интерпретацию сейсмических данных до суммирования, синхронную инверсию и моделирование пласта по зависимости амплитуды отражения от удаления (AVO), методика которого разработана компанией WesternGeco. Новые атрибуты оконтуривают мелкие структурные элементы и, в сочетании с интерактивной реконструкцией и структурным анализом, позволяют быстро оценивать строение горизонта и разломов в комплексных геологических структурах. Процесс моделирования на основе сейсмики версии Petrel 2012 объединяет различные типы данных для построения направлений моделирования участка, что позволяет добиться реалистичного отображения геологического строения пласта. Комплексные функции, связанные с бурением, позволяют оптимизировать размещение скважин на кустовой площадке и траектории стволов скважин, что может быть особенно полезно в сланцевых пластах и пластах с тяжелой нефтью. Параметры технологии бурения Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

iterations between geoscientists and drilling engineers.

For development and production scenario planning, Petrel 2012 features efficient reservoir simulation results analysis, plus enhanced run management for large numbers of simulations supporting history matching, uncertainty analysis, and development optimization. Reservoir engineers can better define development strategies based on rig and resource availability, and specify complex scenarios leveraging the INTERSECT next-generation reservoir simulator.

The Studio E&P knowledge environment in Petrel allows users to find, preview, and load data across projects and database stores, as well as from commercial data providers. Users see who has worked on the data, receive update notifications and collaborate by initiating a chat session. Geoscientists and engineers can test ideas, refine interpretations, and share data when ready, so the team is working on the latest validated data. In addition, the rigor of the database coupled with intuitive data awareness gives users a productive multi-user working experience.

Aspen PIMS™ Software Optimizes Crude Purchasing Decisions

SOURCE / ИСТОЧНИК: ASPEN TECHNOLOGY

Aspen Technology, Inc., provider of software and services to the process industries, announced new assay management functionality in Aspen PIMS software that optimizes crude purchasing decisions and increases profitability. The assay management enhancements to the world’s leading refinery planning application streamline workflow for feedstock selection.

Traditionally, refinery planners maintain their own assay libraries and use disparate technologies, which leads to inaccurate and inefficient planning. The new functionality from AspenTech now allows planners to add, modify, and recut assays directly in Aspen PIMS, enabling them to quickly evaluate more scenarios with greater accuracy.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ используются для обеспечения хороших условий бурения; таким образом, сокращаются повторения действий геофизиков, геологов и инженеров по бурению. Для планирования сценариев разработки и добычи, в версии Petrel 2012 предлагается эффективный анализ результатов моделирования пласта плюс улучшенное управление для большого числа циклов моделирования со сравнением прошлого опыта, анализа неопределенности и оптимизации разработки. Инженерыразработчики могут лучше определять стратегии разработки с учетом наличия буровых станков и ресурсов и формулировать сложные сценарии, привлекая систему моделирования пласта INTERSECT следующего поколения. Среда представления данных Studio E&P в Petrel обеспечивает пользователям возможность находить, просматривать и загружать данные по проектам и базам данных, а также из коммерческих источников. Пользователи видят, кто работал с данными, получают сообщения об обновлении и могут взаимодействовать друг с другом, проводя разговор в сети. Геологи, геофизики и инженеры могут проверять идеи, совершенствовать интерпретацию и делиться готовыми данными, что позволяет группе работать над самыми последними проверенными данными. Кроме того, строгость базы данных, в сочетании с их интуитивным пониманием, предоставляет возможность эффективного взаимодействия для многих пользователей.

Возможности Aspen PIMS™ позволяют оптимизировать решения по закупкам сырой нефти Компания Aspen Technology, Inc., поставщик систем программного обеспечения и услуг в сфере информационных технологий для предприятий нефтеперерабатывающей отрасли, объявила о новых функциональных возможностях приложения Aspen PIMS, позволяющего оптимизировать управленческие решения в сфере закупок сырой нефти, обеспечивая повышение уровня рентабельности. Расширение функций автоматизированной системы планирования на процессы химанализа проб существенно упрощает и рационализирует процедуры выбора исходного сырья. Как правило, планирующие подразделения предприятий нефтепереработки имеют свои собственные библиотеки химического анализа проб и используют для этого совершенно разные технологии, что становится причиной неточного и неэффективного планирования производства. Предлагаемые компанией AspenTech новые функциональные возможности теперь позволят плановикам добавлять, модифицировать и пересматривать результаты химанали-

● Enhancements to world’s leading refinery planning application streamline workflow for feedstock selection. ● В прикладной системе автоматизированного планирования технологических процессов нефтепереработки расширены функции оптимального выбора исходного сырья. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

9

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Aspen PIMS’ assay management capabilities allow users to import assay data from external sources and more efficiently manage their crude feedstocks. Guided, automated workflows increase productivity, while alerts notify planners for the next step in the process to shorten their learning curve.

Aspen PIMS is part of the aspenONE® Petroleum Supply Chain software suite.

Bursintez-M Unveils Its New Wetting Agent ChAS Using stratal waters or aqueous solutions of varied density mineral salts for well control is quite common method for blanking a reservoir during underground and overall maintenance of the wells – yet this solution, as

10

#10 October 2012

за проб непосредственно в рабочей среде Aspen PIMS, давая им возможность быстро оценивать большее количество вариантов плана с более высокой точностью. Новые возможности системы Aspen PIMS позволяют пользователям импортировать данные химического анализа проб из внешних источников и благодаря этому эффективнее управлять своими запасами сырья. Согласованное функционирование автоматизированных технологических процессов обеспечивает увеличение выпуска продукции, тогда как соответствующая информационная система выдает сотрудникам, выполняющим планирование, рекомендации по очередному шагу процесса, ускоряя тем самым накопление необходимого практического опыта. Модуль Aspen PIMS является частью автоматизированной системы управления цепочками поставок бензина aspenONE® Petroleum Supply Chain.

Tatneft Uses Composite Systems to Enhance Oil Recovery

В «Татнефти» применяют композиционные системы для ПНП

Pursuing the aim of enhancing oil recovery Tatneft specialists apply modern technologies such as EOR methods using xanthan biopolymer based composite systems (“Xanthan” technology).

The technology developed by the scientists of TatNIPIneft is applied in the сompany’s oil fields at the late stages of developing heterogeneous permeability reservoirs and has been designed to increase the current oil production through shutting off the watered out zones and redistributing the routes of water injected in the reservoir.

The professionals of Tatneft’s oil and gas producing divisions achieve the results through alignment of the producing reservoir heterogeneity, as well as regulation of sweep efficiency and redistribution of the flows in the reservoir at the expense of the xanthan biopolymer based composition properties.

The technological process is carried out by injection of the gelling composition into injection wells, which is a xanthan exopolysaccharide based composition consisting of a microbial origin biopolymer and cross-linking agent.

The advantages of this technology include the use of solutions and gelling compositions resistant to mineralized water impact, as well as their resistance to shear deformations and biodegradation.

The injected xanthan based injected compositions are characterized by low filtration resistance during migration in a porous medium up to the moment of gellation and after the gel is formed the filtration resistance of the isolated substratum increases hundreds of times. The low cost of the injection process and the high technological efficiency provide for high profitability of this development work.

An important advantage of the Xanthan technology is the environmental safety of the method. The biotechnologically produced polymer has no adverse impact on the environment.

The average increase in production rate of crude oil since the beginning of the commercial technology application has amounted to 3 tons per day. The technology of enhancing crude oil recovery by injection of biopolymer compositions has been protected by RF patent #2347897 belonging to Tatneft.

Для увеличения нефтеотдачи пластов специалисты ОАО «Татнефть» применяют современные технологии, среди которых МУН с использованием композиционных систем на основе ксантановых биополимеров (технология «Ксантан»). Технология, разработанная учеными «ТатНИПИнефть», используется на нефтяных месторождениях компании на поздней стадии разработки с неоднородными по проницаемости коллекторами, и предназначена для увеличения текущей добычи нефти путем блокирования обводнившихся зон и перераспределения путей движения закачиваемой воды по пласту. Этих результатов специалисты нефтегазодобывающих управлений «Татнефти» добиваются с помощью выравнивания неоднородности продуктивного пласта, а также регулирования охвата пласта воздействием и перераспределением потоков по пласту за счет свойств композиционного состава на основе ксантанового биополимера. Технологический процесс осуществляется путем закачки в нагнетательные скважины гелеобразующего состава, представляющего собой композицию на основе ксантанового экзополисахарида – биополимера микробного происхождения и сшивающего агента. Среди основных преимуществ этой технологии – использование растворов и гелеобразующих композиций, устойчивых к действию минерализованных вод, сдвиговым деформациям, биодеструкции. Закачиваемые композиции ксантана характеризуются низким фильтрационным сопротивлением при движении в пористой среде до момента гелеобразования, а после завершения гелеобразования фильтрационное сопротивление изолируемого пропластка возрастает в сотни раз. Низкая стоимость проведения технологического процесса закачки и высокая технологическая эффективность обеспечивают высокую рентабельность применения этой разработки. Немаловажным преимуществом технологии «Ксантан» является и экологическая безопасность метода. Полимер, получаемый биотехнологическим путем, не оказывает негативного влияния на окружающую среду. Средний прирост дебита по нефти с начала промышленного применения технологии – 3 т/сут. Технология увеличения нефтеизвлечения путем закачки биополимерных композиций защищена патентом РФ N.2347897, принадлежащим ОАО «Татнефть».

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

SOURCE: TBURSINTEZ-M / ИСТОЧНИК: БУРСИНТЕЗ-М

industry experience shows, bottlenecks the system, reducing permeability of bottomhole formation zone (BFZ).

Adding the wetting agent to the well-killing fluids is known to save the reservoir features of the BFZ by lowering the surface tension at the line killing fluid – oil, the very tension that destroys or prevents the formation of an emulsion in the BFZ, reduces growth of solvate shells in the capillaries in hydrophilic deposits, also decreasing the paraffin saturation point temperature. These are also known to limit the volumetric swell of clays, especially in the clayrich deposits.

The use of wetting agent depends on several factors: – geological and technical conditions (reservoir type, clay cement type, presence in the formation of free clay particles, reservoir temperature and pressure, oil component structure, water content and type of local water in the well product, etc.); – type of well-killing fluids, its density; – type of the wetting agent, content level of the basic substance and its concentration in the well-killing fluid.

Mixture of well-killing fluid and wetting agent is typically used for the following tasks: – emulsion destruction in PZS; – reducing the thickness of solvate shells in the hydrophilic reservoir, also hydrophobizating the pore space, thus boosting oil permeability and hence the production rate of the well.

Bursintez-M developed ChAS wetting agent (TS 2482089-50199225-10) – aqueous-alcoholic solution of quaternary ammonium salts of alkyldimethylamine. The wetting agent must be used in upstream applications such as well acidification of bottomhole formation zone, well control (both summer and winter seasons). The agent is highly efficient for reducing the volumetric swell of clay materials, lowering corrosive properties of well-killing fluids, hydrofobisation of the surface of geological material. These reagents have been tested in VNIIneft and SibNIINP up to a

● Bursintez-M produces chemical agents on its Moscow Region based facilities. ● «Бурсинтез-М» производит химические реагенты на заводе в Московской области.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» разработало гидрофобизатор ЧАС Известно, что одним из распространенных способов перекрытия продуктивного пласта при проведении подземного и капитального ремонта скважин (ПКРС) являет способ глушения скважин пластовыми водами, водными растворами минеральных солей различной плотности, что приводит, как показывает промысловый опыт, к снижению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Одним из способов сохранения коллекторских свойств ПЗП является ввод в жидкости глушения (ЖГ) гидрофобизаторов для снижения межфазного натяжения на границе раствор глушения – нефть, который разрушает или препятствует образованию эмульсии в ПЗП, уменьшается рост сольватных оболочек в капиллярах в гидрофильных коллекторах, снижается температуру насыщения нефти парафином. Известно также, что под их воздействием существенно уменьшается набухание пластовых глин, особенно в заглинизированных коллекторах. Применение того или иного гидрофобизатора зависит от ряда факторов: – геолого-технические условия (тип коллектора, вид глинистого цемента, наличие в пласте свободных глинистых частичек, пластовая температура и давление, компонентный состав нефти, обводненность и тип пластовой воды в продукции скважины и др.); – тип жидкости глушения, ее плотность; – тип гидрофобизатора, содержание основного вещества и концентрация его в ЖГ. Вместе с тем ЖГ с добавками гидрофобизаторов, как правило, решает следующие задачи: – разрушает эмульсию в ПЗС; – снижает толщину сольватных оболочек в гидрофильном коллекторе, одновременно гидрофобизирует поровое пространство, что приводит к увеличению фазовой проницаемости по нефти и как следствие к увеличению дебита скважины. ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» разработало гидрофобизатор ЧАС (ТУ 2482-089-50199225-10) – водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина. Гидрофобизатор ЧАС предназначен для использования в нефтедобывающей промышленности в технологиях кислотных обработок призабойной зоны пласта, при глушении скважин как летней и зимней формы. Эффективная добавка с целью снижения набухаемости глинистых материалов, снижения коррозионной активности растворов глушения, гидрофобизации поверхности породы. Эти реагенты были испытаны в ОАО «ВНИИнефть» и ОАО «СибНИИНП» до температуры +900 ◦С и проявляют стабильность в растворе хлористого натрия до плотности 1 190 кг/м³, хлористого кальция до плотности 1 300 кг/м³, Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

11

#10 October 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

а нитрата кальция до плотности 1 440-1 480 кг/м³. При проведении фильтрационных испытаний коэффициент восстановления проницаемости с этим реагентом может достигать величины 0,72 вместо 0,21 без его добавок. Кроме того, растворы гидрофобизатора ЧАС обладают высокими бактерицидными свойствами. Опытно промышленные испытания с этим реагентом проходят в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

ION Calypso Seabed Seismic System Doubles Operating Depths and Productivity

Calypso от ION обеспечит увеличение вдвое производительности и рабочего диапазона глубин

ION Geophysical Corporation announced the launch of Calypso™, its next generation redeployable seabed acquisition system. Leveraging ION’s industry-leading VectorSeis® digital sensors to deliver the same unrivaled broadband imaging, Calypso is designed to operate at twice the depth and to deliver twice the operational efficiency of its predecessor system, VectorSeis Ocean (VSO). Вespite its increasing popularity, seabed seismic still represents a relatively small percentage of total marine seismic projects, largely due to historically high costs and long cycle times relative to towed streamer acquisition.

ION’s new Calypso system has the potential to mitigate both barriers to wider adoption by doubling cable lengths and productivity while significantly expanding operating depths.

Корпорация ION Geophysical Corporation объявила о выпуске новой системы регистрации сейсмических данных на основе морской донной телеметрической косы нового поколения Calypso™. С целью обеспечения максимального использования самых передовых в отрасли технологий цифровых датчиков VectorSeis®, корпорация ION разработала систему регистрации Calypso, производительность и диапазон рабочих глубин которой в два раза превышает аналогичные показатели системы VectorSeis Ocean (VSO), которая является предшественником новой системы. Несмотря на небывалый рост популярности, сейсморазведка с использованием донных кос занимает лишь незначительную долю рынка услуг морской сейсморазведки. Основной причиной столь узкого применения технологии донной телеметрической косы является исторически высокая стоимость работ и более длительный производственный цикл по сравнению с технологиями буксируемой морской косы. Новая система Calypso корпорации ION позволяет устранить недостатки предыдущих поколений системы и расширить область применения донных кос за счет увеличения длины кабелей и повышения производительности системы в два раза при значительном расширении диапазона рабочих глубин. Новая система Calypso корпорации ION позволяет повысить эффективность применения датчиков VectorSeis корпорации ION и обеспечивает получение сейсмических данных, которые по качеству не уступают данным VectorSeis Ocean (VSO) предыдущего поколения. В то же время, новая система характеризуется гораздо более высокой производительностью, гибкостью и более широким диапазоном рабочих глубин: ● Многокомпонентные датчики (4С) VectorSeis, которые нечувствительны к углу установки, предназначены для регистрации сейсмических сигналов в широком диапазоне частот при обеспечении высокой точности воспроизведения вектора регистрируемых колебаний и более широкого охвата частотных характеристик в диапазонах низких и высоких частот. ● Применение технологии записи сейсмических данных на плавучем основании (буи) позволяет сократить производственные затраты и использовать менее сложные схемы аппаратных средств, установленных на сейсморазведочных судах. ● Отсутствие ограничений по количеству кабелей и возможность увеличения длины кабелей в два раза (12-24 км) приводят к значительному повышению производительности и снижению продолжительности производственного цикла.

SOURCE / ИСТОЧНИК: ION

temperature +900 С and are stable in sodium chloride solution to a density of up to 1,190 kg/cu. m, calcium chloride – up to 1,300 kg/cu. m, and calcium nitrate – up to 1,4401,480 kg/cu. m. Filtration tests show that permeability recovery factor with this reagent hits 0.72 – against 0.21 without it. Also, solutions with Chas wetting agent exhibit high antibacterial properties. The agent is being currently field-tested at RN-Yuganskneftegaz fields.

● Calypso™ is designed to deliver twice the operational efficiency of its predecessor system. ● Производительность Calypso™ в два раза превышает аналогичный показатель предшествующей системы.

ION’s next generation Calypso system leverages ION’s VectorSeis sensor to provide the same superior imaging as VSO, but with step-change improvements in efficiency, operating depths, and flexibility: ● Tilt-insensitive multicomponent (4C) VectorSeis sensors record broad bandwidth seismic data with superior vector fidelity, capturing richer frequency content at both the low- and high-frequency ends of the spectrum. ● Buoy-based recording eliminates the operational expense and complexity of dedicated recording vessel(s).

12

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● An unlimited number of cables with twice the length (12-24 kilometers) dramatically increases productivity and shortens cycle time. ● The newly designed rugged system excels in water depths from 5 to 2,000 meters, providing flexibility to work in the most challenging fields and conditions.

Environmentally Friendly Tanker Georgy Maslov Has Been Constructed for Sovkomflot

● Новая система исполнения демонстрирует высокую производительность при эксплуатации на глубинах от 5 м до 2 000 м, что позволяет применять систему в наиболее сложных и неблагоприятных условиях.

Georgy Maslov – новый танкер «Совкомфлота», обладающий повышенной энергоэффективностью

SOURCE: SOVKOMFLOT / ИСТОЧНИК: СОВКОМФЛОТ

В первой половине сентября в г. Пусан (Ю. Корея) состоялась торжественная церемония наименования In early September in Busan (South Korea) a naming нового танкера группы компаний «Совкомфлот» (СКФ) ceremony of a new SCF tanker Georgy Maslov took place. Georgy Maslov, названного в честь бывшего руководителя The vessel was named after a former head of all-Union asso- Всесоюзного объединения «Совфрахт» Георгия Маслова. ciation Sovfrakht – Georgy Maslov. Это уже второе судно, построенное на верфи Daewoo It is the second vessel built at Daewoo Shipbuilding & Shipbuilding & Marine Engineering в рамках соглашения о Marine Engineering shipyard as part of the agreement for строительстве серии танкеров для перевозок сырой нефти the construction of a series of tankers destined for crude oil и нефтепродуктов, заключенного в октябре 2010 года and petroleum products transportation, signed in October между ОАО «Совкомфлот» и «Звезда-DSME». В мае текущего 2010 between Sovkomflot and Zvezda-DSME. In May 2012, года первый танкер серии – Nikolai Zuyev – начал работу в the first tanker of the series – Nikolai Zuyev – started her составе флота СКФ. operations as part of the SCF После приема в эксплуаfleet. тацию танкер выполнит пер● The system allows a continuous use of low-sulphur fuel.

After being taken into вый рейс с грузом дизельно● Предусматривается возможность длительного operation the tanker will begin го топлива с Западного побеиспользования судном низкосернистого топлива. her first voyage from the West режья Индии на континент.

Coast of India to the continent, Фрахтователь судна – концерн loaded with a cargo of diesel British Petroleum. fuel. The charterer of the vessel Танкер Georgy Maslov is British Petroleum. обладает рядом конкурентных The tanker Georgy Maslov технических преимуществ. В has a number of competitive частности, индекс энергетичеtechnical advantages. In parской эффективности нового ticular, the index of energy судна значительно ниже базоefficiency of the new vessel is вого уровня, установленного much lower than the basic level для судов подобного класса. established for vessels of this Предусматривается возможclass. The system allows a continuous use of low-sulphur ность длительного использования низкосернистого (с fuel (with a sulphur level of 0.1 percent). In conjunction содержанием серы 0,1%) топлива. В сочетании с другими with other measures, it makes the ship among the most мерами, это делает суда одними из наиболее экологически environmentally friendly vessels. Her draught of 14.9 безопасных. Осадка 14,9 м при увеличенной до 46 м шириmeters and her increased beam of 46 meters provides the не корпуса обеспечивает максимальную грузовместимость maximum possible cargo capacity when passing through при проходе Балтийскими проливами и оптимально соотthe Baltic straits, and her dimensions meet the require- ветствует условиям морской транспортировки углеводороments for seaborne transportation of hydrocarbons to the дов с нефтяных терминалов Приморска и Усть-Луги. terminals of Primorsk and Ust-Luga. Грузовая система танкера позволяет одновременно The ship’s cargo system allows simultaneous transpor- перевозить и перекачивать три сорта грузов, размещаемых tation and pumping of three different types of fuels in 12 в 12 грузовых танках, включая сырую нефть и темные cargo tanks, including crude oil and heavy petroleum prod- нефтепродукты. Для повышения пропульсивной эффекucts. A special steering design is used to improve the pro- тивности и маневренности на судне установлен руль осоpulsive efficiency and maneuverability of the vessel; the бой конструкции. Подводная часть окрашена специальныsubmerged part of the hull is coated with anti-fouling, low- ми красками, предотвращающими обрастание корпуса. friction paint; the ship has monitoring equipment to pro- Установлено оборудование постоянного контроля оптиvide optimal speed parameters, draught and trim of the мальных параметров скорости, осадки и дифферента судна vessel, depending on the cargo loaded and navigational в зависимости от его загрузки и условий плавания. conditions.

Vessel’s Dimensions: Size ............................................................................................... Aframax Length (m) ....................................................................................... 249.9 Width (m)............................................................................................... 46 Deadweight (t)............................................................................... 120.6 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Технические характеристики судна: Типоразмер ...............................................................................«Афрамакс» Длина (м) ...................................................................................................249,9 Ширина (м).................................................................................................... 46 Дедвейт (т) ................................................................................................120,6 Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.ru

13

STATISTICS | СТАТИСТИКА Oil / Нефть Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т) Production (including NGL) Добыча (включая газовый конденсат) Supply for refinery in Russia Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia Первичная переработка на НПЗ в России

August 2012 Август 2012

July 2012 Июль 2012

Change for a month (%) Изменение за месяц (%)

August 2011 Август 2011

Change for a year (%) Изменение за год (%)

As of the beginning of 2012 (1,000 tons) С начала года (тыс. т)

43 852,9

43 658,4

0,4

43 455,1

0,9

343 997,1

23 125,0

23 286,8

-0,7

22 517,8

2,7

176 380,2

20 618,0

19 280,2

7,0

20 197,5

2,1

160 225,4

23 274,9

23 318,2

-0,2

22 230,3

4,7

176 512,4

Main oil products production / Производство основных нефтепродуктов Change for a month (%) Change for a year (%) August 2011 Изменение Изменение Август 2011 за месяц (%) за год (%) 7,4 3 333,4 6,2 -1,3 6 076,4 -0,7 -0,6 5 818,3 3,6 0,9 911,3 13,1

As of the beginning of 2012 (1,000 tons) С начала года (тыс. т) 25 226,1 46 195,9 49 173,4 7 030,9

July 2012 Июль 2012

Change for a month (%) Изменение за месяц (%)

August 2011 Август 2011

Change for a year (%) Изменение за год (%)

As of the beginning of 2012 (1,000 tons) С начала года (тыс. т)

44 674,7

44 751,1

-0,2

45 424,2

-1,7

427 722,5

31 734,2

31 604,6

0,4

32 829,1

-3,4

315 776,3

25 395,9

25 050,1

1,4

29 106,5

-12,8

296 138,0

12 414,2

12 856,7

-3,5

11 033,1

12,5

122 099,5

August 2012 Август 2012

July 2012 Июль 2012

30 407,4

28 063,2

8,3

26 747,7

13,7

226 446,5

25 611,1

23 637,9

8,3

24 857,2

3,0

203 568,2

10 434,2

10 844,1

-3,8

9 216,9

13,2

81 772,6

Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т)

August 2012 Август 2012

July 2012 Июль 2012

Petrol / Бензин Diesel / Дизтопливо Heating oil / Топочный мазут Jet fuel / Авиакеросин

3 539,3 6 032,5 6 027,1 1 030,6

3 296,6 6 111,1 6 061,8 1 021,3

Gas / Газ Index (million cubic meters) August 2012 Показатели (млн м³) Август 2012 Production (total) Добыча газа (всего) Including Gazprom В т.ч. Газпром Domestic consumption Внутреннее потребление газа Export / Экспорт

Coal / Уголь Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т) Production (total) Добыча угля (всего) Total supply Общая поставка угля Including export В т.ч. на экспорт

Change for a month (%) Change for a year (%) August 2011 Изменение Изменение Август 2011 за месяц (%) за год (%)

As of the beginning of 2012 (1000 tons) С начала года (тыс. т)

Electric energy / Электроэнергия Index / Показатели Electric energy generation (million kW per hour) / Выработка электроэнергии (млн Квт/ час) Heat power generation (1,000 Gcal) Производство теплоэнергии (тыс. Гкал)

Change for a month (%) Change for a year (%) August 2011 As of the beginning of 2012 Изменение Изменение Август 2011 С начала года за месяц (%) за год (%)

August 2012 Август 2012

July 2012 Июль 2012

78 700,0

77 400,0

1,7

77 500,0

1,5

696 500,0

14 600,0

14 300,0

2,1

15 300

-4,6

321 900,0

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

14

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

February Февраль

March Март

April Апрель

May Май

June Июнь

July Июль

August Август

Latin America / Латинская Америка

439

438

423

457

435

415

417

Europe / Европа

120

109

118

118

115

110

118

Africa / Африка

81

89

80

83

106

105

111

Middle East / Ближний Восток

311

312

312

318

400

401

388

Asia Pacific / АТР

253

244

245

249

229

233

227

Canada / Канада

706

492

158

133

227

307

316

U.S. / США

1 990

1 979

1 962

1 977

1 972

1 945

1 913

Total World / В мире

3 900

3 663

3 298

3 335

3 484

3 516

3 490

Regions / Регионы Latin America / Латинская Америка Europe / Европа Africa / Африка Middle East / Ближний Восток Asia Pacific (before 2009 – Far East) АТР (до 2009 – Дальний Восток) Canada / Канада U.S. / США Total World / В мире

2002 214 88 58 201

2003 244 83 54 211

2004 290 70 48 230

2005 316 70 50 248

2006 324 77 58 238

2007 355 78 66 265

2008 384 98 65 280

2009 356 84 62 252

2010 383 94 83 265

2011 424 118 78 291

2012 431 115 92 344

171

177

197

225

228

241

252

243

269

256

242

266 831 1 829

372 1 032 2 174

369 1 190 2 395

458 1 380 2 746

470 1 648 3 043

343 1 768 3 116

379 1 878 3 336

221 1 086 2 304

351 1 541 2 985

423 1 875 3 465

365 1 968 3 555

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Russian Daily Gas Output (MMcmpd) / Добыча газа в России (млн м3/день) Company / Компания Gazprom / Газпром NOVATEK / НОВАТЕК Other oil co. / Другие нефтяные компании Other gas co. / Другие газовые компании Total Russia / Всего в России

Change for a Month Change for a Year (%) / (%) / Изменение за Изменение за год (%) месяц (%) 15,8 2,8 12,6 1,3

September 2012 / Сентябрь 2012

August 2012 / Август 2012

September 2011 / Сентябрь 2011

1 198,0 151,0

1 035,0 134,0

1 166,0 149,0

185,0

175,0

173,0

5,8

6,7

118,0

109,0

106,0

8,0

11,4

1 651,0

1 452,0

1 594,0

13,7

3,6

SOURCE / ИСТОЧНИК: ENERGY MINISTRY, GAZPROMBANK ESTIMATES

Russian daily output (1000 bpd) / Добыча нефти в России (тыс. барр./день) Company / Компания

September 2012 / Сентябрь 2012

August 2012 / Август 2012

September 2011 / Сентябрь 2011

Rosneft / Роснефть LUKOIL / ЛУКОЙЛ TNK-BP / ТНК-BP Surgutneftegas / Сургутнефтегаз Gazprom Neft / Газпром нефть Tatneft / Татнефть Slavneft Славнефть Bashneft / Башнефть Gazprom / Газпром Russneft / Русснефть Total Russia / Всего в России

2 379,0 1 703,0 1 459,0 1 232,0 639,0 528,0 361,0 309,0 295,0 283,0 10 386,0

2 381,0 1 704,0 1 462,0 1 231,0 641,0 527,0 360,0 308,0 306,0 284,0 10 380,0

2 318,0 1 698,0 1 481,0 1 224,0 609,0 527,0 365,0 306,0 291,0 286,0 10 274,0

Change for a Month Change for a Year (%) (%) / Изменение Изменение за год (%) за месяц (%) -0,1 2,6 -0,1 0,3 -0,2 -1,5 0,1 0,7 -0,3 5,0 0,2 0,2 0,4 -1,0 0,3 0,7 -3,9 1,4 -0,5 -1,2 0,1 1,1

SOURCE / ИСТОЧНИК: ENERGY MINISTRY, GAZPROMBANK ESTIMATES

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

15

DOWNHOLE INSTRUMENTS

Downhole Instrument Upgrading to Improve Vibration Stability and Operational Characteristics

Модернизация скважинного прибора для повышения вибростойкости и эксплуатационных характеристик Vladislav Sinitsa

Владислав Синица

he article describes the results of optimization of the electronic module design on the basis of tests under severe downhole vibrations with the aim of developing a unified telemetry system having high performance characteristics.

At present, development of downhole instrumentation for logging while drilling, acquisition of technical parameters of rock destruction and real-time transmission of this information to the surface is of decisive importance for enhancement of well construction and hydrocarbon production [1].

Significant difference in the operating conditions of the instruments included in the telemetry system installed in the bottomhole assembly (BHA) and their analogs intended for open hole logging is mostly related to the incommensurable level of vibration and impact load caused by the rock cutting tool in the course of drilling. The second key distinctive factor is the requirement on minimization of the outer dimensions (diameter in the first place) of instruments to reduce hydraulic resistance to the drilling mud flow and preservation of strength of the drill string in which the instrumentation is placed.

In a number of cases, utilization of additional shock absorbers in the BHA appeared to be a justified action against vibration [2]; however installation of these shock absorbers results in larger distance between the telemetry system sensors and the drill bit, and lower rigidity of the shock absorber causes lateral movement of the drill bit and its deviation from the designed trajectory of the wellbore.

Analysis of existing designs of bottomhole instruments and an in-depth patent search has found no implementation of any novel solutions for this problem during the last two decades: telemetry system designers give main consideration to the shock-absorbing hangers

настоящей статье представлены результаты выполнения оптимизации конструкции электронного блока на основании испытаний в условиях значительных скважинных вибраций с целью создания унифицированной телеметрической системы с высокими эксплуатационными качествами. Разработка скважинной аппаратуры для проведения геофизических исследований в процессе бурения, получения технологических параметров породоразрушения и передачи данной информации на поверхность в режиме реального времени имеет в настоящий момент определяющее значение для интенсификации строительства скважин и добычи углеводородного сырья [1]. Существенные различия в условиях функционирования приборов, входящих в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) в составе телеметрической системы и их аналогов для каротажных исследований в открытом стволе, в основном связаны с несоизмеримым уровнем вибраций и ударных нагрузок, инициируемых породоразрушающим инструментом при бурении. Вторым ключевым отличительным фактором является требование по минимизации наружных габаритов (в первую очередь диаметра) приборов для снижения гидравлического сопротивления движению промывочной жидкости и сохранения прочности колонны бурильных труб (БТ), в которых размещается скважинная аппаратура. Использование дополнительных амортизирующих устройств в КНБК показало себя в ряде случаев оправданной мерой в борьбе с вибрациями [2], однако их установка еще больше отдаляет чувствительные датчики телесистемы от долота и пониженная жесткость амортизатора провоцирует рыскание долота, его увод от проектной траектории скважины. Проведенный анализ существующих конструкций забойных приборов и углубленный патентный поиск не выявил внедрения оригинальных решений по данной

T

16

В

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

СКВАЖИННАЯ АППАРАТУРА

of the printed-circuit board chassis, without touching the schematic layout diagram [3]. We believe that this approach is not optimal.

That is why, when designing a unified downhole instrument for the extended line of telemetry system standard sizes (conventional outer diameter of case elements ranging from 89 mm to 240 mm) we focused our effort on upgrading of the printed-circuit board chassis in order to improve their shock-absorbing capabilities and reduce the outer diameter with maximal use of the internal volume for placement of electronic components.

Our work resulted in a technical solution shown in Fig.1; invention application for this solution was submitted and registered under #2012127553.

Concept of the invention of an electronic module for the downhole telemetry system is schematically presented in the drawings where the following is shown: Fig.1. – an axonometric view of the assembled elec-

● Fig. 1. Electronic module of downhole telemetry system. ● Рис. 1. Электронный блок забойной телеметрической

системы.

1

7

5 3

6

теме за последние два десятилетия: основное внимание разработчики телесистем уделяют амортизирующим подвескам шасси печатных плат, не затрагивая принципиальную компоновочную схему [3]. Нам этот подход видится не совсем оптимальным. Поэтому при проектировании унифицированного скважинного прибора под расширенный типоразмерный ряд телесистем (от условного наружного диаметра корпусных элементов 89 мм до 240 мм) были акцентированы усилия именно по модернизации шасси печатных плат с целью повышения их демпфирующих свойств и снижению наружного диаметра с максимизацией использования внутреннего объема под размещение электронных компонентов. Результатом стало техническое решение, представленное на рис.1. На него была подана заявка на изобретение рег. №2012127553. Сущность изобретения электронного блока забойной телеметрической системы схематично поясняется на чертежах, где представлены: на рис.1 – аксонометрический вид электронного блока в сборе, на котором для большей наглядности не показан наружный защитный кожух (представляющий собой трубчатую деталь), печатная плата с электронными компонентами 3 частично обрезана, а так же отсутствует на виде правый 8 демпфер 5 для демонстрации лыски на ножке центрирующего элемента 4 (асимметричность профиля); 2 на рис. 2 – поперечный разрез электронного блока по оси крепежных элементов 6 для демонстрации отверстий по торцу в центрирующем элементе 4, формы крепежных площадок под печатные платы 2 с минимальными радиусами изгиба и зазоров для создания упругого натяга в сборке с целью повышения демпфирующих свойств.

Состав и функциональные особенности элементов конструкции.

4

Электронный блок забойной телеметрической системы состоит из

7 tronic module, which, for better visualization, does not show the protective outer cover (a tubular detail), printed-circuit board with electronic components 3 is partially cut-off and the right shock absorber 5 is also not shown in order to exhibit flats on the leg of the centering element 4 (profile asymmetry); Fig. 2 – cross-section of the electronic module along the axis of fixture elements 6 to exhibit orifices in the butt end of the centering element 4, configuraНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Gap before the module placement into the protective cover (not shown in the Fig.) Зазор до вставки блока в кожух защитный (на рис. не показан)

5 6 3

Gap before the module assembly Зазор до сборки блока

1 Minimal bending radii when stamping Минимальные радиусы изгиба при штамповке

2 4

● Fig 2. ● Рис 2.

17

DOWNHOLE INSTRUMENTS tions of holding plates for printed-circuit boards 2 with the minimal bending radii and gaps for resilient tension in the assembled unit with the aim of improvement of shock-absorbing properties.

Structural Elements and Functional Characteristics of the Module The electronic module of the downhole telemetry system includes chassis 1, made of flat parent sheet shaped as U-section. Sites 2 are spotted on chassis 1 for mounting the printed-circuit boards with electronic components 3, centering elements 4, shock absorbers 5, cables (not shown in the Figure) and other necessary components and details. The spacing between these mounting sites 2 along chassis 1 can vary for wider vibration suppression range.

The above-listed details are mounted on sites 2 with the help of fastening elements 6, which could be rivets or a set “screw-nut-washer- splint pin” or other common fastener assemblies.

In case of one-sided mounting of electronic components, electronic Printed-circuit boards 3 installed on the mounting sites 2 of chassis 1, divide the internal volume of the electronic module into “top” and “bottom” parts. We will consider the side of electronic components to be the “top” part, and soldering spots – the “bottom” part. In this case it will be more technically efficient to lay the cables in the bottom part, in an additional plastic cable channel.

In case of double-sided mounting of electronic components on printed-circuit boards 3, cables can be laid on any side based on the assembly requirements.

To reduce vibrations and fasten cables between printed-circuit boards 3, it is possible to use an elastomeric damper 7 installed on the legs of the centering element 4. If necessary, shock absorbers 5 and elastomeric damper 7 can be made as one detail.

Larger details, capacitor banks and accumulator batteries 8 can be fastened using adhesive sealant in the U-shaped location plate of chassis 1 between the mounting sites 2, а and cable connection can be made in the form of a loop rounding these areas as a semicylinder.

Mounting sites 2 for printed-circuit boards 3 can be stamped with the help of the “restricted bending” method to get the minimal bending radii (Fig. 2) and enhance rigidity of the bending areas.

In addition, mounting sites 2 can be made with a gap to the ends of the walls of the U-shaped location plates of chassis 1 in order to get resilient preload as a result of the package tightening by fastening elements 6.

A similar gap can be used in the connection “centering element 4 – shock absorber 5” to get a resilient preload when assembling an electronic module with a protective cover.

In the curvilinear ends of mounting sites 2, it is possible to make orifices for cable laying through the whole electronic module; they can be supplied with standard clips to prevent chafing against sharp edges.

Cable through-holes and fasteners are also provided for in centering elements 4 both across the butt end and along the axis parallel to legs for bringing cables from the bottom side of the module to the top one or for fastening of additional elements.

18

#10 October 2012

шасси 1, сформованного из листовой полосовой заготовки в U-образный профиль. На шасси 1 выполняют периодически расположенные площадки 2 для крепления печатных плат с электронными компонентами 3, центрирующих элементов 4, демпферов 5, кабелей (на Рис. не показаны) и других необходимых для работы узлов и деталей. Причем, шаг расположения данных крепежных площадок 2 по длине шасси 1 может быть различным для более широкого спектра гашения колебаний. Вышеперечисленные детали крепятся к крепежным площадкам 2 с помощью стандартных крепежных элементов 6, которыми в различных ситуациях могут быть как заклепки, так и набор «винт-гайка-шайба-шплинт» и прочие известные устройства крепления. Электронные печатные платы 3, установленные на предназначенные для них крепежные площадки 2 шасси 1, при одностороннем монтаже электронных компонентов делят внутренний объем блока электронного на «верх» и «низ». «Верхом» будем считать сторону расположения электронных компонентов, «низом» – места пайки. В этом случае кабели технологичнее прокладывать в нижней полости в дополнительном пластиковом кабель-канале. При двустороннем монтаже электронных компонентов на печатных платах 3 кабели могут прокладываться с любой стороны, исходя из требований компоновки. Для снижения вибраций и крепления кабелей между печатными платами 3 может использоваться эластомерный успокоитель 7, установленный на ножках центрирующего элемента 4. При необходимости демпферы 5 и эластомерный успокоитель 7 могут быть выполнены заедино, то есть одной деталью. Габаритные детали, конденсаторные и аккумуляторные батареи 8 могут крепиться на клей-герметик в U-образном ложементе шасси 1 между крепежными площадками 2, а кабельное соединение в этих местах может выполняться в виде шлейфа, огибающего полуцилиндром данные участки. Крепежные площадки 2 под электронные печатные платы 3 могут быть отштампованы с помощью способа «стесненного изгиба» для выполнения минимальных радиусов изгиба (рис. 2) и повышения жесткости мест изгиба. Дополнительно крепежные площадки 2 могут быть выполнены с зазором к торцам стенок U-образных ложементов шасси 1 для создания упругого преднатяга при стягивании пакета крепежными элементами 6. Аналогичного рода зазор может использоваться и в соединении «центрирующий элемент 4 – демпфер 5» для создания упругого преднатяга при сборке электронного блока с защитным кожухом. В криволинейных торцах площадок под платы 2 могут быть выполнены отверстия для прокладывания кабелей сквозь весь электронный блок целиком, причем, для защиты от перетирания об острые края, они могут быть снабжены стандартными клипсами. Сквозные отверстия под кабели и крепеж предусмотрены и в центрирующих элементах 4 как по торцу, так и по оси, параллельно ножкам, для вывода кабелей с нижней стороны блока на верхнюю либо крепления дополнительных элементов. Габаритные детали, аккумуляторные и конденсаторные батареи 8 кроме клей-герметика могут дополнительно крепиться к шасси 1 и центрирующим элементам 4 Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

Beside the adhesive sealant, larger details, accumulator batteries and capacitor banks 8 can be additionally fastened to chassis 1 and centering elements 4 using standard fastening elements, for example, dowelled joints or screw connections, for which additional threaded pads can be located on centering elements 4.

Operation of the electronic module of the telemetry system implies acquisition, processing, storage and transmission of the borehole information to the surface. This electronic module is also used for conversion, storage and distribution of electric power among the consumers. All these functions are to be performed under tough conditions of vibration and shock loads caused by the rock cutting tool. Additional problems are conditioned by the requirement of minimization of the outer diameter of downhole tools for their possible location in slim hole drill pipes. Other conditions being equal, the diameter reduction results in an increase of the electronic module length in order to install a similar amount of electronic components in this module.

The patent-pending technical solution under discussion differs essentially from the opposable analogs and eliminates or neutralizes most of their demerits by fabrication of chassis 1as a U-shaped one-piece construction of a flat parent sheet using a highly productive method of rolling.

An aluminum alloy strip 0.5...0.7 mm thick and of the required length (1.5. . .3 meters) can be used as a blank for chassis 1. Aluminum alloys are easily deformed; they are non-magnetic and have high thermal conductivity.

Fabrication of chassis 1 in the claimed technical solution from a flat parent sheet enables the following: ● Reduce the total mass of the structure, its cost and vibration load, and also requirements to the fabrication precision due to flexibility of the open section; ● Move walls of location plates in chassis 1 away from the areas of soldering of the electronic components to plates 3; ● Make maximum use of the internal volume of the electronic module for placement of downhole instruments; ● Use electronic printed-circuit boards 3 with double-sided assembly of components; ● Place any through-line cables in one-piece chassis 1 prior to fastening of plates 3; thus the number of connections is reduced, low-current circuits of plates 3 are unloaded and their heat load is decreased; ● Reduce the diameter of the electronic module to extend the operational capabilities.

Conclusion Thus, the declared technical solution differs significantly from the analogs, has significant advantages in the assembly arrangement, cost and dimension parameters, operational functionality and repairability.

СКВАЖИННАЯ АППАРАТУРА с помощью стандартных крепежных элементов, например, шпилечных или винтовых соединений, для чего на центрирующих элементах 4 могут дополнительно размещаться резьбовые платики. Работа электронного блока забойной телеметрической системы заключается в получении, обработке, хранении и передаче скважинной информации на поверхность. Электронный блок так же используется для преобразования, хранения и распределения электрической энергии среди потребителей. Все эти функции необходимо выполнять в жестких условиях вибрационных и ударных нагрузок, инициируемых породоразрушающим инструментом. Дополнительные трудности накладывают требования к минимизации наружнего диаметра скважинных приборов для возможности размещения их в бурильных трубах малого диаметра. При прочих равных условиях уменьшение диаметра влечет за собой увеличение длины блока электронного для оснащения его аналогичным количеством электронных компонентов. Патентуемое нами техническое решение существенным образом отличается от противопоставляемых аналогов и устраняет либо нивелирует большую часть их недостатков за счет изготовления шасси 1 U-образной цельной конструкцией из листовой полосовой заготовки высокопроизводительным способом прокатки в роликах. В качестве заготовки для изготовления шасси 1 может быть использована полоса из алюминиевого сплава толщиной 0,5...0,7 мм необходимой длины (1,5...3 м). Алюминиевые сплавы хорошо поддаются деформированию и в дополнение являются немагнитными, обладают высокой теплопроводностью. Выполнение шасси 1 в заявляемом техническом решении из листовой полосовой заготовки позволяет: ● снизить общую массу конструкции, ее стоимость и вибронагруженность, а так же требования к точности изготовления ввиду податливости незамкнутого профиля; ● отдалить стенки ложементов шасси 1 от мест припоя электронных компонентов к платам 3; ● максимально использовать внутренний объем блока электронного для размещения скважинных приборов; ● использовать электронные печатные платы 3 с двусторонним монтажом компонентов; ● разместить любые транзитные кабели в цельноизготовленном шасси 1 до крепления к нему плат 3, уменьшая при этом количество соединений и разгружая слаботочные цепи плат 3, их теплонагруженность; ● уменьшить диаметр блока электронного для расширения эксплуатационных возможностей.

Вывод Таким образом, заявляемое техническое решение имеет существенные отличия от аналогов, обладает значительными преимуществами по компоновочному решению, стоимостным и габаритным параметрам, эксплуатационным возможностям и ремонтопригодности.

References:

Список литературы:

Optimization of Layout Diagrams of Telemetry Systems for Measurements while Drilling / V.V.Sinitsa // Engineering Practice, 2012, No1 Experience of Application of Above-bit Dampers for Roller-bit Drilling / A.G. Shlykov [et al] // Mining Journal. 2009, #5.

Electronic Downhole Instrument of the Telemetry System / RF Patent No2371574

Оптимизация компоновочных схем телеметрических систем для исследований в процессе бурения / В.В. Синица // Инженерная практика, 2012, №1 Опыт применения наддолотных амортизаторов при шарошечном бурении / А.Г. Шлыков [и др. ] // Горный журнал, 2009, № 5. Электронный скважинный прибор телеметрической системы / Патент РФ №2371574

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

DRILLING MARKET

Diamonds are a Russian Driller’s New Best Friend!

Popularity of PDC Bits Soar as Drilling Reaches Record High

Лучшие друзья нефтяников – алмазы

PDC долота все более востребованы на российских месторождениях Lada Ponomareva

Лада Пономарева

2012 has been another record-breaking year for Russia’s oilfield drilling industry. So far – driven by drilling programs to open new fields, re-entry programs to revitalize old wells and exploration drilling, the industry seems headed to best last year’s results by another 7 percent.

2012 год ознаменовался очередным рекордом для буровой промышленности России. Благодаря программам по разработке новых месторождений, восстановлению старых скважин и большим объемам разведочного бурения отрасли удалось увеличить свои показатели на 7%.

L

прошлом 2011 году объемы бурения в России показали значительный рост после кризиса и стали рекордными за последние 10 лет – 18,7 млн м. По статистике от консалтинговой компании RPI, это на 67% превышает показатели 2001 года. Основными заказчиками на рынке эксплуатационного бурения по итогам 2011 года выступали такие компании как «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть», «ТНК-BP» и другие (см. диаграмму 1). К концу текущего года ожидается очередной рост по объемам бурения на 7%, что составит около 20 млн м, а в 2015, по прогнозам ЦДУ ТЭК, объемы возрастут еще на 25% до 25 млн (см. график 1). В период до 2020 года в России планируется ввести в промышленную эксплуатацию ряд новых объектов (преимущественно в ЯНАО), среди которых месторождения им. Р. Требса и А. Титова («Башнефть»), Приразломное («Газпром»), Пякяхинское («ЛУКОЙЛ»), Наульское («Роснефть») и другие. На «старых» месторождениях компании стараются поддерживать объемы добычи, зарезая боковые стволы скважин, а также за счет дополнительной разведки. И, безусловно, все это напрямую связано с поставками буровых услуг и оборудования на нефтесервисный рынок, с качеством этих поставок и соответствием оборудования условиям буровых работ.

SOURCE / ИСТОЧНИК: RPI

ast year, Russia rebounded from a post-crisis dip in activity to post a 10-year drilling record – 18.7 million meters. That is a 67 percent jump over 2001 results, according to statistical research published by the RPI consultancy in Moscow. Principal drivers were Surgutneftegaz, Rosneft, LUKOIL, Gazprom neft, TNK-BP and others as of yearend 2011 (Diagram 1). This year’s expected 20 million meters will best 2011 by 7 percent, and by 2015, the Russian government’s Central Dispatch Department forecasts another 25 percent jump (see Fig. 1). What’s behind the numbers is Russia’s intent to put a host of new fields into full commercial operation by 2020. They include: Bashneft’s Trebs&Titov field (Nenets Autonomous District); Gazprom’s Prirazlomnoye offshore in the Barents Sea, LUKOIL’s Pyakyakhinskoye (Yamal

20

В

● Diagram 1. ● Диаграмма 1.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

РЫНОК БУРОВЫХ УСЛУГ

SOURCE: RPI, EXPERT ANALYSIS ИСТОЧНИК: RPI, ЭКСПЕРТНЫЕ ОЦЕНКИ

● Diagram 2. ● Диаграмма 2.

Оптимистичный рост

Nenets Autonomous District), Rosneft’s Naulskoye (Nenets Autonomous District) and others. Moreover, Russian producers are attempting to maintain production levels at mature fields by means of sidetracking, and also by supplementary exploration. Of course, all of this is directly related to drilling services and supply of drilling equipment to the oilfield services market.

По мнению представителей нефтесервисных компаний (в том числе буровых компаний и производителей бурового оборудования), а также ряда экспертов в отрасли, опрошенных журналом «Нефть и газ Евразия», в России сейчас складываются хорошие перспективы роста, поэтому компании с оптимизмом смотрят на российский рынок как на многообещающую площадку для бизнеса. Представитель компании Varel International в России и странах СНГ в разговоре с НГЕ заметил: «Varel International – это быстрорастущая международная компания, которая занимается производством буровых долот. Возможности на нефтесервисном рынке стран СНГ позволили нам сделать крупное вложение в производство PDC долот в Кургане». По статистике, опубликованной ЦДУ ТЭК, объем нефтесервисного рынка по итогам 2012 вырастет до $17,9 млрд, превысив докризисный уровень в $17 млрд. Для сравнения:

Optimistic Growth

SOURCE / ИСТОЧНИК: CENTRAL DISPATCH DEPARTMENT, TKB BNP PARIBAS INVESTMENT PARTNERS

In interviewing, executives and other experts from drilling service companies and drilling equipment manufacturers Oil&Gas Eurasia found a general optimism towards Russia as a good place to do business.

“Varel international is the fastest growing international drillbit company and has made a major investment in a PDC bit manufacturing plant at Kurgan because of the current opportunities in the CIS oil services market,” Varel Regional Manager CIS Thomas Seeney mentioned OGE. Statistics published by Central Dispatch Department confirm that business volume for drilling services and equipment suppliers will hit $17.9 billion, exceeding pre-crisis levels of $17 billion. In comparison, after the 2008 global financial meltdown, oilfield drilling services and supply business was a mere $12.4 billion in 2009 (Fig. 2) Aberdeen-based energy advisors, Douglas-Westwood, echoes the same optimism of Russian suppliers. DouglasWestwood’s forecast, which was published by Veles Capital investment company, forecasts a year on year average growth rate of 9 percent in the period of 2011-2014. By 2020, the mar-

● Fig. 1. ● График 1. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Fig. 2. ● График 2.

SOURCE / ИСТОЧНИК: CENTRAL DISPATCH DEPARTMENT, DOUGLAS-WESTWOOD

после мирового финансового кризиса 2008 года объем нефтесервисного рынка сократился до $12,4 млрд в 2009 (см. график 2). Аналитическая компания Douglas-Westwood в Абердине (Шотландия) разделяет оптимистичные прогнозы российских поставщиков: опубликованные на сайте инвестиционной компании «Велес Капитал» оценки британских экспертов показывают, что в период 2011-2014 объем рынка в России будет увеличиваться в среднем на 9%. Таким образом, к 2020 году объем нефтесервиса в стране с учетом производства оборудования достигнет отметки $56 млрд (без учета производства – $45 млрд). Растут и цены на буровые работы: по сравнению с 2009 годом стоимость метра проходки увеличилась почти на 29% и по итогам этого года, согласно статистике от ЦДУ ТЭК, может составить уже $652 (см. график 3). «Цены на буровые работы, конечно же, растут, но не так быстро, как цены на нефть. Создается ощущение, что заказчики хотят „отжать“ то, что потеряли во время кризиса», – заметил заместитель генерального директора по стратегическому

21

#10 October 2012

DRILLING MARKET

When did the market С какого года на рынке

Scope / Сфера деятельности

Integra / Интегра

2004

Drillers / Буровики

+

SSK / ССК

2000

Drillers / Буровики

+

Eriell

1999 (since 2008 in Russia) (с 2008 в России)

Drillers / Буровики

+

Ru-Energy Group

2009

Drillers / Буровики

+

Weatherford

1992 (since 1997 in Russia) / (с 1997 в России)

Drillers / Буровики

+

Own bits / Свои долота

NBK / НБК

2002

Drillers / Буровики

+

RINAKO / РИНАКО

2005

Drillers / Буровики

+

BKE / БКЕ

2005

Drillers / Буровики

+

Gazpromburenie Газпром-бурение

1998

Drillers / Буровики

+

Neftebur / Нефтебур

1950

Drillers / Буровики

+

Tersel

2010

Drillers / Буровики

+

Schlumberger

1929

Drillers / Буровики

+

Baker Hughes

1987

Drillers and bits Буровики и долота

+

NOV

1941

Drillers and bits Буровики и долота

+

International Drilling Services

1981

Drillers and bits Буровики и долота

+

Halliburton

1919

Drillers and bits Буровики и долота

+

Volgaburmash Волгабурмаш

1948

Bits / Долота

+

NewTech Services

2004

Drillers and bits Буровики и долота

Burinteh / Буринтех

1999

Bits / Долота

+

Burservice / Бурсервис

2005

Bits / Долота

+

UDOL / УДОЛ

1996

Bits / Долота

+

ket volume $45 billion for services and another $11 billion for equipment.

Drilling prices are also increasing. Compared to 2009, the cost per meter of drilling increased almost by 29 percent and by the end of the year can reach $652, according to CDU TEK statistics (See Fig. 3). “Drilling prices are certainly growing, but not as quickly as oil prices. We get the impression that customers are trying to compensate themselves for losses during the crisis,” Damir Valeev, Deputy General Director for strategic development of Gazprom Bureniye, said in an interview with RBC daily.

“This wish of service companies is quite clear and justified, particularly, if we take into consideration the fact that now a growing number of ‘complicated’ fields are being brought into development.

These fields call for new technical and engineering solutions both from the suppliers of drilling services and from the drilling equipment manufacturers. And these solutions must be paid back; otherwise the service market will have no funds for its development and design of new technologies so necessary for their customers.

To Hold Home Market With regard to drilling equipment, the industry constantly balances quality versus costs in a market that is con-

22

Bits of other manufacturers Долота других производителей

Company / Компания

+

+

развитию компании «Газпром бурение» Дамир Валеев в интервью РБК-daily. Такое желание сервисных компаний вполне понятно и оправданно. Особенно если учесть тот факт, что сейчас в разработку вводится все больше «сложных» месторождений, для которых нужны новые технологические решения как со стороны поставщиков буровых услуг, так и от производителей бурового оборудования. Такие решения, в свою очередь, должны себя окупать. В противном случае, сервисному рынку просто не на что будет развиваться и разрабатывать для своих клиентов столь необходимые технологии.

Удержать свой рынок Если говорить о буровом оборудовании (и, в частности, о буровых долотах), то на этом рынке можно наблюдать постоянное противостояние цены и качества, требования к которому с каждым годом растут из-за большого количества технологически сложных проектов. На сегодняшний день на рынке буровых долот в России, по разным оценкам, отечественные производители «держат» от 80 до 85% эксплуатационного и разведочного бурения. Долота российского производства еще недавно по качеству не дотягивали до мирового уровня, что, естественно, делало их более доступными по цене. Однако в последнее время ситуация стремительно меняется, и росOil&GasEURASIA

stantly raising the bar by implementing increasingly more technologically-complex projects.

In the drill bit market, for example, Russian manufacturers control 80 to 85 percent of the market in exploration and development drilling. Domestic manufactured bits, though cheaper, had previously lacked in quality. That however is changing as Russian manufacturers become more competitive. Many in fact now have even API certification, for example Volgaburmash.

Major international service companies (NOV, Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton) operating on the Russian market use bits of their own production. And Russian drilling services companies are following suit. Of the domestic service companies shown in Diagram 2, only two – RINACO and Integra – use bits manufactured by third-parties.

And there is one hybrid: Russian company NewTech Services uses bits manufactured by has a partnership with Varel International. But this summer, The two companies formed a joint venture, Varel-NTS, to manufacture Varel quality bits in Kurgan in East Siberia that marries foreign technology and manufacturing methods with the cost savings and local content advantages of domestic manufacturing.

РЫНОК БУРОВЫХ УСЛУГ сийские производители долот становятся все более конкурентоспособными. Многие из них прошли сертификацию API (например, «Волгабурмаш»). Крупнейшие международные сервисные компании (NOV, Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton), которые работают в России, при оказании услуг по долотному сервису традиционно используют долота собственного производства. К этому же стремятся и российские компании. Из представленных на диаграмме 2 основных компаний по буровому сервису только две из них – российские «РИНАКО» и «Интегра» – используют долота других производителей. Есть также и компания-«гибрид»: российская «НьюТек Сервисез» выступает в сотрудничестве с американской Varel International. Совместное предприятие Varel-НТС в городе Курган (Восточная Сибирь) занимается производством буровых долот марки Varel. Предприятие соединило в себе зарубежные технологии и методы производства со снижением издержек и преимуществами выпуска долот на территории России.

Скважины в алмазах

Varel-NTS manufactures only PDC (polycrystalline diamond cutter) bits, while typical Russian manufacturers produce both PDC and roller bits. Kamil Zakirov, executive vice-president of NewtechServices, said in an interview with www.prom-oil.ru. “During the last 10 years, the market has

Продукция Varel-НТС интересна тем, что представляет собой исключительно PDC долота. По словам исполнительного вице-президента «НьюТек Сервисез» Камиля Закирова в интервью на сайте www.prom-oil.ru, «в последние 10 лет рынок движется в сторону алмазных долот». По состоянию на 2010 год доли PDC долот и шарошечных, используемых в России при бурении, составляли 80 и 20% соответственно. К 2020 году, как считают эксперты, ситуация на российском

Oil&Gas Eurasia magazine has made some interviews with executives and experts of major oil service companies on drilling service and drilling equipment manufacturing questions. A special attention was paid to PDC drill bits, its production and use in Russia, and advantages and disadvantages of different drill bits types.

Журнал «Нефть и газ Евразия» провел опрос руководителей и экспертов ведущих нефтесервисных компаний по темам, связанным с рынком буровых услуг и бурового оборудования. Отдельное внимание НГЕ уделил PDC долотам, их производству и применению в России, а также преимуществам и недостаткам различных типов долот.

Georgy Kuznetsov, Business Development Manager, Drill Bits, Russia & CIS, National Oilwell Varco

Кузнецов Георгий Юрьевич, директор по развитию бизнеса, буровые долота, Россия и СНГ, National Oilwell Varco

Diamonds in Wells

NOV manufactures land-based and offshore oil drilling rigs and major mechanical components for such rigs, also performs services for oil industry.

First of all, it should be noted, that bit service is the main component of the bit market in Russia (according to our estimates, approximately 70 percent of the total market). In the rest of the world, other mechanisms are commonly used – sale, consignment and lease.

Extremely high competition exists on the market and gradually knocks out non-producing companies. High competition also forces the players to improve the quality of their services, which implies constant development of new bit designs, new materials, prompt production and logistics, price formation, etc.

Further market development will go along three main lines: technical support of bit run (which became classic already); bit lease; integrated service for directional drilling (bit, screw downhole motor, MWD, jar, etc.).

Actually, the principles for the selection of bit types for particular drilling conditions in Russia do not differ and should not differ from the rest of the world. Main

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КРУГЛЫЙ СТОЛ

№10 Октябрь 2012

NOV специализируется на разработке, производстве и продаже оборудования и комплектующих для применения в сфере бурения скважин, производства нефти и газа, технического обеспечения и надзора. Прежде всего, следует отметить то, что главной особенностью рынка долот в России является долотный сервис (по нашим оценкам, сервисное обслуживание долот занимает около 70% всего рынка). Как правило, во всем остальном мире используются другие механизмы, такие как: продажа, консигнация, аренда. На рынке присутствует крайне высокая конкуренция, которая постепенно выводит из игры компании, не являющихся производителями. Высокая конкуренция заставляет игроков улучшать качество своих услуг –постоянная разработка новых дизайнов долот, новых материалов, быстрое производство и логистика, формирование цен и т.д. Дальнейшее развитие рынка возможно в трех направлениях: это ставший уже классическим сервис технологического сопровождения обработки долот; аренда долот; объединенный сервис с наклоннонаправленным бурением (долото, винтовой забойный двигатель – ВЗД, ТС, яс). На сегодняшний день в России работает большое количество компаний, которые предлагают свои долота и услуги по долотному сервису. Это такие крупные производители как, «Волгабурмаш», National Oilwell Varco, Smith Services (Schlumberger), Baker Hughes, Security DBS (Halliburton), Varel.

23

#10 October 2012

DRILLING MARKET ● Fig. 3. ● График 3.

рынке буровых долот еще больше изменится в пользу поликристаллических резцов: их доля увеличится до 95%, а оставшиеся 5% будут приходиться на шарошечные (примерно такое же соотношение на данный момент можно наблюдать на рынке США), такие цифры приводятся в отчете RPI. Спрос на долота с поликристаллическими резцами объясняется тем, что этот тип долот более эффективен в процессе разрушения породы, чем шарошечные. «Для сложного бурения нужно все больше дорогих долот PDC, которые постепенно вытесняют массовые шарошечные долота, хотя последние и продолжают пользоваться устойчивым спросом», – считает старший SOURCE / ИСТОЧНИК: CENTRAL DISPATCH DEPARTMENT

ROUND TABLE

factors for bit selection include: lithology, potential drilling problems, requirements and tasks put forward by the customer, drive type, well profile, etc.

PDC bits are becoming more and more popular not only in Russia, but all over the world. Actually, it is not surprising at all, as the mechanism of rock destruction by cutting is two times more effective compared to compression, so MCP for PDC bits should be higher. Thanks to new design features, bit controllability for directional drilling is being constantly improved, and new PDC cutters make it possible to drill harder and/or interbedded rocks.

Commercial production of PDC bits was started in 1980. It was set up from scratch in Great Britain. Main bit manufacturers present in the Russian Federation are: BIT, VBM, NOV, Smith, Hughes Christensen, Security and Varel.

Our company operates in all regions of the Russian Federation: the Volga-Ural, Western Siberia, Eastern Siberia and Sakhalin. As a rule, all bit types are used in all regions, but their percent ratio can vary from region to region.

24

Thomas Seeney, Regional Manager CIS, Varel International Varel International manufactures drill bits for the global drilling community as well as for the blasthole mining, industrial, construction and water well drilling communities.

The oil service market is rather unique in Russia compared to the rest of the world. Its potentially huge size is a clear differentiator and more importantly there remain many opportunities to introduce technology and techniques that has become commonplace outside CIS countries. As an example the biggest source of wear on drillbits in Russian drilling is from heavy impact damage to the cutting structure and yet there is little action taken by many customers in optimizing BHA design and improving drilling practice with a view to reducing bit impact damage.

Despite (or maybe because of) the glacial winters and relatively tough logistics environment, I have found that Russians can be extremely warm, ready to laugh and yet formally polite, on the other hand, ready to fly off the handle when under stress.

It’s no surprise then that friendships and long standing relationships between sellers and buyers are a major mover in purchasing decisions.

Despite the above statement, we still need to prepare no nonsense technical reasons for our customers to buy our bits, with a rapid delivery and low price.

The lithological conditions are not the main challenge in Russia for international drillbit suppliers. The biggest challenge is the underpowered rigs, poor drilling parameter control and the lack of information about what actually happens in the

Принципы выбора типа долот для конкретных условий бурения в России не отличаются и не должны отличаться от остального мира. Основными факторами для подбора являются: литология, возможные осложнения при бурении, требования и задачи, поставленные заказчиком, тип привода, профиль скважины и т.д. Другой вопрос, что сейчас все большую и большую популярность приобретают PDC долота. И не только в России, но и во всем мире. В целом, в этой тенденции нет ничего удивительного, так как механизм разрушения породы срезом в два раза эффективнее сжатия, и, соответственно, механическая скорость проходки (МСП) для долот PDC должна быть выше. Сейчас компании-производители постоянно работают над разработками новых особенностей дизайна для улучшения управляемости долотами при наклонно-направленном бурении. А разработки в области резцов PDC позволяют уже сейчас бурить все более твердые и/или переслаиваемые породы.

National Oilwell Varco начала выпуск PDC долот еще в 1980 году, открыв новое производство «с нуля» в Великобритании. Сейчас наша компания работает во многих регионах России: Волго-Уральский, Западная и Восточная Сибирь, Сахалин.

Томас Сини, представитель в России в странах СНГ, Varel International Varel International занимается производством бурового оборудования и инструмента Varel для работ по бурению нефтегазовых и горнорудных скважин в породах различных степеней твердости. Нефтесервисный рынок в России уникален в сравнении с остальным миром. Его явным отличительным признаком является огромный потенциал, а также, что еще более важно, на российском рынке сохраняются большие возможности для внедрения технологий и методов работы, ставших уже привычными за пределами стран СНГ. Так, например, основной причиной износа буровых долот при эксплуатации в России является значительное повреждение долота при ударной нагрузке. Тем не менее, многие заказчики не принимают должных мер для оптимизации КНБК и улучшения режима бурения, чтобы уменьшить степень повреждения долот под воздействием ударной нагрузки. Для международных компаний, которые занимаются производством и поставками буровых долот в России, главную сложность представляют не литологические условия. Основная «загвоздка» заключается в недостаточных мощностях буровых станков, некачественном контроле параметров бурения и недостаточной информации об условиях бурения в тех регионах, где применяются наши долота. Как следствие, в России долота PDC используются не так активно для тех пород, для каких компания Varel обычно предлагает своим клиентам, причем для тех же типов пород, которые встречаются во многих российских регионах. Тем не менее, компания Varel гордится тем, что уделяет большое внимание детальному анализу различных практических случаев бурения, выбирая для заказ-

Oil&GasEURASIA

РЫНОК БУРОВЫХ УСЛУГ

been moving in the direction of diamond bits.” In 2010, shares of PDC bits and roller bits used for drilling in Russia were respectively 80 percent and 20 percent. Experts believe that by 2020, the situation for the Russian market of drill bits will shift even more in favor of PDC: their share will increase to 95 percent, and the remaining 5 percent will fall on roller bits (approximately the same ratio can be observed at present on the US market), according RPI report.

The rise in demand for PDC drill bits can be explained by the fact that this type of bit is fundamentally more efficient in its rock destruction process than roller cone bits. in “complicated” wells with hard and interbedded rocks. “For complicated drilling more and more PDC bits are required, increasing costs; these bits gradually replace common roller bits, though the latter are still in firm demand,” Oleg Dushin, senior analyst at IC Tserikh Capital Management in Moscow told Russian business magazine, Expert.

Andrei Suleimanov, director of marketing and development of NPP Burservice also gives credit to the advan-

аналитик ИК «Церих Кэпитал Менеджмент» Олег Душин в интервью журналу «Эксперт». Преимуществам PDC долот также отдает должное и Андрей Сулейманов, директор по маркетингу и развитию ОАО «НПП «Бурсервис»: «Все значительные экономические показатели, связанные с повышением эффективности бурения скважин, достигнуты благодаря активному внедрению в практику этого типа породоразрушающего инструмента. Повсеместно и, в первую очередь, в Западной Сибири вместе с переходом на бурение PDC долотами произошли существенные сокращения сроков строительства скважин». Заметным преимуществом PDC долота перед шарошечными заключается в его износостойкости. Но даже при деформации такие долота можно ремонтировать и вновь запускать в работу. Для компаний-заказчиков важным фактором является возможность восстановления долот в регионе своих месторождений. Предприятие Varel-НТС – это один из немногих заводов, который зани-

drilling environment where our bits are run. The consequence of this is that PDC bits tend to be less aggressive than Varel would normally propose for the rock types to be encountered in many Russian applications. However, Varel prides itself in its attention to detail in analysis of the many different drilling applications, selecting the bit design after considering detailed lithology, rig capacity, drilling program and detailed offset bit run analysis. We always strive with a passion to provide a “fit-forpurpose” bit design.

Rock fails much more efficiently through a shearing action. PDC bits “breakup” rock principally by shearing, so clearly drilling can potentially be much faster with a PDC bit. The down side is that the more rock removed per rotation of the bit, the more energy required at the bit. Excessive bit torque and unstable directional drilling are common reasons for poor PDC bit performance in Russia. The roller cone bit fails rock principally by fracturing the rock (although there is a shear component, greater in soft formation bit design) and the rolling movement of the teeth expends energy as heat. The roller drilling action is much more user friendly to tired mud motors and old rig equipment. Diamond is the hardest known substance so the PDC cutter is super resistant to slicing through rock. However diamond in PDC form is rather fragile and can break up from bit load fluctuations and bottom hole impacts. This is where the roller cone comes into its own, Tungsten carbide inserts are much more impact resistant than diamond so there are still some applications where they are the best choice. In Russia, the hard rock areas of Samara, Usinsk and eastern Siberia are still very reliant on roller cone bits but this is evolving, more and more PDC bits are being tested. Westen Siberia drilling is probably 95 percent PDC bit drilling.

The largest volume suppliers in Russia are still Volga Burmarsh for roller cones and Burintech for PDC bits. However as more powerful rigs are brought in, drilling techniques evolve and more difficult wells are being drilled, the big five international suppliers, Hughes, Smith, Halliburton, NOV and Varel are gaining more market share.

The Russian drilling operations can be essentially divided up into six principal drilling areas, Varel NTS operates in all the onshore areas at this time. By far the greatest drilling activity is currently in western Siberia around Khanti-Mancisk, Niznevartovsk and Noyabrsk. The next largest area of activity is west of the Urals around Orenburg, Perm, Samara and Almetyevsk. Very similar formations extend to the North but drilling is mostly around the Usinsk-Komi area. An increasingly large amount of drilling occurs in eastern Siberia around Irkutsk and there is some important offshore drilling in the Sakhalin area. The area of future development with potentially huge reserves is the Barents sea Varel has no activity here at this time.

чика конструкцию долота только после подробного изучения литологии, мощности станка, проекта по буровым работам и детального анализа отработки долота на соседних скважинах. Мы всегда стремимся предоставить долото, конструкция которого соответствует целевому назначению. Порода разрушается более эффективно при срезающем действии. Долота PDC разрушают породу в основном за счет именно этого свойства. Поэтому очевидно, что бурение может осуществляться значительно быстрее при использовании долот PDC. Оборотной стороной этой медали является то, что чем больше породы удаляется за один оборот долота, тем больше требуется энергии. Избыточный крутящий момент на долоте и нестабильное направленное бурение – это основные причины порой неудовлетворительной работы долот PDC в России. Шарошечное долото разрушает породу в основном за счет дробления (хотя в его действии присутствует и срезающий компонент: в большей степени в конструкциях долот для мягких пород), а вращательное движение зубьев производит энергию в форме тепла. Действие шарошечных долот более благоприятно по отношению к изношенным забойным гидравлическим двигателям и старому буровому оборудованию. Алмаз – это наиболее твердый из известных материалов, поэтому резцы PDC обладают высочайшей прочностью при разрезании породы. Однако, алмазы в той форме, которая используется в PDC, характеризуются высокой хрупкостью и могут сломаться при колебаниях нагрузки на долото и под воздействием ударной нагрузки на забое. Здесь следует отдать должное шарошечным долотам, так как твердосплавные карбид-вольфрамовые вставки намного устойчивее к ударной нагрузке, чем алмазы, поэтому в некоторых случаях это будет лучший выбор. В России, в районах с твердыми породами, таких как Самара, Усинск и Восточная Сибирь до сих пор больше полагаются на шарошечные долота, но ситуация меняется, и сейчас вводят в эксплуатацию все больше PDC долот. Бурение в Западной Сибири на 95% осуществляется долотами PDC. Среди крупнейших поставщиков в России являются компании «Волгабурмаш» по шарошечным долотам и «Буринтех» по долотам PDC. Однако, по мере внедрения более мощных буровых станков, появления новых буровых технологий и бурения более сложных скважин, пять крупнейших международных поставщиков, Hughes, Smith, Halliburton, NOV и Varel завоевывают все бόльшую долю рынка. Буровые работы на суше в России осуществляются в шести основных районах бурения, и в настоящее время компания Varel-НТС работает во всех этих районах. Безусловно, основной объем буровых работ приходится на Западную Сибирь, вокруг Ханты-Мансийска, Нижневартовска и Ноябрьска. Второй по значимости район работ находится к западу от Урала, вокруг Оренбурга, Перми, Самары и Альметьевска. Очень сходные пласты залегают далеко на север, но буровые работы ведутся в основном недалеко от Усинска (Республика Коми). Увеличиваются объемы бурения в восточной Сибири, в районе Иркутска, а также на море, в районе Сахалина. Перспективным районом с потенциально огромными запасами является Баренцево море, но в настоящее время компания Varel там не работает.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КРУГЛЫЙ СТОЛ

№10 Октябрь 2012

25

ROUND TABLE

DRILLING MARKET

26

#10 October 2012

Andrei Suleimanov, Director Marketing & Business Development, “NPP Burservice” OJSC

Сулейманов Андрей Анисович, Директор по маркетингу и развитию ОАО «НПП „Бурсервис“»

NPP Burservice manufactures different drilling equipment and components for construction and workovers of oil and gas wells, also provides service support.

НПП «Бурсервис» является производителем оборудования и инструмента для бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, также обеспечивает сервисное сопровождение.

Burservice started its own PDC bit production in 2005 from scratch. At first it was hard to find and buy the type of metal-working machines that we needed to produce our products. Such machines just weren’t available in Russia.

But two years ago, this situation changed and we now operate two, domestically produced, five-axis machining units. And we plan soon to install two more.

Burservice captured five to eight percent market share in Russia this year. All but 1 percent of our product line is PDC bits. The 1 percent is a special-purpose bit equipped with hard-alloy cutters.

We also offer engineering support.

Russia’s oil service market can be chaotic. Domestic bit manufacturers own 85 percent of the Russian market. And while the quality of drill bits is high, other equipment can be poor and drilling crews inexperienced. Thus, customers often expect the high technology bit to compensate.

Price dumping by new players, mostly Chinese, is a problem. They attack to win market share, bringing down the price, but when they retreat, prices remain low for everyone.

This all combines to make it difficult to get a fair price given the value of high quality drill bits and engineering maintenance. Add in a lack of state support for Russian oilfield equipment manufacturers (as opposed to Chinese that do receive state support) and the result is instability and difficulty in forecasting.

The drilling services and equipment business is profit and R&D driven. And whether a bit type is effective or not depends not on the bit but on whether or not it is being used correctly. Given the drop in prices over the last three years, customers are trying to get far more for less money. They don’t acknowledge the real value of the product.

In choosing a bit, you need to consider the geological characteristics of the field, project requirements, well design and technical capabilities of surface drilling equipment. Currently, Russia’s drilling rig fleet is being replaced, and components upgraded. So today you can see two drilling rigs equipped differently on neighbouring well pads. Certainly, bits offered for each of the rigs will have different design features.

PDC bits are more efficient than roller bits. And PDC bits are replacing roller bits especially when drilling through carbonate layers. However, there are no sufficiently strong PDC bits for dense rocks of high strength yet. Roller bits are still more effective.

In some cases, the higher torque capacity of PDC bits is an important factor limiting their application. Specifically, it concerns drilling of the upper intervals with large-diameter bits and drilling of horizontal liner sections.

When I say Russian bits, I mean bits designed and manufactured in Russia. The list of domestic producers includes, Burservice, Burintekh, Volgaburmash, UDOL, Universalnoye Bureniye. Of the foreign producers, all major international brands, and Chinese companies are present on our market.

We operate throughout Russia, but West Siberia is our top market. And we manufacture a separate bit line for virtually every project. We certainly have some basic designs, but because drilling conditions vary significantly, it is impossible to achieve high technical and economic performance without customization.

Meanwhile, we are successfully coring with our core bits in East Siberia and the Volga-Ural region. In these regions, we are also introducing PDC bits designed for carbonate rocks. Though we don’t manufacture roller bits, we do source them from third parties for turn-key projects.

Производство cобственных PDC долот компания «Бурсервис» начала с «нуля» в 2005 году. Долгое время главная сложность заключалась в отсутствии на рынке металлообрабатывающих станков, которые бы полностью подходили для специфики производства. Подобная техника была недоступна в России. Только в последние два года ситуация изменилась, и сейчас появилась возможность модернизации производства с установкой пяти осевых обрабатывающих центров, произведенных в России. Два из них уже запущены в эксплуатацию. И мы планируем запуск еще двух. Компании «Бурсервис» принадлежит 5-8% доли рынка в России (по состоянию на 2012 год). 99% нашей продукции – это PDC долота. Еще 1% - это долота специального назначения, оснащенные твердосплавными режущими элементами. И мы также осуществляем технологическое сопровождение долот. Сегодня рынок нефтесервиса в России представляется очень хаотичным. На долю отечественных долот приходится около 85% всего метража в эксплуатационном и разведочном бурении в России. И в то время, как качество долот может быть достаточно высоким, остальное оборудование может быть слабо оснащенным. Таким образом, клиенты надеются высокотехнологичными долотами компенсировать цены, которые устанавливают новые игроки на рынке (например, китайские компании), что является проблемой. Новые компании периодически устраивают демпинговые атаки – главное средство закрепления на рынке зарубежных брендов. Потом «атакующие» отступают, но низкие расценки остаются. Как результат, становится все сложнее установить истинную цену высококачественных долот и инженерно-технического сопровождения. Добавьте сюда же отсутствие государственной поддержки российских производителей нефтепромыслового оборудования (в отличие от китайских компаний, которым оказывается поддержка со стороны государства), и таким образом получается нестабильность на рынке, на котором трудно что-либо спрогнозировать. Рынок буровых услуг и бурового оборудования, как и все другие сферы бизнеса, направлен на получение прибыли. Движущей силой этого сектора можно назвать научно-конструкторскую работу. В большинстве случаев эффективность долота зависит не от самой конструкции оборудования, а от правильной эксплуатации и соответствия существующим условиям бурения. Учитывая падение цен в течение последних трех лет, клиенты пытаются получить как можно больше за меньшие деньги. Они не признают реальную ценность продукта. При выборе бурового долота необходимо учитывать три основных аспекта: геологические особенности месторождения, проектные требования к конструкции скважины и ее профилю, а также технические возможности наземного бурового оборудования. В настоящее время происходит активное обновление парка буровых установок и модернизация отдельных технологических блоков, поэтому на одном месторождении на соседних кустах можно встретить два станка с различным оснащением. Естественно, долота, которые будут предложены для каждого из них, будут иметь определенные конструктивные отличия. Сегодня PDC долота по характеру разрушения породы можно считать более эффективными, чем шарошечные. Современные технологии производства резцов постепенно замещают шарошечные долота, в частности, при проводке скважин в карбонатном разрезе. Однако для пород с высокой прочностью пока еще не разработано достаточно стойких PDC. Поэтому здесь по-прежнему более востребован принцип разрушения породы, реализуемый шарошечными долотами. Когда я говорю «российские долота», я подразумеваю долота, спроектированные и произведенные в России. Список отечественных предприятий пока не так велик: «Бурсервис», «Буринтех», «Волгабурмаш», «УДОЛ», «Универсальное бурение». Из зарубежных производителей на российском рынке представлены все крупнейшие общеизвестные бренды и ряд китайских компаний. Основной регион, где представлена компания «Бурсервис», – это Западная Сибирь. Практически для каждого проекта мы разрабатываем и производим отдельную линейку долот. Естественно, существуют и базовые конструкции, однако усло-

Oil&GasEURASIA

Sanal Tsedenov, First Vice-President, BSK-RINAKO LLC BSK RINAKO provides technological and engineering services for drilling, also performs service support for well completion, operation and well recovery.

Russia’s oilfield services market has good prospects for growth today. Oil companies are increasing their drilling activity, which increases the scope of required services including drill bit services. One can refer to the last few years as a period of stabilization.

At present, high global oil prices coupled with declining production in major Russian oilfields drive the market in drilling services and drilling equipment deliveries. The customers’ requirements are always the same – they expect a steady improvement in quality, reliability and rate of penetration, and a steady reduction of our prices.

Our company operates over the whole territory of the Russian Federation. We work successfully in west and in east Siberia, Perm, Volgograd, Saratov, Orenburg and Samara regions, the Republics of Tatarstan, Bashkortostan, Kalmykia, Udmurtia, Komi, Yakutia and elsewhere. We select bits to suit the drilling program and the lithological section of the particular well and field, taking into account available experience.

In the last five years, roller bits have noticeably surrendered the market to PDC bits. Though roller bits do have their advantages and traditional customers, PDC bits have the edge. PDC bits are designed to have no moving parts. This reduces the risk of losing bit parts on the bottomhole while drilling. It also makes them highly resistant to wear which means they can drill a lot of meters. And they have a low axial load required at high drilling rates. Also, if PDC bits are used correctly, they will wear evenly and thus can be restored for further use, this makes them cheaper over the long term.

The Chinese company Kingdream PLC has been our strategic partner for a long time. During the 11-years of our close technical collaboration, the specialists in our rock cutting tool department and Kingdream R&D center have designed a wide range of roller and diamond drill bits for the Russian market. This work was realized by constant implementation of new technologies, and development and realization of new technical solutions in the process of improving our products. We always paid special attention to designing bits for West Siberia, but now we can also offer wellproven bit lines for eastern Siberia, Ural-Volga and the Pechora regions.

We also have close contacts and cooperate with all Russian and global manufacturers, such as Burintekh, Baker Hughes, Reed Hycalog, Smith and others.

Based on 18.5 million meters drilled in 2011, we cover now approximately seven to eight percent of the market. I believe that we have good prospects for extending our segment based on the current indicators of our bit services. Another one of our advantages is the availability of our rather large stock of downhole screw motors and, respectively, of well-proven assemblies “drill bit plus downhole screw motor” for many Russian regions.

We have certain experience in collaborating with Varel. In 2003 we were among the first companies which tested Varel bits in Russian fields. Setting-up of production facilities in Russia, especially in the drilling equipment manufacturing sector, always inspires respect for the foreign investors who really want to work here. Requirements for the drilling equipment are increasing day by day on the oil service market. Therefore, given the good quality of their bits, they (NewTechVarel) can be quite competitive on the Russian market.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЫНОК БУРОВЫХ УСЛУГ

вия проведения буровых работ очень разнятся, и без определенной адаптации нельзя добиться высоких технико-экономических показателей. В регионах Восточной Сибири и Урало-Поволжья мы успешно внедряем PDC долота, спроектированные под карбонатные породы. Шарошечные долота мы не производим, однако регулярно используем их при работе «под ключ» на проектах, где по технологическим или геологическим причинам они более эффективны.

Цеденов Санал Анатольевич, Первый вице-президент, ООО «БСК-РИНАКО» БСК «РИНАКО» оказывает комплекс технологических, инжиринговых, сервисных услуг при бурении, а также занимается сервисным сопровождением освоения, эксплуатации и восстановления скважин. Сегодня рынок нефтесервисных услуг в России имеет хорошие перспективы роста. Нефтяные компании наращивают объемы бурения, а вместе с этим увеличивается и требуемый объем сервисных услуг, в том числе и по долотному сервису. Последние несколько лет можно смело назвать периодом стабилизации после кризиса 2008 года. В настоящее время, основными двигателями рынка буровых услуг и бурового оборудования являются стабильно высокие мировые цены на углеводороды. Требования заказчиков всегда остаются прежними – это постоянное повышение качества, надежности оборудования, а также увеличение механической скорости при постоянном снижении стоимости услуг компании. Деятельность компании «РИНАКО» в настоящий момент распространяется практически на всю территорию России: Западная и Восточная Сибирь, в Пермской, Волгоградской, Саратовской, Оренбургской и Самарской областях, в республиках Татарстан, Башкортостан, Калмыкия, Удмуртия, Коми, Якутия и других регионах. Долота мы подбираем исходя из проекта бурения и литологического разреза конкретной скважины конкретного месторождения с учетом уже имеющегося опыта. Если говорить о предложении на рынке буровых долот, то можно отметить, что за последние пять лет шарошечные долота заметно уступили свою долю PDC долотам. К основным достоинствам последних относится целый ряд параметров: отсутствие в их конструкции движущихся частей (что значительно снижает риски оставления частей долота в забое скважины при бурении), высокая износостойкость, позволяющая обеспечивать высокие показатели проходки, низкая требуемая осевая нагрузка при высоких скоростях бурения. Нашим стратегическим партнером по разработке и поставкам долот является компания Kingdream PLC. За 11 лет плотного технического сотрудничества наши специалисты департамента породоразрушающего инструмента и научноконструкторского центра Kingdream PLC путем постоянного внедрения новых технологий, поиска и реализации новых технических решений в процессе совершенствования выпускаемой продукции смогли создать достаточно широкую гамму как шарошечных, так и алмазных долот для российского рынка. Большое внимание мы уделяем конструированию долот для Западно-Сибирского региона, также работаем с уже зарекомендовавшими себя гаммами долот для Восточной Сибири, Уралоповолжского и Тимано-Печорского регионов. Среди других партнеров «РИНАКО» присутствуют такие крупные производители как «Буринтех», Baker Hughes, Reed Hycalog, Smith и другие. Если исходить из объема проходки 18,5 млн метров за 2011 год, то доля компании на рынке сейчас составляет около 7-8%. И, учитывая показатели по долотному сервису на сегодняшний день, я думаю, что у нас есть хорошие возможности для увеличения нашего сегмента. Еще одним нашим преимуществом является наличие довольно большого собственного парка ВЗД и, соответственно, уже зарекомендованных компоновок «долот+ВЗД» во многих российских регионах. У нас также есть опыт сотрудничества с компанией Varel International. В 2003 году «РИНАКО» была одной из первых компаний, кто тестировал долота Varel на российских месторождениях. Создание в России собственных производств, особенно в секторе бурового машиностроения, всегда вызывает уважение к иностранным инвесторам, которые по-настоящему хотят работать в стране. На нефтесервисном рынке с каждым днем возрастают требования к эксплуатируемому оборудованию. Поэтому, на мой взгляд, при хорошем качестве производимых долот, завод Varel-НТС может быть вполне конкурентоспособным на российском рынке.

КРУГЛЫЙ СТОЛ

№10 Октябрь 2012

27

ROUND TABLE

DRILLING MARKET

28

#10 October 2012

Maksim Petrenko, Business Development Manager, Drill Bits and New Technologies Department, Smith Bits (Schlumberger)

Петренко Максим Юрьевич, Менеджер по развитию бизнеса, подразделение буровые долота и новые технологии, Smith Bits (Schlumberger)

Smith Bits provides different drilling products and services to oil and gas industry. Company became part of Schlumberger in August 2010.

Smith Bits является производителем и поставщиков различного бурового оборудования, а также сервисных услуг для нефтегазовой отрасли. Компания стала подразделением корпорации Schlumberger в августе 2010.

The Russian drillbit market is quite stable. According to our estimates, it shows a sustainable growth of 5% to 7%, compensating the crisis price drop by the fact that the producing companies start developing more and more complicated and remote fields, i.e. they drill deeper, father, deviating more from the vertical and, which is the most important factor, in more difficult geological conditions. The drilling focus is gradually advancing from Western Siberia to Eastern Siberia, where more often than not the fields show much more complicated lithological structure. The same can be said about the Timano-Pechora oil-and-gas province.

In addition, one can observe two strong trends characterizing the recent development of the Russian drillbit market: transfer from the direct sales of the bits to the drillbit service and transition from the roller-bit drilling to the polycrystalline diamond compact (PDC) cutter drilling (up to 80% today). But while the transition to PDC is a global trend, the service is yet developed in a couple of countries only.

The development of the PDC drillbits has resulted in a qualitative jump of the indicators reflecting both the drilling rate and the run lengths, with respective reduction of the round trip number. The accident rate related to leaving drillbit parts in the wellbore zone has also dropped down.

The new approaches used for PDC cutter production allowed us to reach some revolutionary indicators for hard rock drilling: - the PDC drillbit drilling rates and run lengths have increased several folds in the recent 5 to 7 year period. Accordingly, the companies investing substantial assets to the Research and Advanced Development enjoy a serious competitive advantage. The PDC drillbit production technology is developing very dynamically in two main directions i.e. the controllability and durability of the equipment.

Today, the Russian drillbit market shows a high competitiveness created by both the domestic manufacturers (Burintekh, VBM and some smaller companies) and the Western manufacturers (the Big Four, Varel, Chinese suppliers, and also by the companies rendering the drillbit service. In the given situation, the success, in our opinion, depends on two basic moments: - the equipment and the personnel. The advanced drillbit technologies and the strong team of the professionals allowed Smith Bits to increase its share on the Russian market by 10% in the recent 5 years.

Also, according to the SPEARS marketing report on the global oil service market, the Smith Bits (Schlumberger) drillbits rank first in the global market. Without any doubt this achievement was facilitated by the synergistic effect of business merger of Smith International and Schlumberger, which took place in September 2010.

The major advantage of our company is represented, first of all, by the big annual investments to development of new drillbit technologies and designs. In addition to that, Smith Bits offers an extensive product line of drillbits, including the roller bits, PDC, diamond impregnated drillbits, hole sizers, as well as various software, for both the drillbit modeling and the he drilling parameter optimization, thus providing ditions of its use. the best tool selection for any conditions Today Smith Bits operates in all basic oil & gas regions of the country: Western and Eastern Siberia, Timano-Pechora, ora, Volga-Urals and Caspian regions, as well as in the Black Sea and on the Sakhalinn Island.

Рынок буровых долот в России достаточно стабилен. По нашим оценкам, он стабильно растет на 5-7%, компенсируя кризисное падение цен тем, что добывающие компании начинают разработку все более сложных и удаленных месторождений: бурят глубже, дальше, с большим отходом от вертикали и самое главное – в более сложных геологических условиях. Акцент бурения из Западной Сибири постепенно перемещается в Восточную, где зачастую месторождения имеют намного более сложное литологическое строение. То же самое относится и к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции. Так же, можно отметить два устойчивых тренда, которые характеризуют развитие рынка долот в России в последние годы – переход от прямой продажи долот на долотный сервис и от шарошечного бурения к бурению долотами PDC (до 80% сегодня). И если переход на PDC это общемировой тренд, то сервис развит, лишь в нескольких странах. Развитие долот PDC, привело к качественному скачку показателей, как по механической скорости, так и по длине рейсов и соответственно сокращению количества СПО (спуско-подъемных операций). Так же снизилась аварийность, связанная с оставлением частей долота на забое. Новые подходы, использованные для производства резцов PDC, позволили достигнуть революционных показателей при бурении твердых пород – мех. скорости и длинна рейсов долот PDC увеличились за последние 5-7 лет в несколько раз. Соответственно компании, вкладывающие значительные средства в НИОКР, имеют серьезное конкурентное преимущество. Технология производства долот PDC развивается очень динамично в двух основных направлениях – управляемость и стойкость вооружения. Сегодня, на рынке долот в России существует высокая конкуренция, как со стороны отечественных (Буринтех ,ВБМ и более мелких компаний) и западных производителей (большая четверка, Varel, Китайские поставщики), так и компаний предоставляющих долотный сервис. В таких условиях, чтобы быть успешным, на наш взгляд, важны два основных момента – оборудование и персонал. Передовые технологии производства долот и крепкая команда профессионалов, позволили компании Smith Bits увеличить свою долю на Российском рынке на 10% за последние 5 лет. Так же, по данным маркетингового отчета о мировом рынке нефтесервиса, компании SPEARS, буровые долота Smith Bits (Schlumberger) вышли на 1 место на мировом рынке. Этому несомненно способствовал и синергетический эффект от слияния компаний Смит Интернэшнл и Шлюмберже в сентябре 2010 года. Основное преимущество нашей компании - это, прежде всего, большие ежегодные вложения в развитее новых технологий и дизайнов долот. Кроме того, Smith Bits предлагает широкий продуктовый ряд буровых долот, включая шарошечные, PDC, алмазные и импрегнированные долота, расширители, а также различное программное обеспечение, как для моделирования буровых долот, так и для оптимизации параметров бурения, обеспечивая тем самым наилучший выбор инструмента для любых условий применения.

Smith Bits на сегодняшний день работает во всех основных нефтегазовых регионах сстраны: Восточная и Западная Сибирь, Тимано-Печере, Волго-Уральсвом и Каспийском регионах, на Черном море и на Сахалине.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

tages of PDC bits: “All significant economic indexes related to improving drilling efficiency are achieved by using this type of rock cutting tool. Everywhere, beginning first in West Siberia, we’ve seen the time it takes us to construct a well drop after we’ve shifted to PDC bits.”

PDC bits are also more wear resistant. Even in cases of deformation, these bits can be repaired and run into the well again. Therefore, customers see it important to have repair services nearby. Varel-NTS is one of only a few Russian manufacturers which repair bits, thus increasing the life cycle of their products. Other companies who repair bits are, for example, Burservice and Burintech.

More Opportunities “The market is competitive, so not only we have good products; explicitly or implicitly, the customer himself regulates the number of players on the market,” New-Tech’s Zakirov told www.prom-oil.ru. “The customer does not like when somebody dominates the market, because he always wants to have a choice. This approach is good, as it supports competition, proper prices and good quality.”

And competition will grow. Russia’s entry into the WTO enables more foreign companies to enter the Russian market, and will pressure established players to evolve so as to stay competitive. Vladimir Borisov, Head of the Tyumen Association of oil and gas service companies, told the Russian daily newspaper “Rossiiskaya Gazeta” that at present, foreign service companies perform 65 percent of all service operations in Russian oilfields. This has put pressure on suppliers to embrace international standards.

“The CIS oilfield market is evolving rapidly, the countries’ infrastructures are improving, there is a well educated young workforce available, there are great business opportunities here in Russia,” Thomas Seeney said OGE.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЫНОК БУРОВЫХ УСЛУГ мается ремонтом долот, продлевая их жизненный цикл. Среди других российских компаний, которые также оказывают услуги по ремонту, можно назвать «Бурсервис» и «Буринтех».

Больше возможностей «Рынок конкурентный, поэтому хороший продукт есть не только у нас (предприятие Varel-НТС – прим. автора), явно или неявно, но заказчик сам регулирует количество игроков на рынке. И ему, заказчику, всегда очень не нравится, чтобы кто-то доминировал, поскольку хочется иметь выбор. Такой подход хорош, потомучто поддерживает конкуренцию, нормальные цены и хорошее качество», – отметил Камиль Закиров в интервью на сайте www.prom-oil.ru. Впрочем, о нехватке конкуренции уже говорить не приходится. Вступление России в ВТО позволяет еще большему количеству зарубежных компаний выйти на российский рынок, а уже состоявшихся игроков подстегивает более активно развиваться. Глава Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний Владимир Борисов в недавнем интервью «Российской газете» заметил, что уже сейчас в России на долю зарубежных компаний приходится более 65% всех сервисных работ на месторождениях российских компаний. И этот факт должен «подстегнуть» отечественных производителей к соблюдению международных стандартов производства. Томас Сини в ответ на вопрос НГЕ прокомментировал ситуацию на рынке буровых услуг в России следующим образом: «Нефтесервисный рынок на территории стран СНГ стремительно развивается. Создаваемая инфраструктура демонстрирует наличие молодых и хорошо обученных кадров, а также огромные возможности для развития бизнеса в России».

29

LEARNING FROM YESTERDAY DISCUSSING TODAY PLANNING FOR TOMORROW

www.oilgas–events.com

INTERNATIONAL

OIL & GAS EVENT CALENDAR

10th PETROTECH INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION AND CONFERENCE 14 – 17 October 2012 • New Delhi, India 7th MANGYSTAU REGIONAL OIL, GAS & INFRASTRUCTURE EXHIBITION 6 – 8 November 2012 • Aktau, Kazakhstan

TUROGE

MANGYSTAU OIL & GAS

17th UZBEKISTAN INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION AND CONFERENCE 14 – 16 May 2013 • Tashkent, Uzbekistan

17th TURKMENISTAN INTERNATIONAL OIL & GAS CONFERENCE 14 – 16 November 2012 • Ashgabat, Turkmenistan

4th TURKMENISTAN GAS CONGRESS 22 – 23 May 2013 • Avaza, Turkmenistan

ROMANIA OIL & GAS CONFERENCE 4 – 5 December 2012 • Bucharest, Romania

20th CASPIAN INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION AND CONFERENCE INCORPORATING REFINING & PETROCHEMICALS 4 – 7 June 2013 • Baku, Azerbaijan

LNG INDIA CONFERENCE 29 – 30 January 2013 • New Delhi, India

GLOBAL OIL & GAS PROFESSIONAL FORUM: HUMAN RESOURCES 12 – 13 February 2013 • Amsterdam, Netherlands

ARCTIC REGION OIL & GAS

2nd ARCTIC REGION OIL & GAS CONFERENCE 26 – 27 February 2013 • Stavanger, Norway

RPGC

MIOGE

13th INTEROILGAS EXHIBITION AND CONFERENCE 12 – 14 March 2013 • Kyiv, Ukraine

GIOGIE

ATYRAU OIL & GAS

OILTECH ATYRAU

11th RUSSIAN PETROLEUM & GAS CONGRESS Alongside MIOGE 2013 25 – 27 June 2013 • Moscow, Russia

12th MOSCOW INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION Alongside 11th RUSSIAN PETROLEUM & GAS CONGRESS 25 – 28 June 2013 • Moscow, Russia

EAST AFRICA OIL & GAS CONFERENCE 2 – 3 July 2013 • Kampala, Uganda

12th GEORGIAN INTERNATIONAL OIL, GAS, INFRASTRUCTURE & ENERGY CONFERENCE 26 – 27 March 2013 • Tbilisi, Georgia

EAST MEDITERRANEAN OIL & GAS CONFERENCE September 2013 • Antalya, Turkey

12th NORTH CASPIAN REGIONAL ATYRAU OIL & GAS EXHIBITION 2 – 4 April 2013 • Atyrau, Kazakhstan KIOGE

7th ATYRAU REGIONAL PETROLEUM TECHNOLOGY CONFERENCE 3 – 4 April 2013 • Atyrau, Kazakhstan

12th TURKISH INTERNATIONAL OIL & GAS CONFERENCE 10 – 11 April 2013 • Ankara, Turkey

21st KAZAKHSTAN INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION AND CONFERENCE 1 – 4 October 2013 • Almaty, Kazakhstan

22nd WORLD ENERGY CONGRESS 13 – 17 October 2013 • Daegu, South Korea

8th KAZENERGY EURASIAN FORUM October 2013 • Astana, Kazakhstan

Please note: dates are subject to change

GAS MARKET

NOVATEK Will Supply Gas to EnBW, Bypassing Gazprom Export Monopoly «НОВАТЭК» поставит газ EnBW в обход экспортной монополии «Газпрома» Svetlana Kristallinskaya

Светлана Кристаллинская

OVATEK has made the first move to evade the law on Gazprom’s export monopoly: it concluded a contract on selling gas on the European market via its Swiss subsidiary, Novatek Gas&Power. The company reasons that it needs some experience in gas export to be gained by the moment when Yamal LNG is introduced in the European market. Still, the experts suppose that sooner or later NOVATEK, being supported by the government, will breach the export monopoly.

In the middle of July the German energy concern reported the conclusion of a 10-year contract on gas supply of 1.9 billion cu. m. every year. With reference to unidentified sources, the German media reported that this supplier was the Russian independent gas producer – NOVATEK; after that the company’s stock price rose by 5% and now keep steadily growing after May’s fall provoked by the Finance Ministry’s plans to raise taxes.

The principle question analysts posed at the time of contract signing concerned NOVATEK’s source for the gas it proposes to sell. Also questioned was whether Gazprom would participate considering it has monopolized Russian gas export since 2006. The media presumed that the deal might involve both an agent agreement with Gazprom and a swap of supply.

Mark Jetway, NOVATEK's Financial Director, subsequently confirmed that Novatek Gas&Power had concluded an agreement with EnBW. He denied the excistance of any agent agreement with Gazprom. He emphasized that it was just a trading contract and NOVATEK generally intended to

ОВАТЭК» сделал первый шаг по обходу закона об экспортной монополии «Газпрома», заключив контракт по продаже газа на европейском рынке через швейцарскую дочернюю структуру – Novatek Gas&Power. Компания объясняет это необходимостью наработки опыта по продаже газа за рубежом к моменту, когда начнет поставлять на европейский рынок сжиженный природный газ на Ямале. Однако эксперты уверены, что рано или поздно «НОВАТЭК» разрушит экспортную монополию, видя поддержку, оказываемую компании правительством. Германский энергетический концерн в середине июля сообщил о заключении 10-летнего контракта на поставку 1,9 млрд м3 газа в год. Германские СМИ сообщили со ссылкой на неназванные источники, что этим поставщиком является российский независимый производитель газа – «НОВАТЭК», после чего котировки компании влетели на 5% и до сих пор демонстрируют уверенный рост после майского падения, вызванного планами Минфина увеличить налоговую нагрузку. Главный вопрос, который интересовал аналитиков после объявления о заключении контракта – где «НОВАТЭК» будет брать газ для реализации, и, в частности, будет ли в схеме каким-то образом участвовать «Газпром», который с 2006 года обладает монополией на экспорт газа из России – СМИ делали предположения о возможном агентском соглашении с «Газпромом», так и своповые поставки. Финансовый директор «НОВАТЭКа» Марк Джетвей, который позднее подтвердил заключение контракта Novatek Gas&Power с EnBW, был краток в своих комментариях, опровергнув наличие агентского соглашения с «Газпромом» в данном контракте. Он отметил, что это исключительно трейдинговый контракт, и «НОВАТЭК», в принципе, намерен расширять свою трейдерскую деятельность

SOURCE: NOVATEK / ИСТОЧНИК: НОВАТЭК

N

«Н

● Fig. 1. ● Рис. 1. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

#10 October 2012

GAS MARKET

Integrated facility at Sabetta / Интегрированное производство в Сабетте ❏ Завод по обработке и сжижению газа: • Завод по производству СПГ на побережье – три производственных линии по 5,0 млн т в год.

• Имеющиеся мощности позволяют производить 1 млн т газового конденсата в год.

• Единство места – интегрированные инженерные сети и инфраструктура.

• Резервуары для хранения СПГ 4х160 тыс. м3. ❏ Пирс с двумя причалами. ❏ Запуск первой линии планируется на 4-й квартал 2016 года. ❏ Планируемые капитальные затраты на разработку месторождения и строительство завода по производству СПГ – $18-20 млрд.

❏ Gas treatment and liquefaction facility: • Onshore LNG plant – three production trains of 5.0 million tons per year.

• 1 million tons of gas condensate production capacity.

• Single site – integrated utilities and infrastructure.

• LNG tanks 4 x160,000 cubic meters. ❏ Jetty with two berths. ❏ Planned launch of first train in 4Q of 2016. ❏ Planned capital expenditures for field development and LNG facilities $18-20 billion.

Production Производство

Liquefaction Сжижение

Transportation Транспортировка

Marketing Маркетинг

Construction and operation of LNG shipping fleet will be carried out by a third party. Yamal LNG will sign long-term charters with the operator Конструирование и эксплуатация судов для транспортировки СПГ будет осуществляться сторонним подрядчиком. Ямальский завод СПГ подпишет с ним долгосрочные чартерные контракты.

Note 1: Based on the results of the pre FEED study (net of VAT) Примечание 1: на основании результатов предварительных предпроектных изысканий (без НДС)

expand its trading activities in the European market. EnBW will receive the first supply in October 2012.

NOVATEK’s subsidiary, Yamal LNG, had previously signed an agent agreement with Gazprom Export. The agreement related to the export of liquefied natural gas produced in Yamal and stipulated that Gazprom Export – for a 1 to 2 % fee – supply the gas to NOVATEK’s customer.

However, Gazprom Export could buy up to half of the gas if it offered a price being equal to or higher than that offered by the customers NOVATEK found.

Why Does EnMW Need Gas?

SOURCE: NOVATEK / ИСТОЧНИК: НОВОТЭК

EnBW stated that the new contract enabled it to optimize its portfolio and considerably expand the midstream

32

● Fig. 2. ● Рис. 2.

на европейском рынке. Поставки EnBW начнутся с октября 2012 года. Дочернее предприятие «НОВАТЭКа» – «Ямал СПГ» – ранее подписало с «Газпром экспортом» агентское соглашение об экспорте сжиженного газа, который будет производиться на Ямале – то есть, за вознаграждение в размере 1-2% «Газпром экспорт» поставляет газ покупателю, которого найдет «НОВАТЭК». При этом «Газпром экспорт» имеет право выкупить сам до половины объемов, если предложит не худшую цену, чем найденные «НОВАТЭКом» покупатели.

Зачем EnBW газ?

EnBW заявила, что благодаря новому контракту оптимизирует свой портфель и значительно расширит рыночную нишу в сегменте переработки, хранения и транспортировки нефти (куда входят контракты по импорту газа, а также активы в сфере инфраструктуры, хранения и торговли газом). Кроме того, контракт на большой объем и срок обезопасит EnBW в экономическом плане от непредсказуемости газовых поставок. Около половины энергогенерации EnBW является атомной, но компания стала жертвой решения правительства Германии о закрытии до 2022 года атомных станций в стране из-за катастрофы, произошедшей на японской АЭС «Фукусима-1» в марте прошлого года. В результате, часть атомных энергоблоков германского концерна закрылась сразу, остальные будут выводиться из эксплуатации постепенно. Компания уже заявила о том, что планирует построить газовые энергомощности в Дюссельдорфе, Карлсруэ, Любмине и, возможно, в Штутгардте. Для этого, сообщала EnBW, она ведет переговоры о стратегическом альянсе с газовыми компаниями. Интересно, что летом прошлого года те же немецкие СМИ публиковали неподтвержденную информацию о том, что «НОВАТЭК» ведет переговоры с EnBW о покупке у нее акций крупного немецкого импортера газа Verbundnetz gas (у EnBW есть опцион на покупку 48% в VNG). Этим летом глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон подтверOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

РЫНОК ГАЗА

дил, что такие переговоры действительно велись, и «Газпром», владеющий 10,5% VNG, был бы даже не против такой сделки, однако «НОВАТЭК» не устроила цена приобретения. Представляя в декабре 2011 года свою стратегию до 2020 года, сильно прибавивший в объемах добычи «НОВАТЭК» не скрывал своего намерения в перспективе экспортировать трубопроводный газ. Отвечая на вопросы аналитиков, разглядывающих картинку с пунктирной сухопутной линией, направляющейся от месторождений «НОВАТЭКа» в Европу, Михельсон заявлял, что, возможно, решить вопрос об экспорте газа компанией будет проще, если купить небольшой пакет в европейской компании-потребителе газа. Однако, по всей видимости, делать это предстоит небольшими шагами, поскольку позиции «Газпрома» на европейском рынке сильно ослабили поставки СПГ из Алжира и Катара, и создавать себе еще одного конкурента вряд ли в интересах «Газпрома».

Спотовая торговля популярнее догосрочных контрактов Общий объем закупок и продаж газа EnBW составляет порядка 5,7 млрд м3 газа в год (всего Германия потребляет около 90 млрд м3 газа ежегодно), основной объем идет промышленным предприятиям и электростанциям. Компания также располагает мощностями по хранению газа на 270 млн м3. Также как и у многих германских концернов, у EnBW наблюдается падение маржи в газовом секторе из-за высоких цен на газ. В 2011 году выручка концерна от продажи газа выросла на 1,7% – до 1,8 млрд евро при увеличении физических объемов продаж на 7,1%.

EnBW, реализующая газ в Германии, в своем отчете указывает, что основу поставок газа в Германию составляют долгосрочные контракты с привязкой к цене на нефть с шестимесячным лагом. В апреле 2012 года цена газа на границе с Германией выросла до примерно 306 евро за 1 тыс. м3. Другим важным источником поставок являются спотовые рынки, такие как The Dutch Title Transfer Facility (TTF) и NetConnect Germany (NCG). В первой половине текущего года спотовые цены, хоть и выросли, но все равно были ниже цен долгосрочных контрактов – примерно 241 евро, цены на форвардных рынках с поставкой в 2013 году примерно до 265 евро за 1 тыс. м3. Энергетический центр «Сколково» отмечает, что за последние три года наблюдается четкая тенденция к быстрому увеличению объемов спотовой торговли газом в континентальной Европе. По итогам 2010 года, физические спотовые объемы на всех торговых площадках Европы достигли 250 млрд м3 газа (47% от всего объема потребления газа Европой), причем речь идет именно о торгах с реальными поставками, а не о перепродажах. Эксперты рекомендуют «Газпрому» быть более гибким с европейскими покупателями, которые просят у концерна скидок и увеличения спотовой составляющей в контрактах.

EnBW объявила, что средняя стоимость ежегодного контракта с Novatek Gas&Power– примерно 600 млн евро. То есть, средневзвешенная цена контракта за 10 лет определена в 315,8 евро за 1 тыс. м3 (или около

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

#10 October 2012

GAS MARKET market niche that included gas import contracts and the assets related to gas infrastructure, storage and trade.

Moreover, the contract on high volume and long period will provide EnBW’s economic security by saving it from unpredictable gas supplies.

About a half of the energy EnBW generates comes from nuclear. But the company has fallen victim to the German government’s decision to close its nuclear stations by 2022 in the wake of the Fukushima disaster in March 2011. As a result, some of EnBW's nuclear power plant units closed immediately and those remaining will be put out of operation gradually. The company has already announced that it is going to build new gas energy facilities in Dusseldorf, Karlsruhe, Lubmin and, probably, Stuttgart. For this purpose, as EnBW reports, the company is negotiating strategic alliances with gas companies.

Interestingly, in the summer 2011, German media published unconfirmed reports that NOVATEK was negotiating with EnBW about acquiring the latter’s shares of German gas importer, Verbundnetz gas (EnBW had a call option for 48% of VNG shares). Last summer, Leonid Mikhelson, Head of NOVATEK, confirmed that such negotiations had indeed taken place and that Gazprom (which owns 10.5% of VNG) wasn’t opposed. NOVATEK however wasn’t satisfied with the price.

When presenting its 2012–2020 strategy, in December 2011, NOVATEK, demonstrating a considerable increase in production volume, made no secret of itsfuture intent to export pipeline gas. Standing by the picture with a dashed line running through the land from NOVATEK’s deposits to Europe, Mikhelson answered analysts’ questions saying that solving the issue of the company’s gas export would be probably easier than buying a minor share in a European gas-consuming company. Apparently, the idea will have to advance by small steps though: Gazprom’s hand in the European market has been greatly weakened with LNG supply from Algeria and Qatar; thus, facing another competitor is hardly what Gazprom wants.

Spot Trade Vs Long-Term Contracts The total volume of gas bought and sold by EnBW amounts to 5.7 billion cu. m. per year (Germany’s overall annual consumption is about 90 billion cu. m.); the main bulk is used by industrial facilities and power stations. The company also possess gas storage facilities for 270 billion cu. m.. Like many other German concerns, EnBW’s margins are falling because of high gas prices. In 2011 the concern’s gas sales revenue grew by 1.7% and reached €1.8 billion , while the physical sales volume grew by 7.1%.

Gas supply to Germany is based on long-term contracts pegged to the oil price with a six-month lag. In April 2012, the gas price at the German frontier rose to about €306 for thous cu. m. Another remarkable supply source is the spot market, such as The Dutch Title Transfer Facility (TTF) and NetConnect Germany (NCG). Though the spot prices grew in the first half of this year, still they remained lower than those of long-term contracts – about €241 The forward market prices with supply in 2013 are up to about €265 for thous cu. m.

Skolkovo Energy Center notes that, over three recent years, there has been a clear trend to rapid development of the spot gas trade in the continental Europe. At the yearend 2012, the physical spot volumes on all the European trade platforms reached 250 billion cu. m. of gas (47% of the total gas consumption in Europe); and it referred to the real supply trade – not resale. The experts recommend

34

$380-390 за 1 тыс. м3). Отметим, что средняя цена контрактов «Газпрома» на европейском рынке по долгосрочным контрактам в 2011 году составила $383,4 за 1 тыс. м3, а для Германии –$379 за 1 тыс. м3. Вероятно, «НОВАТЭК» согласен играть по европейским правилам, поскольку, по утверждению EnBW, «формула цены в контракте основана и отражает возросшую важность оптового рынка в цене газа и, таким образом, принимает во внимание рыночные колебания». По информации энергетического центра «Сколково», в 2010 году на NCG было продано 84,1 млрд м3 газа, на TTF – 106,5 млрд м3 газа, то есть это довольно ликвидные хабы, где, по мнению аналитиков, и может закупать газ Novatek Gas&Power, перепродавая его германской компании с определенной маржой. Объемы, которыми собирается оперировать «НОВАТЭК» на европейском рынке, составят чуть менее 1% объемов газа, торгуемого на спотовом европейском рынке, и порядка 1,3% от поставок «Газпрома» на рынок дальнего зарубежья. В текущем портфеле EnBW доля Novatek Gas&Power займет порядка четверти.

Агрессивный «НОВАТЭК» Отметим, что топ-менеджеры «НОВАТЭКа» активно заявляли о своем намерении лоббировать получение прав экспорта газа, если компании повысят налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), как предложил Минфин, – до уровня «Газпрома» к 2015 году. И хотя от этого повышения «НОВАТЭКу» удалось отбиться, желание продавать газ на внешних рынках не прошло. Кроме того, «НОВАТЭК» активно увеличивает продажи газа на самых «лакомых» внутренних рынках с крупными промышленными потребителями, но главное – «НОВАТЭКу» дали льготы для реализации первого в России арктического проекта по сжижению газа – «Ямал СПГ». При этом «Газпром» не смог выбить у правительства аналогичных льгот для своего Штокмановского проекта. В результате, «Ямал СПГ» может запуститься раньше, чем Штокмановский проект, и выйти со своим СПГ на европейский и азиатский рынки. Сроки запуска Штокмана уже сдвинулись, как минимум, на 2019 год, а «Ямал СПГ» до сих пор планирует запуститься в конце 2016 года. По мнению аналитиков «ВТБ Капитал», отсутствие налоговых льгот для Штокмановского проекта является индикатором негативного отношения правительства к «Газпрому», хотя проект «Ямал СПГ» вызывает еще больше вопросов по сравнению со Штокманом в плане экономической целесообразности. «Мы считаем это ясным подтверждением избирательного отношения к „НОВАТЭКу“ в ущерб „Газпрому“», – заявляют эксперты. В ходе последнего годового собрания акционеров, глава «Газпрома» Алексей Миллер заявил, что «Газпром» продолжит выполнение закона об экспорте газа как для трубопроводного, так и для сжиженного газа. Однако у независимых производителей газа в России появился еще один сильный лоббист – компания «Роснефть», которая получила от правительства огромные газовые ресурсы на арктическом шельфе и планирует разрабатывать их вместе с лидерами мирового нефтегазового рынка – ExxonMobil, Statoil и Eni. Таким образом, считают эксперты, экспортная монополия «Газпрома» в России рано или поздно будет разрушена, чего, кстати, не опровергал президент РФ Владимир Путин.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

РЫНОК ГАЗА

Gaszprom to be more flexible when dealing with European consumers that ask the concern for discounts and increase of the spot component of the contracts.

EnBW announced that the average price of the yearly contract with Novatek Gas&Power was about 600 million euros. Thus, the contract VWAP for 10 years is set as €315.8 for thous cu. m. (or about $380-$390 thous) It should be noted that in 2011 the average price of Gazprom’s longterm contracts on the European markets was $383.4 for thous cu. m. and for Germany – $379 for thous cu. m..

Probably, NOVATEK is ready to play by the European rules, since, according to EnBW, “the contract pricing formula is based on and reflects the increased importance of the wholesale market for the gas pricing; thus, the formula takes into account of the market fluctuations.”

According to Skolkovo Energy Center, in 2010, 84.1 billions cu. m. of gas were sold in NCG and 106.5 billion cu. m. – in TTF. That means there are quite liquid hubs where, as the experts suppose, Novatek Gas&Power may buy gas to resell it to the German company with a certain margin.

The volumes NOVATEK is going to handle in the European market will amount to shy of 1% of the gas traded on the spot European market and about 1.3% of Gazprom’s supply to non-CIS states. About a quarter of EnBW’s current portfolio will be attributed to Novatek Gas&Power’s share.

NOVATEK Gets More Aggressive It should be said that the top managers of NOVATEK used to declare loudly that they were going to lobby the acquisition of the rights to gas export if the Ministry of Finance increased the mineral extraction tax for the company up to Gazprom’s level by 2015. And though NOVATEK has managed to hurl back that tax increase, the intention to export gas persists.

Besides, NOVATEK actively pushes up the gas sales in the most attractive markets bringing together big industrial consumers; but the most important point is that NOVATEK has got the privileges to implement the first Russian Arctic project for gas liquefaction – Yamal LNG. Meanwhile, Gazprom failed to wheedle similar privileges out of the government when implementing its Shtokman Project. Consequently, Yamal LNG can be launched earlier than Shtokman Project and enter the European and Asian gas market. The Shtokman’s launch date has already been adjourned until 2019, while Yamal LNG is still going to start at the end of 2016.

According to the analysts of VTB Capital, the missing tax privileges for the Shtokman Project indicate the government’s negative attitude towards Gazprom, though Yamal LNG Project raises even more questions as compared to the Shtokman in terms of economic feasibility. “We find it a clear proof of a special attitude to NOVATEK to the prejudice of Gazprom,” say the experts.

Speaking at the annual general meeting, Aleksei Miller, Gazprom CEO, declared that Gazprom would proceed with pursuing the law on gas export both for the pipeline and liquefied gas. Nevertheless, the Russian gas producers have got another strong lobbyist – Rosneft Corporation that has received from the government great gas resources on the Arctic shelf and now intends to develop them in cooperation with the foreign oil-and-gas majors – ExxonMobil, Statoil and Eni. Thus, the expert believes that, sooner or later, Gazprom’s export monopoly will be breached and President Putin never contradicted it by the way.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

35

OIL REFINING

Russia’s Suppliers of CustomerOwned Oil Gaining Ground in Belarus Российские давальцы снимают в Беларуси нефтяные «вершки» Andrei Asfura

Андрей Асфура

nspired by the chance to compensate for a two-year dry spell, Russian suppliers of customer-owned oil are loading Belarus refineries to the full. Some of the resulting oil products are supplied to the local gas stations, but the chased-after “tops” are sent to Ukraine – the country is an attractive market for retail “subsidiaries” of Russian market players. Still, high oil prices could frustrate the tranquil plans of Russian operators.

I

оодушевленные возможностью компенсировать двухгодичное «затишье» российские давальцы по максимуму загружают белорусские заводы. Часть получаемых нефтепродуктов поставляют на местные автозаправки, а высоколиквидные «вершки» отправляют в привлекательную для сбытовых «дочек» Украину. Но высокие цены на нефть могут серьезно расстроить идиллические планы российских операторов.

The New Chance

На «втором дыхании»

Signed last December, the agreement on the terms of oil deliveries to Belarus revitalized the subsidiaries of Russian oil companies. Having sacrificed the oil price premium, after a two-year break the suppliers were rewarded with cost-effective access to Belarusian refining. Without further ado, Russian companies were allowed to refine up to 50 percent of the crude on processing terms, to cater for their networks of gas stations, and to export the surplus.

The Russian government chose only five oil operators for the coveted oil supply quotas to the neighbor. The hand-picked list, according to the protocol on agreement of terms of Russian oil deliveries to Belarus for 2012–2015, includes Gazprom neft, LUKOIL, TNK-BP, Surgutneftegaz and Rosneft.

In 2012, Russian oil companies scheduled to pipe to Belarus some 21.5 million tons of oil – 3.5 million tons up on 2011 levels. Each operator got the quota of nearly 4 million tons of oil – about 2 million tons of this volume can be processed on customer-owned basis. Well, the last of the list, Surgutneftegaz and Rosneft, will have to settle for the role of the sellers rather than suppliers of customer-owned oil – they have no subsidiaries in Belarus.

Подписанное в декабре прошлого года соглашение об условиях поставки нефти в Беларусь открыло «дочкам» российских нефтекомпаний «второе дыхание». Пожертвовав премией к цене нефти, поставщики после двухгодичного перерыва получили экономически выгодный доступ к белорусской переработке. Чтобы не мелочиться, российским компаниям позволили перерабатывать на давальческих условиях до 50% поставляемой нефти, а вдобавок предложили самим обеспечивать свои автозаправочные сети и экспортировать излишки. Российское правительство выбрало только пять нефтяных операторов, получивших вожделенные квоты на поставку нефти в страну-соседку. В числе избранных, согласно протоколу, согласования условий поставки российской нефти в Беларусь на 2012–2015 годы, оказались «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», ТНК-BP, «Сургутнефтегаз» и «Роснефть». В 2012 году российские нефтекомпании должны поставить по трубопроводам в Беларусь 21,5 млн т нефти, что на 3,5 млн т больше, чем в 2011 году. Квота каждого оператора составляет без малого 4 млн т нефти, из них около 2 млн т компании могут переработать на давальческих условиях. Правда, холдингам «Сургутнефтегазу» и «Роснефти», так и не открывшим дочерние предприятия в Беларуси, сегодня приходится довольствоваться ролью продавца, а не давальца.

Loaded to the Brim The retailing subsidiaries of Russian oil companies rolled up the sleeves and started loading the Belarus refineries. For the first half-year each company maxed out their quotas, supplying Mozyr and Novopolotsk refineries with more than 1 million tons of customer-owned oil. For example, for the six months Gazpromneft Belnefteproduct more than quadrupled the processing volumes. Thus, in July this year the company supplied 197 000 tons of oil to Belarus refineries, dwindling to specks its January’s delivery of 45,500 tons.

By contrast, LUKOIL spread its processing-terms crude supplies evenly by month. “We process the entire volume as we needed a lot of fuel to maintain our own network,”

36

В

Загрузить по полной Сбытовые «дочки» российских нефтекомпаний с энтузиазмом принялись загружать сырьем белорусские НПЗ. За первое полугодие каждая компания поставила на заводы в Мозыре и Новополоцке более 1 млн т давальческой нефти, тем самым полностью используя выделенные квоты. В частности, ИООО «Газпромнефть-Белнефтепродукт» за полгода увеличило объемы переработки более чем в четыре раза. Так, если в январе текущего года предприятие поставило на белорусские заводы 45,5 тыс. т нефти на условиях процессинга, то в июле – уже 197 тыс. т.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

explains Aydar Abuzyarov, director general of LUKOILBelorussia.

In general, Russian oil companies increased oil flows to Belarus by more than a third. Belstat, Belarus National Statistics Committee, says that in the first half-year the country received 10.9 million tons of Russian oil. About 30 percent of this volume was processed for Russian oil companies. Were Surgutneftegaz and Rosneft to acquire Belarus subsidiaries, the share of customer-owned oil could well have been close to the 50 percent. And this is precisely what the Belarusian government was counting on.

Particularly, considering that processing of the customer-owned feedstock benefits both the Russian oil companies and the Belarus refineries. Cashing in on the processing, the refineries can hold back the hard cash so much needed for the modernization projects. Also, this setup ensures constant load for the Belarusian processing industry. According to statistics, Belarus gasoline production in the country jumped 33.9 percent (to 2.2 million tons) for half-year 2012 compared to first half of 2011, diesel fuel production – by 54.5 percent (to 6.8 million tons). It is easy to figure out just how the Belarus refineries depend on Russian suppliers of crude on processing terms.

«ЛУКОЙЛ», напротив, отгружал давальческую нефть на заводы равномерно по месяцам. «Мы перерабатывали весь объем, поскольку для обеспечения собственной сети нам требовалось достаточно много топлива», – объясняет генеральный директор ИП «ЛУКОЙЛ-Белоруссия» Айдар Абузяров. В целом, российские нефтекомпании более чем на треть увеличили поставки нефти в Беларусь. Так, по данным Белстата, за первое полугодие в республику «затекло» 10,9 млн т российской нефти. При этом около 30% всей нефти заводы переработали для российских нефтекомпаний. Если бы «Сургутнефтегаз» и «Роснефть» обзавелись «дочками» в Беларуси, доля давальческого сырья вполне бы приблизилась к 50%-й отметке. На это, кстати, рассчитывало и белорусское правительство. Тем более, давальческая схема выгодна как российским нефтекомпаниям, так и белорусским НПЗ. Зарабатывая на процессинге, заводы могут не тратить иностранную валюту, так необходимую для модернизации предприятий. Кроме того, это гарантирует белорусской «нефтянке» постоянную загрузку. Если верить статистике, производство бензина в республике за январь-июль текущего года выросло по сравнению с аналогичным периодом 2011 года на 33,9% (до 2,2 млн т), дизельного топлива – на 54,5% (до 6,8 млн т). Несложно представить, насколько зависима белорусская нефтепереработка от российских давальцев.

Different Strokes for Different Folks Tastes of Russian oil companies do differ. The Slavneft heirs (Gazprom neft and TNK-BP) traditionally prefer to process their oil at the Mozyr refinery, which they co-own.

Russian operators are guided by quite pragmatic considerations, too: Mozyr, unlike Novopolotsk refinery, produces RON-95 gasoline of Euro-5 standard. As a result, Gazprom neft in July delivered 154,600 tons of oil to Mozyr refinery and only 42,700 tons – to Naftan (Novopolotsk refinery).

At the same time, LUKOIL’s approach to deliveries of customer-owned oil is not so selective; the company is trying to evenly distribute the crude to the refineries.

Belarusian fuel, both refinery- and customer-owned, successfully shipped to Ukraine and to EU countries.

According to the Belstat, in the first half 2012 export of Belarusian oil products grew 40 percent compared to the same period last year. In January-June 2012 Belarus exported 9.8 million tons of oil products.

Russian suppliers of customer-owned oil were fast to master the exports. To say, currently Gazpromneft Belnefteproduct sells only 14 percent of oil products in the domestic market, exporting 86 percent of the stock abroad.

На вкус и цвет

● The Slavneft heirs (Gazprom neft and TNK-BP traditionally

prefer to process their oil at the Mozyr refinery. ● Наследники «Славнефти»(«Газпром нефть» и THK-BP)

PHOTO: I. MALASCHENKO / ФОТО: И. МАЛАШЕНКО

традиционно предпочитают перерабатывать нефть на Мозырском НПЗ.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Вкусы российских нефтекомпаний неодинаковы. Наследники «Славнефти» («Газпром нефть» и «ТНКBP») традиционно предпочитают перерабатывать нефть на Мозырском НПЗ, совладельцами которого являются. Помимо родственных связей, российские операторы руководствуются и вполне утилитарными соображениями: в Мозыре, в отличие от Новополоцка, активно получают бензин АИ-95 стандарта «Евро-5». В результате «Газпром нефть» в июле поставила на ОАО «Мозырский НПЗ» 154,6 тыс. т нефти, тогда как на ОАО «Нафтан» пришлось только 42,7 тыс. т. В то же время «ЛУКОЙЛ» к поставкам давальческой нефти подходит не столь избирательно, стараясь поровну распределять сырье по заводам. Белорусское топливо – как собственное, так и давальческое – успешно грузят в Украину и страны Евросоюза. Согласно данным Белстата, экспорт белорусских нефтепродуктов за первое полугодие вырос на 40% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Всего за январьиюнь 2012 года Беларусь поставила в другие страны 9,8 млн т нефтепродуктов. Российские давальцы освоили зарубежные поставки достаточно быстро. Так, ИООО «ГазпромнефтьБелнефтепродукт» сегодня реализует на внутреннем рынке лишь 14% нефтепродуктов, тогда как 86% поставляет в другие страны. Причин, которые подталкивают компании к экспорту нефтепродуктов, несколько: это и низкие объемы внутреннего потребления, и необходимость сохранения клиентской базы в других странах, и более выигрышные условия поставок нефтепродуктов на внешний рынок. По неофициальным данным, на переработке тонны нефти с последующим экспортом ее продуктов из Беларуси еще недавно можно было заработать до $60-70. Почти треть (около 30%) светлых нефтепродуктов белорусская «дочка» «Газпром нефти» поставляет в Украину. «Украинский рынок сегодня интересен всем. Ведь Украину «грузит» не только Беларусь, но и Россия, Литва и Румыния. Но наилучшая логистика поставок складывается

37

#10 October 2012

OIL REFINING There several reasons that push the companies towards export: low domestic consumption, the need to maintain the customer base in other countries, more profitable conditions for oil products export. According to unofficial data, exporting oil products received from the customerowned oil not long ago could earn the companies up to $60-70 per ton of supplied crude.

Almost a third (30 percent) of light oil products Belarusian subsidiary of Gazprom neft supplies to Ukraine.

“Currently, everyone is interested in Ukrainian market. Why, Ukraine is ‘loaded’ not only from Belarus but from Russia, Lithuania and Romania. But the best logistics are with Belarus shipments,” says Anatoly Bratash, Director General of Gazpromneft Belnefteproduct. The company delivers Belarusian fuel to the end-user: by 2020, Gazprom neft plans to build in Ukraine a network of 300 gas stations.

Home, Sweet Home The subsidiary of Russia’s largest private oil company provides much more modest data. According to LUKOIL, LUKOIL-Belorussia supplies to Ukraine only about 10,000 tons of light oil products per month. LUKOIL-Ukraina, which owns a network of some 280 gas stations in 24 regions of Ukraine, is first to get the Belarusian fuel.

Still, according to the company, the vast majority (75-80 percent) of light oil products produced from customer-owned oil goes to the Belarusian gas stations.

“Starting last spring, the domestic market is more profitable than sales on foreign markets. But it is impossible to sell everything on the domestic market, there is no much demand,” emphasizes the general director. Current profitability of the domestic supplies is 2.5-3 percent.

However, say the market experts, the Belarusian subsidiary is being modest about its export potential. According to our sources, every month LUKOIL supplies 28,000-30,000 tons of Belarusian oil products to the domestic market, exporting the rest (including to Ukraine).

The British-Russian TNK-BP is probably most keen on supplying Belarusian oil products to Ukraine. Having closed Lisichanka refinery in Ukraine, the company is making tremendous efforts to save the retail network, to which it earlier invested, to put it mildly, considerable investment resources. As a result, Ukrainian cars run largely on pour Belarusian fuel. In April, the company even talked about the option to use the quota of the other operators – Surgutneftegaz and Rosneft. But so far that was just talk.

Ukraine gets up to 60 percent of all light oil products produced by Belarus-based companies, estimates Anatoly Bratash. “Sure, there are force-majeure situations when the price cannot be agreed. Then the light oil products go to the Baltic,” he says.

Dark “Rivers”, Wide “Banks” According to rumors, the subsidiaries of Russian producers have previously had difficulties with fuel transfer to Ukraine. This was to be expected – the leading Belarusian oil exporter, Belarusian Oil Company, feels far better when the competitors ship oil products to the Baltic ports, laying no claim to the juicy Ukrainian market. However, Russian suppliers of customer-owned oil had a strong trump up the sleeve – the intergovernmental agreement that gave the oil companies a free hand in the supply of Belarusian oil products. Therefore fuel from customer-owned crude “leaked” to the Ukrainian gas stations anyway.

38

из Беларуси», – поясняет генеральный директор ИООО «Газпромнефть-Белнефтепродукт» Анатолий Браташ. Белорусское топливо компания поставляет конечному потребителю: до 2020 года холдинг «Газпром нефть» рассчитывает построить в Украине сеть из 300 АЗС.

В родные пенаты «Дочка» крупнейшей частной нефтекомпании России озвучивает куда более скромные данные. Согласно этим данным, ИП «ЛУКОЙЛ-Белоруссия» ежемесячно поставляет в Украину лишь около 10 тыс. т светлых нефтепродуктов. В первую очередь белорусское топливо достается ПИИ «ЛУКОЙЛ-Украина», которое владеет в Украине сетью из примерно 280 автозаправок в 24 регионах. По данным компании, подавляющее большинство (75-80%) светлых нефтепродуктов, получаемых из давальческой нефти, уходит все же на белорусские автозаправки. «С весны внутренний рынок был более доходным, чем продажи на внешнем рынке. Но невозможно все продать на внутреннем рынке, так как нет такого большого спроса», – подчеркивает гендиректор. Рентабельность поставок на внутренний рынок сегодня составляет 2,5-3%. Впрочем, как считают профессиональные участники рынка, белорусская «дочка» явно скромничает с оценкой своих экспортных возможностей. По данным наших источников, «ЛУКОЙЛ» ежемесячно поставляет на внутренний рынок 28-30 тыс. т белорусских нефтепродуктов, тогда как все остальное отправляет на экспорт, в том числе в Украину. Британо-российский концерн «ТНК-BP», вероятно, больше всего заинтересован в поставках белорусских нефтепродуктов в Украину. Закрыв Лисичанский нефтеперерабатывающий завод, компания прикладывает титанические усилия для сохранения сбытовой сети, в которые вложила немалые инвестиционные ресурсы. В итоге автомобили украинцев заливают белорусским топливом. В апреле представители компании даже рассуждали о готовности использовать квоты других операторов – компаний «Сургутнефтегаз» и «Роснефть». Но дальше разговоров дело не зашло. По оценкам Анатолия Браташа, Украине достается до 60% светлых нефтепродуктов, получаемых всеми нефтяными компаниями в Беларуси. «Бывают форс-мажорные ситуации, когда не удается договориться о цене. Тогда светлые нефтепродукты уходят в Прибалтику», – отмечает собеседник.

Темные «реки» с широкими «берегами» По слухам, у «дочек» российских операторов ранее возникли трудности с «переброской» топлива в Украину. И это было вполне ожидаемо, ведь ведущему белорусскому экспортеру нефтепродуктов – ЗАО «Белорусская нефтяная компания» – куда выгоднее, чтобы конкуренты грузили нефтепродукты в порты Прибалтики и не претендовали на украинский «каравай». Однако у российских давальцев был веский «козырь» – межправительственное соглашение, предоставившее нефтекомпаниям свободу действий в поставке белорусских нефтепродуктов. Поэтому давальческое топливо все же «просочилось» на украинские заправки. Зато на Запад «текут» темные нефтепродукты. Так, топочный мазут дочернее предприятие «Газпром нефти» отгружает в порту Клайпеды. Полученные в Беларуси нефтепродукты компания ко всему прочему поставляет в Нидерланды, Молдавию и Кипр.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

Meanwhile the West gets the heavy cut. Thus, a subsidiary of Gazprom neft loads fuel oil in the port of Klaipeda. The company ships Belarusian oil products to the Netherlands, Moldova and Cyprus, too.

To the extent practicable, LUKOIL-Belorussia sells heavy oil products to Belarusian companies, shipping the remaining volume to its sister company – trader LITASCO. To fully meet the domestic demand, closer to 2015 Gazpromneft-Belnefteproduct and LUKOIL-Belorussia will increase oil products shipments to the domestic market. Both players are going to expand their retail networks in Belarus to 100 gas stations. LUKOIL’s retailer (now the company owns 81 gas stations in Belarus) plans to implement this project within three to five years, while the subsidiary of Gazprom neft (so far the company has only 40 gas stations) – by 2020. In 2012–2013 alone, subsidiaries of Russian oil companies can acquire dozens of new facilities.

The desire to develop a retail network in Belarus is easy to explain: the companies want to reinforce the position on the Belarusian market, which in the near future will be their target area. Starting 2015 Russia plans to level out the export duties on oil and oil products. After this, Belarus-based oil companies will gain more by filling cars of Belarusians rather than Ukrainians or Dutch drivers.

“Catch-22”, Local Version Optimism Russian oil companies in Belarus may be thwarted by growing global oil prices. If the price of a barrel on the world market rises to, say, $130, the Belarus-based subsidiaries of Russian oil producers could dive into the red.

In this case, fuel supplies to the domestic market, where the rates are strictly regulated by the state, would be unprofitable. At present, Belarus enjoys some of the lowest in the world fuel price tags: a liter of RON-92 gasoline costs $0.79, RON-95 – $0.85, Normal-80 – $0.75, diesel fuel – $0.87.

As companies have to meet their commitments on supplying to their own fuel networks, pricing burden will fall on their shoulders. A spike in world prices for natural gas could render export of petroleum products useless as it will not cover the unexpected cost. The rather that export taxes grow in addition: starting from September 1 they had 17% increase.

This creates the Catch-22 setup: while for the oil producers the growing barrel means big profits, for their subsidiaries in Belarus this is fraught with troubles. For them, the optimal global price of oil is $80-90 per barrel.

At least, in this scenario the oil companies would remain completely confident on the Belarusian terrain.

Also, rising world prices of oil could frustrate the profitability of processing terms for the operators (for Russian oil companies the processing costs up to $45 per ton with VAT). “At the moment, conditions for processing provide means for profitability. Perhaps on the background of rising oil prices it slips to the minus, but in the long run the reports are calculated for a period rather than for a specific month. That is, there are months with negative profitability,” admits Aydar Abuzyarov.

Still, now the Russian suppliers of customer-owned oil feel quite comfortable in Belarus. While the customersupplied crude is splashing in storage of Belarus refineries, subsidiaries of Russian oil companies install new gas stations and increase the salaries. In the Belarusian-Russian oil relations there is now a period of content – albeit impermanent but still welcome. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА «ЛУКОЙЛ-Белоруссия» по возможности реализует темные нефтепродукты белорусским структурам, а оставшееся передает родственной компании – трейдеру LITASCO. Ближе к 2015 году «Газпромнефть-Белнефтепродукт» и «ЛУКОЙЛ-Белоруссия» повысят долю поставок нефтепродуктов на внутренний рынок, чтобы полностью покрыть спрос внутри республики. Оба игрока намерены расширить свои розничные сети в Беларуси до 100 автозаправочных станций. Сбытовое предприятие «ЛУКОЙЛа» (сейчас у компании 81 АЗС в Беларуси) намерено осуществить эти планы в течение ближайших трех-пяти лет, дочернее предприятие «Газпром нефти» (пока у нее только 40 АЗС) – до 2020 года. Только в 2012–2013 годах «дочки» российских нефтекомпаний могут пополниться несколькими десятками новых объектов. Желание развивать розничные сети в Беларуси объяснимо: компании хотят укрепить позиции на белорусском рынке, который в обозримом будущем должен стать для них ключевым. С 2015 года Россия планирует уравнять экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты. Работающим в Беларуси нефтекомпаниям станет выгоднее заливать иномарки белорусов, чем украинцев или голландцев.

Местный парадокс Оптимизм российских нефтекомпаний в Беларуси может нарушить рост мировых цен на нефть. Если стоимость барреля нефти на мировом рынке поднимется, скажем, до $130, белорусские «дочки» российских операторов могут уйти в «минус». В этом случае убыточными станут поставки топлива на внутренний рынок, тарифы на котором жестко регулируются государством. В настоящее время в Беларуси сложились одни из самых низких в мире цен на автомобильное топливо: стоимость литра бензина АИ-92 составляет $0,79, АИ-95 – $0,85, Нормаль-80 – $0,75, дизельного топлива – $0,87. Поскольку компании должны выполнять обязательства по обеспечению топливом собственные сети АЗС, ценовая нагрузка ляжет на их плечи. При резком скачке мировых цен на голубое топливо экспорт нефтепродуктов в другие страны может и не покрыть неожиданных расходов. Тем более что одновременно с этим растут и экспортные пошлины: так, с 1 сентября они увеличились на 17%. Возникает парадоксальная ситуация: если нефтедобывающим компаниям рост стоимости барреля нефти сулит большую прибыль, то для сбытовых «дочек» из Беларуси сопряжен с неприятностями. Оптимальной для них остается мировая цена на нефть в районе $80-90. По крайней мере, при таком раскладе нефтекомпании смогут чувствовать себя вполне уверенно на белорусских просторах. Кроме того, с ростом мировых цен на нефть для операторов могут оказаться неудобными условия процессинга (для российских нефтекомпаний его стоимость доходит до $45 с тонны c учетом НДС). «Условия процессинга на данный момент позволяют нам иметь доходность. Может быть, на фоне роста цены на нефть она бывает отрицательной, но, в конечном счете, экономика считается за период, а не за конкретный месяц. То есть все же бывают месяцы с отрицательной экономикой», – признает Айдар Абузяров. Впрочем, сейчас российские давальцы чувствуют себя в Беларуси вполне уютно. Пока давальческая нефть плещется на белорусских НПЗ, «дочки» российских нефтекомпаний строят новые автозаправки и повышают зарплаты работникам. В белорусско-российских нефтяных отношениях установилась пускай и невечная, но все-таки долгожданная идиллия.

39

OIL TERMINALS

Bye Bye Belarus!

Ust-Luga Terminal Routes Russian Oil Direct to Europe

До свидания, Беларусь! Терминал в Усть-Луге обеспечит прямой путь в Европу для российской нефти Ben Priddy

R

ussia’s newest oil terminal began commercial operations last week, six months after Russian President Vladimir Putin inaugurated the testing phase of the site that establishes a direct link between Russia and Europe. The new oil terminal is located at the Ust-Luga (Усть-Луга) merchant seaport on the Gulf of Finland, one of Europe’s largest multipurpose seaports with an annual transit capacity of up to 180 million tons of goods per year. The new terminal holds significant strategic implications for Russia’s oil industry – it is the final destination of the Baltic Pipeline System-2 (BTS-2), which will have the capacity to transit up to 15 percent of Russia’s annual oil output without having to pass through former Soviet coun● Loading oil onto a ship to test procedures at Russia’s new

terminal on the Gulf of Finland. ● Отгрузка нефти в новом российском терминале в

Финском заливе.

SOURCE: ROSNEFTEBUNKER / ИСТОЧНИК: РОСНЕФТЕБУНКЕР

40

Бен Придди

Н

овый терминал перевалки нефти в России был запущен в эксплуатацию через шесть месяцев после того, как Президент России Владимир Путин открыл этап промышленных испытаний площадки, устанавливающей прямую связь между Россией и Европой. Новый нефтеналивной терминал находится в торговом порту Усть-Луга на берегу Финского залива, в одном из крупнейших многоцелевых морских портов с годовой грузопропускной способностью 180 млн т. Новый терминал имеет важное стратегическое значение для российской нефтяной промышленности – это конечный пункт Балтийской трубопроводной системы-2 (БТС-2), пропускная способность которой позволит перекачивать до 15% общего объема годовой добычи нефти в России без необходимости проходить через бывшие советские республики, от которых Москва в настоящее время зависит по транзиту нефти в Европу. Реализация планов по строительству трубопровода БТС-2 началась после спора в 2007 году между Россией и Белоруссией, которая попыталась добиться повышения тарифов на транзит нефти из России и, по мнению российских властей, производила незаконную откачку нефти, предназначенной для Европы. Строительство БТС-2 началось после указа, подписанного Президентом России Владимиром Путиным в декабре 2008 года. Строительство трубопровода было завершено в октябре 2011 года, но в связи с техническими проблемами начало эксплуатации нефтяного терминала в Усть-Луге было задержано на шесть месяцев. БТС-2 находится в собственности компании «Транснефть», которая приобрела 26% акций оператора нефтяного терминала Усть-Луга «Невской трубопроводной компании» (НТК). Это ответвление отходит от трубопровода «Дружба» к северу рядом с белорусской границей и покрывает расстояние в 1 000 км до морского порта УстьЛуга, полностью обходя «проблемного» соседа России. Работа нефтяного терминала в Усть-Луге в тестовом режиме началась в марте 2012 года после того, как был решен ряд технических и экологических проблем. По мнению Антона Василевского, представителя научноисследовательского института гидротехнологии компании «Русгидро», «к сожалению, строительство осуществлялось Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

НЕФТЯНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ

● Managers and lead engineers from Neva Pipeline Co.,

Transneft and Rosneftbunker meet the press. ● Управляющие и технические руководители «Невской трубопроводной компании» (НТК), «Транснефти» и «Роснефтебункера» на встрече с прессой.

SOURCE: ROSNEFTEBUNKER / ИСТОЧНИК: РОСНЕФТЕБУНКЕР

tries that Moscow currently relies on for oil transshipments to Europe.

Plans for constructing the BTS-2 pipeline materialized after the 2007 dispute between Russia and Belarus, which tried to increase oil transit tariffs from Russia and, according to Russian authorities, illegally siphon oil destined for Europe. Construction of the BTS-2 commenced after a decree by Russian President Vladimir Putin in December 2008. The pipeline was completed in October 2011, but initial operations at the Ust-Luga oil terminal were delayed for six months due several technical challenges.

Transneft, which has purchased a 26 percent stake in the Ust-Luga oil terminal’s operator, Neva Pipeline Company, owns the BTS-2. The pipeline diverts north from the Druzhba Pipeline near the Belarusian border and runs approximately 1,000 kilometers to the Ust-Luga seaport, completely bypassing Russia’s troublesome neighbor.

Ust-Luga oil terminal began test operations in March 2012 after overcoming a number of technical and environmental setbacks. “Unfortunately, construction was carried out before adequately analyzing the project’s adaptability to geological conditions at the site,” according to Anton Vasilevskiy, representative of RusGidro’s Research Institute of Hydrotechnology. Vasilevskiy explained that loose sand around the site led to landslides, which displaced sections of the original moorings at the Ust-Luga oil terminal in late 2011 and caused the six month delay in operations.

Only one of two moorings at the oil terminal are currently in operation, with the second scheduled to come online by the end of this year, according to Neva Pipeline Company General Director Konstantin Khamlai. Two reservoirs are also currently under construction that will increase the terminal’s shipping capacity to 38 million tons of oil per year.

At a press conference in Ust-Luga on September 27, Khamlai and a number of lead engineers from Transneft, Rosneftbunker, and Neva Pipeline Company spoke to a Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

до проведения необходимого анализа возможности адаптации проекта к геологическим условиям, существующим на площадке». Василевский объяснил, что наличие рыхлых песков вокруг площадки привело к оползням, в результате которых произошло смещение секций первоначальных причальных сооружений нефтяного терминала в УстьЛуге, что привело к шестимесячной задержке начала его эксплуатации. Как отметил генеральный директор «Невской трубопроводной компании» Константин Хамлай, в настоящее время работает только один из двух причалов нефтяного терминала, а второй должен быть запущен в эксплуатацию к концу года. Сейчас также осуществляется строительство двух резервуаров, которые должны увеличить пропускную способность терминала до 38 млн т нефти в год. На пресс-конференции в Усть-Луге 27 сентября Хамлай и ряд ведущих инженеров компаний «Транснефть», «Роснефтьбункер» и НТК рассказали журналистам о сложностях и возможностях, создаваемых в результате открытия БТС-2 и нового морского терминала. «Промышленный запуск нефтяного терминала является важным этапом развития каналов экспорта российских углеводородов в страны Европы, – сказал Хамлай. – Полномасштабная работа системы [БТС-2] и нефтеналивного терминала позволит российским нефтяным компаниям улучшить транспортные потоки и понизить операционные затраты, связанные с экспортом нефти в страны Европы». Хамлай также отметил, что до 20% нефти, транспортируемой по трубопроводу БТС-2 и отгружаемой на танкеры на нефтяном терминале в Усть-Луге, будет поступать из Казахстана. Морской порт Усть-Луга был выбран в качестве конечного пункта БТС-2 из-за его доступности к мировым рынкам. По информации, опубликованной на веб-сайте порта, Финский залив характеризуется коротким периодом установившегося ледяного покрова – примерно 40 дней – и обеспечивает легкий доступ к основным портам Северной Европы. «Что касается потребителей продукции, они оста-

41

OIL TERMINALS

#10 October 2012

● Neva Pipeline Company General Director Konstantin Khamlai. ● Константин Хамлай, генеральный директор «Невской трубопро-

водной компании». group of reporters about the challenges and opportunities presented by the opening of BTS-2 and the new sea terminal. “The commercial launch of the oil terminal is an important step in the development of export channels for Russian hydrocarbons to European countries,” Khamlai said. “Full scale operations of the [BTS-2] system and the oil transit terminal will enable Russian oil companies to improve logistical flows and lower operating costs in the export of oil to European countries.” Khamlai also stated that up to 20 percent of oil transited through BTS-2 and on to ships at the Ust-Luga oil terminal would come from Kazakhstan.

The Ust-Luga seaport was chosen as the final destination for BTS-2 for it’s ease of access to global markets.

According to the port’s website, the Gulf of Finland has a short ice-over period – approximately 40 days – and provides easy access to other major ports in Northern Europe. “Regarding downstream consumers – these will remain the same as before, it’s just a matter of changing the export route,” Khamlai said. “It also of course depends on the buyer. The oil from BTS-2 and Ust-Luga could go to Asia, Southeast Asia, or ports in Poland. This hasn’t changed from before, only the transshipment route is different.”

The Ust-Luga seaport is located far away from the congested St. Petersburg transit hub and is currently undergoing significant infrastructural development. Russia’s Ministry of Transport and Russian Railways have teamed up to construct a number of highways and railways that will strengthen transportation links between the seaport and major commercial hubs in northwest Russia. Furthermore, the seaport is home to a number of other terminals, including ones for the transshipment of coal, natural gas condensate, and light oil products. Practically all terminals are presently operating at below capacity as construction continues.

According to the Ust-Luga company’s website, the natural gas condensate terminal will reach it’s maximum projected capacity of 6 million tons per year in 2015 or 2016. The seaport’s terminal for light oil products is scheduled to reach full capacity of 4 million tons per year (up to 1.5 million tons of liquefied petroleum gas and 2.5 million tons of light oil) by the end of the fourth quarter 2012.

Russian investors, including Transneft, Rosneftbunker, Gunvor, and Novatek, have funded the construction of most terminals, including the BTS-2 oil terminal at Ust-Luga.

The start of commercial operations at the Ust-Luga oil terminal marks a strategic victory for Moscow in its pursuit to reduce reliance on former Soviet transit countries.

“The emergence of BTS-2 and the Ust-Luga oil terminal is a cause for serious panic among European transit countries, who became used to receiving remittances from Moscow for transiting Russian oil to European markets,” Khamlai stated. Prior tariff disputes between Russia, Belarus, and Ukraine have hurt Moscow’s image abroad as a reliable oil and gas supplier, including in many European countries.

But the BTS-2 pipeline increases Moscow’s control over future oil exports to the West, eliminating the potential for supply disruptions en route to some of Russia’s most valuable end markets, and reducing reliance on unruly transit countries.

42

SOURCE: ROSNEFTEBUNKER / ИСТОЧНИК: РОСНЕФТЕБУНКЕР

нутся прежними, это всего лишь вопрос изменения экспортного маршрута, – сказал Хамлай. – Это также зависит от покупателей. Нефть, поступающая из БТС-2 и Усть-Луги, может транспортироваться в Азию, Юго-Восточную Азию или в порты Польши. Пункты назначения остались прежними, изменился лишь транзитный маршрут». Морской порт Усть-Луга удален от перегруженного транзитного узла Санкт-Петербурга и в настоящее время переживает период значительного инфраструктурного развития. Министерство транспорта России и Российские Железные Дороги объединились для строительства ряда автомагистралей и железных дорог, что позволит усилить транспортные связи между морским портом и основными торговыми узлами на северо-западе России. Кроме того, морской порт – это место размещения других терминалов, в числе которых – терминалы для транзита угля, газоконденсата и светлых нефтепродуктов. Практически все терминалы работают в настоящее время с недогрузкой в связи с продолжением строительства. По информации с веб-сайта компании в Усть-Луге, терминал газового конденсата достигнет максимальной проектной пропускной способности 6 млн т в год в 2015 или 2016 году. Планируется, что терминал порта для легких нефтепродуктов достигнет полной пропускной способности 4 млн т в год (до 1,5 млн т сжиженного нефтяного газа и 2,5 млн т легкой нефти) к концу четвертого квартала 2012 года. Российские инвесторы, среди которых такие компании как «Транснефть», «Роснефтьбункер», «Гунвор» (Gunvor) и «Новатек», осуществляли финансирование строительства большинства терминалов, включая нефтяной терминал БТС-2 в Усть-Луге. Начало промышленной эксплуатации нефтяного терминала в Усть-Луге знаменует стратегическую победу Москвы в ее стремлении к снижению транзитной зависимости от бывших советских республик. «Появление БТС-2 и нефтяного терминала в Усть-Луге вызывает серьезную панику среди европейских транзитных стран, которые так привыкли получать платежи от Москвы за транзит российской нефти на европейские рынки», – заявил Хамлай. Прежние тарифные споры между Россией, Белоруссией и Украиной нарушали репутацию Москвы как надежного поставщика нефти и газа во многих странах Европы. Однако сейчас наличие трубопровода БТС-2 способствует усилению контроля Москвы над будущими экспортными поставками нефти на запад, что устраняет возможность нарушения поставок по пути к наиболее ценным для России рынкам сбыта, и снижает зависимость от неуправляемых транзитных стран.

Oil&GasEURASIA

MARKETS

Europessimism Beating Gazprom Records Европессимизм бьет рекорды «Газпрома» The Export Strategy of Russia's gas monopoly is short-sighted: sales in Europe are falling while pipelines multiply Экспортная стратегия российской газовой монополии оказалась недальновидной: продажи в Европе падают, а трубы растут

T

he overall volume of Russian gas exports in 2011 reached 221 billion cubic meters, which was the absolute sales record ever for the gas monopolist. Based on the figures for 2012, it is expected that the volume of exports will reach 222 billion cubic meters, with no less than 160 billion exported to “far abroad” regions (which for Gazprom is the entire EU, including the Baltic states). Expected profit is also at a record high – approaching $84.5 billion, of which 61 billion was expected to have been received from exports to the EU. Gazprom’s Vice President and Gazprom Export’s General Director Aleksander Medvedev recently pointed out, that these figures are based on “a very conservative estimate of export volumes to the ‘far abroad’ regions.” Medvedev did not resist the temptation to taunt on this occasion the media stating: “It is very amusing to read that Gazprom has apparently encountered problems related to shrinking export levels. That is absolutely not the case.”

It is worth noting that Gazprom’s record breaking export are in stark contrast to the Eurozone’s economic downturn. It seemed that Gazprom’s anticipated gas revenues were too optimistic in light of the grim economic outlook and expected decline in energy demand in Europe.

As early as the beggining of this year, industry analysis everywhere (expect at Gazprom) warned of a long-term trend ● Fig. 1. ● Рис. 1.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Irina Rogovaya Ирина Роговая

В

2011 году общий экспорт природного газа за пределы Российской Федерации превысил уровень 221 млрд м³, что стало абсолютным рекордом газовой монополии за всю историю продаж. По итогам 2012 года планировалось повысить прошлогодний уровень экспорта до 222 млрд м³, в том числе не менее 160 млрд – в дальнее зарубежье (для «Газпрома» – это все страны Евросоюза, включая Балтию). Текущий прогноз по экспортной выручке также намечался рекордный — на уровне $84,5 млрд. Из них $61 млрд ожидались от поставок в ЕС – даже «в самом консервативном сценарии экспорта газа в дальнее зарубежье», как подчеркнул накануне годового собрания акционеров вице-президент ОАО «Газпром» Александр Медведев, он же генеральный директор ООО «Газпром экспорт». При этом топ-менеджер не отказал себе в удовольствии упрекнуть прессу, приглашенную быть свидетелем и «разносчиком» корпоративного триумфа: «Очень забавно читать, что „Газпром“ сталкивается с проблемами в связи с сокращением объемов экспорта. Это абсолютно не так». Стоит сказать, что в начале лета рекордные рубежи «Газпрома» смотрелись особенно контрастно на фоне ухудшения ситуации в Eврозоне, а прогнозные показатели экспортной выручки за 2012 год явно диссонировали с общим пессимизмом относительно европейской экономики и, в частности, спроса на энергоресурсы. Уже с начала года в отраслевой аналитике (кроме, конечно, корпоративных данных ОАО «Газпром») сквозили предупреждения о том, что в странах Евросоюза намечается долговременная тенденция избытка предложения газа. Аналитики также предупреждали, что серьезную угрозу для России как основного экспортера и инвестора наиболее крупных газотранспортных мощностей в ЕС (прежде всего вновь построенного «Северного потока» и проектируемого «Южного потока») может представлять европейский импорт СПГ из США и Катара (см. рис. 1).

Рассекая волну эйфории В конце августа Минэкономразвития РФ опубликовал сводную статистику за текущий период (январь-июль 2012 года) и прогнозные данные о состоянии российских товарных рынков. Общий объем экспорта природного газа в январеиюле 2012 года составил 104,7 млрд м³, причем доля экспорта в общем объеме добычи газа сократилась до 27,4% (-2,2 % к уровню 2011 года). Экспорт в страны дальнего зарубежья (Евросоюз, включая страны Балтии) снизился до 67,3 млрд м³ (-3%). Физический объем поставок природного газа с января по июнь 2012 года уменьшился на 19,2% (см. рис. 2).

43

MARKETS

#10 October 2012

● Map 1 ● Карта 1

LNG flows Потоки СПГ L-gas Pipelines Трубопроводы для низкокалорийного газа Transit Pipelines Транзитные трубопроводы Transmission Pipelines Магистральный трубопровод

towards gas supply surplus. In particular, analysis warned that Russia’s position as the primary exporter and invester in supply capacities to the EU (with the newly-commissioned “Nord Stream” and the planned “South Stream” pipelines) was under serious threat by European LNG imports from Qatar and the U.S. (see Fig. 1).

Breaking a Wave of Euphoria In late August, Russia's Ministry of Economic Development published statistics for the current (JanuaryJuly 2012) period, as well as projected figures, for Russian export markets. The total volume of gas exports for the period of January-July 2012 was 104.7 billion cubic meters, with the total volume extracted for export having dropped to 27.4 percent (down by 2.2 percent when compared to the same time in the year prior). Long-distance exports (Eurozone, including the Baltic states) dropped to 67.3 billion cubic meters (down by 3 percent). The volume of gas physically delivered for the given period also dropped, by 19.2 percent (see Fig. 2).

These figures closely match experts’ predictions. The sharp drop in long-distance delivery volumes particularly stands out conspicuous. Maria Egikyan, an oil and gas analyst at Alfabank, told OGE that “the issue is that Gazprom’s European clients are drawing on steved gas reserver as the financial crisis continues, which is why export sales have fallen by a lower marg in than physical deliveries.”

Projections published by the Ministry of Economic Development also predict a drop in gas markets. Gazprom’s export levels are expected to reach 193 billion cubic meters – substantially less than figures the state-owned monopolist announced earlier.

A continuous decline in demand for Russian gas in export markets, as underlined in the ministry’s report, stems from the rise in competition from other gas-exporting countries, as well as the drop in European energy consamption. As such,

44

Отчетные данные примерно соответствуют ожиданиям аналитиков. Не осталось незамеченным и резкое падение физических объемов поставок газа относительно общих итогов экспорта в дальнее зарубежье. «Дело в том, что европейские клиенты „Газпрома“ в условиях кризиса активно используют запасы газа в подземных хранилищах, поэтому экспортные продажи упали меньше (на 2,5-3%), чем физические», – сказала в комментарии НГЕ Мария Егикян, аналитик нефтегазового сектора «Альфабанка». Прогнозные ожидания Минэкономразвития по рынку газа также снижены. В частности, объем экспорта ОАО «Газпром» скорректирован до 193 млрд м³, что существенно меньше ранее заявленных планов госмонополии. Стагнация спроса на российский газ на внешнем рынке продолжается, и, как подчеркивается в отчете Минэкономразвития, это связано с ростом конкуренции со стороны других стран-экспортеров газа и общим сокращением потребления энергоресурсов в Европе. При этом цены на газ — одна из самых болезненных проблем для российского правительства, поскольку с рекордами «Газпрома» по выручке расставаться особенно тяжело.

Сбросить газ или уступить дорогу? По данным Международного валютного фонда (МВФ), за семь месяцев текущего года средние цены на российский природный газ в Европе повысились до $443 за тыс. м³, что на 25,4% превышает средний уровень цен за январь-июль 2011 года. В июле 2012 года средние контрактные цены на российский газ на границе Германии составили $409,7 за 1 тыс. м³, что на 1,6% выше уровня цен в июле 2011 года. Но условия поставок российского газа в странах ЕС традиционно сильно разнятся, будучи зеркальным отражением текущей политической конъюнктуры и степени лояльности продавца и покупателя. В частности, как отмеOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

РЫНКИ

the price of natural gas is currently one of the most sensitive issues for the Russian goverment, since it would be particulary difficult to experience a decline in Gazprom’s record-breaking revenues.

To Dump Natural Gas or to Step Aside?

According to the International Monetary Fund (IMF), in the first seven months of this year the average price for Russian gas on the European market rose to $443 per 1,000 cubic meters, which is 25.4 percent higher than the price during the same period last year.

The contract July 2012 price for Russian gas on the German border was $409.7 per 1,000 cubic meters, which is 1.6 percent higher than it was in July 2011.

The terms of European supply agreaments, however, are traditionally subject to variation, reflecting the current political climate and the level of loy● Fig. 2. alty between byer and seller. For example, European ● Рис. 2. observers note that the price of gas at the Polish чают европейские наблюдатели, текущие цены российborder fluctuates between $420 and $500 per 1,000 cubic ского газа на границе Польши колеблются (в зависимости meters. Meanwhile, Germany pays, on average, around $380, от динамики цен на нефть) в в пределах $420-500 за 1 тыс.

Slovakia – $330, Italy – $320. In the near future, the RF Ministry м3. В то время как Германия в среднем платит за газ порядка of Economic Development predicts that the average price of $380, Словакия – $330, Италия – $320. gas beyond the borders of the CIS with drop to $393 instead В ближайшей перспективе Минэкономразвития РФ of $439, a figure that was projected at the beginning of the прогнозирует снижение средней цены поставок газа за second quarter of 2012. This will constitute a sizable loss for пределами СНГ до $393 – вместо $439, как ожидалось в Gazprom, but such a price drop will be barely noticeable to начале второго квартала 2012 года. Это будет значительный European clients, in comparison to the price of gas in the U.S. урон для «Газпрома», но для клиентов в Европе любая скид– $80 per 1,000 cubic meters. ка на российский газ останется незаметной по сравнению Non-competitive prices and in particular the unjustifi- со стоимостью газа в США – $80 за 1 тыс. м³. able growth in price of Russian gas, as compared to the level of Неконкурентные цены, а именно несоразмерный рост real demand in Europe, will likely increase problems associat- стоимости российского газа относительно реального спроed with maintaining Gazprom’s transportation infrastructure, са в Европе, – это источник многих проблем, связанных which even today is under threat – the threat of losing the gas с поддержкой действующих и продвижением будущих export market. транспортных проектов «Газпрома», которые уже сегодня подвергаются серьезному риску – остаться в стороне от активного рынка газовой торговли.

Poor Supply Conditions The second line of the “Nord Stream” pipeline is currently being tested in the Baltic Sea. On August 29, the undersea Плохие условия приема section was connected to the overland section of the pipeline, В настоящее время в Балтийском море продолжаются in the Portovaya Bay, near the city of Vyborg. The pipeline испытания второй нитки газопровода «Северный поток». is being filled with buffering product, which is the last stage 29 августа была завершена стыковка морского участка prior to commissioning, an event that is planned to occur трубы с береговой инфраструктурой в бухте Портовая под on November 1, 2012. The total capacity of this pipeline will Выборгом. Заполнение техническим (буферным) газом – reach 55 billion cubic meters per year. последняя процедура перед вводом второй нитки в эксплуAdditionally, on November 15, the final investment атацию. Это событие намечено на 1 ноября 2012 года, после agreement for the “South Stream” pipeline under the Black чего общая производительность газопровода «Северный Sea is due to be signed. It is worth noting, that the partner- поток» достигнет 55 млрд м³ в год. ship agreement for the construction of its offshore section Кроме того, на 15 ноября намечено подписание окончаhad been signed by Gazprom, Eni – Italy, EDF – France and тельного инвестиционного соглашения по проекту трансWintershall – Germany, exactly one year ago – on September черноморского газопровода «Южный поток». Напомним 16, 2011. According to the agreement, each side is pledging to также, что акционерное соглашение по строительству морinvest of 10 billion euros in the Black Sea section of the pipe- ской части газопровода (Offshore Section) было подписано line. “South Stream” will consist of four lines along the bottom ровно год назад, 16 сентября 2011, между «Газпромом», итаof the Black Sea with a maximum planned capacity of 63 bil- льянской Eni, французской EDF и германской Wintershall. lion cubic meters per year. Согласно меморандуму, партнеры обязуются инвестироEarly this year, then – Prime Minister Vladimir Putin вать 10 млрд евро в черноморский участок газопровода (по directed the head of Gazprom to speed up the planning stage дну Черного моря будут уложены четыре нитки протяженof the project in order to begin construction of its undersea ностью 990 км). В настоящее время продолжаются перегоsection no later than December 2012, ahead of schedule. воры с партнерами «Газпрома», причем план строительства If the project meets its three-year timeline, South Stream «Южного потока» рассматривается в варианте максимальной will be connected to the European gas distribution network мощности — 63 млрд м³ в год на точке входа в Болгарию. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

MARKETS

● Fig. 3. ● Рис. 3.

as early as 2015, at which point, based on the scope of existing Gazprom Export delivery contracts, the total volume of Russian gas exported to Europe may reach 180 billion cubic meters. By the Russian government’s logic, this will require additional and reliable (meaning “lacking a third party”) export channels. The total delivery volume of existing pipelines – the “Nord Stream” (55 billion cubic meters) and Yamal-Europe (33 billion cubic meters) – is insufficient for guaranteeing uninterrupted supply to meet contractual supply obligations to the EU. Thus, the pressure brought to bear on Gazprom to speed up construction of South Stream is the result of none other than a last ditch attempt by Russia to stake a claim in the southern transportation corridor. The Nabucco pipeline project (currently scheduled for commissioning no earlier than 2017), as well as many other projects, offer non-Russian alternatives of gas delivery from South and Central Asian regions to Europe.

At a meeting in Zug, Switzerland, on June 27, representatives of the four sides agreed to speed up the project schedule in order to begin construction of the undersea section of the pipeline no later than December 2012.

Gazprom still faces many challenges with the “South Stream” project, particulary relating to the construction of the overland section of the pipeline, which is to run across at least seven countries in Central and Southen Europe. Transit agreements have been signed with most of these countries, providing for the possible construction of additional outlets for each country’s domestic natural gas consumption. “Possible” is the key word here, since none of Gazprom’s international partners have committed to purchasing any quality of gas transiting “South Stream” in the future. Demand for natural gas in South and Central Europe, with the expection of Italy, has traditionally been low. Furthermove, few Europian consumers are willing to comuit to long-term “South Stream” supply contracts in light of the emergence of new prospects and partners on the market.

#10 October 2012

В начале года, еще будучи премьер-министром, Владимир Путин потребовал от главы «Газпрома» ускорить подготовку проекта, с тем чтобы досрочно, не позднее декабря 2012 года, приступить к строительству морской части газопровода. В случае соблюдения трехлетнего графика первого этапа, «Южный поток» должен подключиться к газотранспортной системе Европы уже в 2015 году. К этому сроку, согласно объемам действующих контрактов ООО «Газпром экспорт», поставки российского газа в Европу могут возрасти до 180 млрд м³ в год. Что, по логике правительства, подразумевает дополнительную потребность в надежных (то есть, без посредников) каналах экспорта. Существующие прямые коридоры из России: «Северный поток» (55 млрд м³) и «Ямал-Европа» (33 млрд м³) в сумме не могут гарантировать бесперебойные поставки контрактных объемов газа в ЕС. Таким образом, требование от «Газпрома» опережающих темпов строительства «Южного потока» означает не что иное, как попытку реализовать последний для России шанс занять место в Южном транзитном коридоре, на который все еще претендует «Набукко» (анонсируемый срок ввода — не ранее 2017 года) и множество других альтернативных проектов по доставке природного газа из южно-азиатских регионов в Европу. На заседании 27 июня в Цуге (Швейцария) представители компаний-акционеров подтвердили график реализации проекта — с готовностью начать строительство морского отрезка трубопровода не позднее декабря 2012 года. Но у «Газпрома» тем временем остается слишком много проблем с партнерами по строительству сухопутной части газопровода, который должен пересечь территории по меньшей мере семи государств Южной и Центральной Европы. С большинством транзитеров уже заключены соглашения по совместной реализации проекта «Южный поток», с возможностью строительства дополнительных отводов для внутреннего потребления газа. Кстати, именно «возможность» – все еще ключевое слово в переговорах с партнерами и в целом в оценке перспектив «Южного потока» на выходе из Черного моря. До сих пор, менее чем за два месяца до подписания инвестиционного контракта, ни одна из стран-транзитеров не дает клиентских гарантий «Газпрому» – помимо партнерства по строительству участка трубы. Во-первых, вдоль всей будущей трассы газопровода – традиционно невысокий уровень спроса на газ, за исключением Италии (см. рис. 3). Во-вторых, уже мало кто из европейских потребителей хочет привязывать спрос к трубам «Газпрома», в то время как на газовом рынке появляются другие партнеры и новые возможности.

The Depths and Football Clubs – to Each Their Own On August 27, Gazprom and the Bulgarian energy holding EAD finally signed an agreement on construction of the South Stream pipeline on Bulgarian territory (this

46

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

document clarifies many points, among them, the South Stream’s point of entry into the Bulgarian distribution network as well as other matters that have been under intense negotiation between Russian and Bulgaria for many years).

But only a day later, on August 29, the Bulgarian government signed an agreement with the French company Total and its partners for exploratory drilling in the deep water Khan Asparukh field, which potentially holds 500 billion cubic meters of gas. Total and its partners are prepared to invest 1 billion levs (approximately 500 million euros) in exploratory drilling in Bulgarian waters. This is planned to span a 14,000square meter area and last for five years.

Currently, Bulgaria consumes a little over 3 billion cubic meters of natural gas per year, for which it is completely dependent on Gazprom. The Bulgarian Prime Minister Boyko Borisov, has commented on the deal as “a giant leap towards a real measure of energy resource diversification as far as the supply of gas and oil is concerned.”

In related development, one of Bulgaria’s news agencier quoted an interview with Mr. Borisov in early August, in which the national football club, as well as Bulgaria’s negotiations with Gazprom, were discussed. The Novinite Agency quoted the prime minister’s interview to Radio Darik, “I told Aleksei Miller, the head of Gazprom, that if we agreed to the ‘South Stream’ in October, it would be good to get them as sponsors for the Bulgarian football league.” A little later, Russian news agencies stated that Gazprom might become the sponsor of “CSKA Sofia” FC before the end of this year. However, not the fact that it happens in reality.

It’s no time to play Successful record - in the previous year - the state of the Russian state monopoly can also "record" falter.

First of all, on the possible (and probably inevitable) sanctions the European Commission. Recall, September 4, Brussels launched an investigation into the conditions of Russian gas supplies to eight countries in Central and Eastern Europe. If evidence of the facts of abuse of dominant position on the markets with "Gazprom" will be charged a penalty of 10% of revenues, which, according to various estimates, could reach at least 10 billion euros.

Also recall that the company has already suffered considerable damage from a sharp fall in exports. Only during the first trimester of this year, according to observers, "Gazprom" has lost about 25% of revenues.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РЫНКИ

Кому недра, кому – футбольный клуб Так, например, 27 августа «Газпром» и болгарский энергетический холдинг ЕАД подписали, наконец, протокол по реализации проекта «Южный поток» на территории Республики Болгария (документ, в частности, устанавливает точку входа газопровода в ГТС Болгарии, снимает ряд других вопросов по транзиту российского газа, которые были предметом сложных переговоров с болгарским правительством на протяжении нескольких лет). Но уже через день, 29 августа, правительство Болгарии подписало контракт с французской Total и ее партнерами (австрийской OMV и испанской Repsol) о проведении разведки на глубоководном черноморском месторождении «Хан Аспарух» с потенциальным запасом газа около 500 млрд м3. Тоtal и ее партнеры намерены вложить 1 млрд левов (около 500 млн евро) в разведку на болгарском шельфе. Геологоразведочные работы планируются на участке 14 тыс. м² в течение пяти лет. Сегодня Болгария потребляет чуть более 3 млрд м³ газа, будучи полностью зависимой от поставок «Газпрома». Поэтому подписание контракта с Total премьер-министр Болгарии Бойко Борисов прокомментировал как «гигантский скачок к истинной энергетической диверсификации в поставках нефти и газа». Кстати, в начале августа одно из ведущих болгарских СМИ цитировало интервью болгарского премьерминистра, который, коснувшись проблем развития национального футбола, обнародовал некоторые детали переговоров с «Газпромом» по строительству «Южного потока». «Я сказал главе „Газпрома“ Алексею Миллеру, что если мы согласимся в октябре на „Южный поток“, было бы неплохо получить спонсора в лице „Газпрома“ для болгарского футбольного клуба», – цитирует агентство Novinite интервью болгарскому «Радио Дарик». Позже российские СМИ сообщили, что «Газпром» может стать спонсором вице-чемпиона Болгарии «ЦСКА София» уже до конца 2012 года. Впрочем, далеко не факт, что это произойдет на самом деле.

Не время играть Рекордно успешное - по итогам предыдущего года состояние российской госмонополии может так же «рекордно» пошатнуться. Прежде всего, от возможных (а скорее всего, неизбежных) санкций Еврокомиссии. Напомним, 4 сентября Брюссель начал расследование условий поставок российского газа восьми странам Центральной и Восточной Европы. В случае доказательства фактов злоупотребления доминирующим положением на рынках с «Газпрома» будет взыскан штраф в размере 10% доходов, что, по разным оценкам, может составить не менее 10 млрд евро. Также напомним, что компания уже понесла значительный ущерб от резкого падения объемов экспорта. Только за первый триместр этого года, по данным наблюдателей, «Газпром» потерял порядка 25 % доходов.

47

GREEN ENERGY

Green Light for Biopower Russia Keen to Develop Its Biogas Potential

Зеленый свет для биоэнергетики Россия интересуется развитием производства биогаза Lada Ponomareva

Лада Пономарева

espite rhetoric to the contrary, some in authority in Russia are starting to wonder if the nation's optimism in an economy fueld by gas export revenue really can sustain itself for the long term.

Even in spring of this year, in April, Russia's Ministry of Economic Development (MED) expected that the volume of export of Russian gas will amount to 212 billion cubic meters in 2012 and by 2015 this number could reach 253 billion. However, demand for gas, a key income producer for Russia, is declining. MED forecasts that at the end of the current year the export volume will be 193 billion cubic meters, and it will hardly reach 209 billion by 2015.

According to Andrei Klepatch, Deputy Head of the MED, Russia appeared to be unprepared for the rampant development of the shale gas and CNG (compressed natural gas) industries worldwide and particularly in the United States and Europe. Export and consumption of Russian gas is decreasing, which forces Russia and its major gas monopolist Gazprom to revise its priorities and development strategy.

The increasing popularity of alternative energy sources has a lot to do with this situation. Europe is showing an increasing interest in renewable and environmentallyfriendly sources of energy, which makes other countries look in the same direction.

азовый оптимизм» России постепенно сходит на нет, и такое мнение высказывают уже не только СМИ. Еще весной этого года, в апреле, Министерство экономического развития РФ (МЭР) ожидало, что объем экспорта российского газа в 2012 году составит 212 млрд м³, а к 2015 эта цифра могла бы вырасти до 253 млрд. Однако теперь один из ключевых источников дохода России становится все менее и менее популярным: согласно прогнозам МЭР, по итогам текущего года объем экспорта составит 193 млрд м³, а к 2015 году – едва ли достигнет 209 млрд. По словам замглавы МЭР Андрея Клепача, Россия оказалась просто не готова к стремительному развитию индустрии сланцевого газа и СПГ в мире и, в частности, в США и странах Европы. Экспорт и потребление российского газа сокращаются, что заставляет Россию и ее главного газового монополиста – «Газпром» – пересмотреть свои приоритеты и стратегии развития. Не последнюю роль в этой ситуации сыграла растущая популярность альтернативной энергетики. Европа проявляет все больший интерес к возобновляемым и экологически безопасным источникам, что заставляет и остальные страны посмотреть в том же направлении.

D

Potential is Available In October last year, Russian Gazprom, European gas transportation company Gasunie, machine-building company Evrotechnika and BioGazEnergoStroy Corporation signed a memorandum on mutual understanding with respect to “green gas”. According to this document, the companies, being interested in development of biogas, will consider possibilities for setting up a joint venture on the territory of Russia and the use of advantages of this fuel in EU countries. President of Gasunie Paul van Gelder noted that “ ‘Green gas’ is becoming a real ecologically clean component of the energy balance in many countries. This is an efficient way of utilizing the renewable biomass using the existing developed gas infrastructure and huge biogas production potential available in Russia.”

On its part, Gazprom also admitted the necessity of developing the biopower area. “Generation

48

«Г

Потенциал есть В октябре прошлого года российский «Газпром», европейская газотранспортная компания Gasunie, машиностроительное предприятие «Евротехника» и корпорация «БиоГазЭнергоСтрой» подписали меморандум о взаимопонимании по «зеленому газу». Согласно этому документу, компании, будучи заинтересованными в развитии про-

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

ЗЕЛЕНАЯ ЭНЕРГИЯ SOURCE / ИСТОЧНИК: BIOGAS ENERGY

and utilization of the energy produced from renewable sources is becoming a more significant sector of the power industry. ‘Green gas’ plays an important role here. Russia has a great potential for its production. In the long term it can be up to 35 billion cubic meters a year,” supposed Alexander Medvedev, President of the Company.

It is planned to set ● Biogas Chemical Composition. up a joint venture in ● Химический состав биогаза. the second quarter of this year and the working group of the companies must develop a plan and select a site for the future production plant before the end of 2012. As was noted by Sergey Chernin, Chairman of the Board of BioGazEnergoStroi, the construction is supposed to commence early in 2013, and the joint venture will start to deliver biogas to the market at the end of 2013 – early in 2014. Five to ten biogas stations can be built in Russia under this project, with the total capacity of approximately 50 million cubic meters (which is equivalent to 25-27 MW of electric power).

What is Biogas?

Biogas (also referred to as “green gas”) is gas produced from organic raw materials and complying with the physical and technical requirements specific to natural gas.

Biogas contains 55-70 percent methane, 30-45 percent carbon dioxide and also а small amount of hydrogen, hydrogen sulfide, ammonia, nitrogen, aromatic and halogen-aromatic hydrocarbons (see the diagram). It is considered that “green gas” is capable of producing more energy than other forms of alternative sources. Thus, the energy value of biogas corresponds to 60-70 percent of the energy value of conventional natural gas (approximately 7,000 kilocalories per cubic meter). 1 cubic meter of biogas can be equated to 0.7 kg of black oil fuel or 1.5 kg of firewood.

Biogas technology started to develop actively only in the current century. The first biogas station project in Russia was realized in Kaluga Region in 2009. The diagram SOURCE / ИСТОЧНИК: BIOGAS ENERGY

изводства биогаза, будут рассматривать возможности создания совместного предприятия на территории России и использования преимуществ этого топлива в странах ЕС. Президент Gasunie Паул ван Гелдер заметил, что «„Зеленый газ“ становится реальной экологически чистой составляющей энергетического баланса во многих странах. Это эффективный способ утилизации возобновляемой биомассы с использованием уже существующей развитой газовой инфраструктуры, а также огромного потенциала для производства биогаза, который имеется в России». Со своей стороны «Газпром» также признал необходимость развития направления биоэнергетики. «Производство и использование энергии, полученной из возобновляемых источников, становятся все более заметным сегментом энергетики. Важное место здесь занимает „зеленый газ“. Россия обладает значительным потенциалом его производства – в перспективе оно может составить до 35 млрд м³/год», – сделал предположение председатель правления компании Александр Медведев. Совместное предприятие планируется создать уже во втором квартале текущего года, также до конца 2012 года рабочая группа компаний должна разработать план и выбрать площадку для будущего предприятия. Как отметил председатель совета директоров «БиоГазЭнергоСтроя» Сергей Чернин, в начале 2013 должно уже начаться строительство, а в конце следующего года – начале следующего СП начнет поставки биогаза на рынок. В рамках проекта в России может появиться 5-10 биогазовых станций, общая мощность которых составит примерно 50 млн м³ (что эквивалентно 25-27 МВт электроэнергии).

Что такое биогаз Биогаз (или как его еще называют – «зеленый газ») – это газ, произведенный из органического сырья и соответствующий физико-техническим требованиям, которые предъявляются к природному газу. В составе биогаза содержится 55-70% метана, 30-45% углекислого газа, а также незначительное количество водорода, сероводорода, аммиака, азота, ароматических и галогенароматических углеводородов (см. диаграмму). Считается, что «зеленый газ» способен дать намного больше энергии, чем другие виды альтернативных источников. Так, энергетическая ценность биогаза составляет 60-70% энергетической ценности традиционного природного газа (около 7 000 Ккал на м³). 1 м³ биогаза можно приравнять к 0,7 кг мазута и 1,5 кг дров. Развитие биогазовой технологии стало активно развиваться только в этом столетии. Первый проект биогазовой станции в России был осуществлен в 2009 году в Калужской области. На схеме представлен процесс образования биогаза по фазам.

«Зеленые» технологии заказывали? Для России развитие индустрии возобновляемых источников энергии (а также – биогаза) – очень перспективное направление. В стране есть Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

#10 October 2012

GREEN ENERGY “biogas chemical composition” shows the process of the biogas generation.

Have You Ordered “Green Technologies”?

Development of the industry of renewable sources of energy (as well as biogas) is a very promising area of activity. The country has great opportunities for utilization of the waste of agriculture, wood processing, food industry and town sewage treatment plants – all this can make a basis for production of biogas which is characterized by a number of advantages both for the producer and for the consumer.

Advantages: ●

Availability of raw stock for the plant.

Territorial flexibility: biogas plants can be located in any region and require no additional gas pipeline and grid infrastructure construction.

Technological flexibility: possibility of simultaneous ● production of several types of energy resources (gas, motor fuel, heat, electric power). ●

Disadvantages: ●

High capital expenditure per unit of power and relatively narrow project profitability range.

Necessity of the guaranteed sale of the generated ● electric power – in absence of possible sale by retail tariffs through the power grid, the list of biogas projects will be limited to those facilities which have nonstop operation and stable level of energy consumption.

The annual amount of organic waste in Russia is approximately 624.5 million tons, of which it is possible to produce about 31 billion cubic meters of biogas. This amount of fuel, in its turn, can produce 68,695 GW of energy and 85,869 GW of heat. Compared to natural gas, biogas production volume is rather low so far: thus, Gazprom plans to produce 528 billion cubic meters of biogas by the end of 2012. However, if we compare these two sources of energy by price, “green gas” appears to be significantly cheaper than conventional gas: in Europe, it is possible to buy 1,000 cubic meters of biogas for 200 euros, while natural gas will cost 300-500 euros per 1,000 cubic meters.

Still, for the time being, even in spite of the significantly lower price of biogas, the Russian gas monopolist stays without rivals, though with time the company can get even more interested in the “new” source of energy.

According to Andreas Toiber, Director of the strategic development department of BioGazEnergoStroy Corporation, there is a law in Europe according to which the supplier must have at least 10 percent of “green gas” in its deliveries, and if Gazprom wants to further expand its presence in the Eurozone, it must certainly pay attention to the development of “green” technologies.

In the last month – August – several news articles regarding the construction of biogas stations were published. Thus, AltEnergo will build about 200 gas engine generator plants using biogas in Belgorod Region, and BioGazEnergoStroy Corporation is planning to build the largest biogas power station in Russia with the capacity of 4.4 MW in Mordovia by the end of 2014. Sergey Chernin noted that the Corporation plans to realize other projects as well – possibly 30 stations in more than 10 regions of Russia.

50

большие возможности использования отходов сельского хозяйства, лесопереработки, пищевой промышленности и городских очистных сооружений – все это может стать основой для производства биогаза, который обладает целым рядом преимуществ как для производителя, так и для потребителя.

Преимущества: ●

Доступность сырья для работы установки. Территориальная гибкость – биогазовые установки могут быть размещены в любом районе и не требуют строительства газопроводов и сетевой инфраструктуры. Технологическая гибкость – возможность получения ● одновременно нескольких видов энергоресурсов (газа, моторного топлива, тепла, электроэнергии). ●

Недостатки: ●

Большие капитальные затраты в расчете на единицу мощности и относительно узкий коридор рентабельности проектов. Необходимость гарантированного сбыта ● произведенной электроэнергии – при отсутствии возможности реализации через сеть по розничным тарифам, список рентабельных биогазовых проектов ограничивается лишь теми объектами, которые имеют непрерывный цикл работы и постоянный уровень потребления энергии. Годовой объем органических отходов в России составляет порядка 624,5 млн т, из которых можно произвести около 31 млрд м3 биогаза. В свою очередь, из этого объема топлива можно получить 68 695 ГВт энергии и 85 869 ГВт тепла. По сравнению с природным газом, объемы производства биогаза пока скромные: например, «Газпром» по итогам 2012 года планирует добыть 528 млрд м³ газа. Однако если сравнивать эти два источника энергии по ценовой категории, то «зеленый газ» оказывается намного дешевле традиционного – в Европе 1 000 м³ биогаза можно приобрести за 200 евро, тогда как природный газ обойдется в 300-500 евро за 1 000 м³. Однако на данный момент, даже несмотря на значительно более низкую цену биогаза, российский газовый монополист остается вне конкуренции, хотя со временем «новый» источник энергии может еще больше заинтересовать компанию. По словам директора департамента стратегического развития корпорации «БиоГазЭнергоСтрой» Андреаса Тойбера, в Европе существует законодательство, по которому доля «зеленого газа» у поставщика должна составлять не менее 10%, и если «Газпром» хочет и дальше развивать свое присутствие в Еврозоне, он обязательно должен уделить внимание развитию «зеленых» технологий. За последний месяц – август – в новостях появилось сразу несколько сообщений о строительстве биогазовых станций. Например, в Белгородской области в скором времени компания «АльтЭнерго» построит около 200 газопоршневых электростанций, работающих на биогазе, а в Мордовии корпорация «БиоГазЭнергоСтрой» собирается до конца 2014 года построить крупнейшую биогазовую электростанцию в России, мощность которой составит 4,4 МВт. Сергей Чернин заметил, что у корпорации в планах есть и другие проекты – этими проектами могут стать 30 станций в более чем 10 регионах России. .

Oil&GasEURASIA

Это издание ежемесячно читают 100 тыс. пар глаз. И чем больше россиян увидит информацию о вас, тем значительнее вырастет объем продаж вашей продукции. У журнала «Нефть и газ Евразия» – наиболее квалифицированная целевая аудитория среди печатных изданий и цифровых медиа, поэтому пристальное внимание всех заинтересованных глаз в России вам обеспечено. Только «Нефть и газ Евразия» предложит вам:

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

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

REFINERY MODERNIZATION

Moscow Refinery Goes Green

МНПЗ становится экологичнее Elena Zhuk

Елена Жук

he task of modernizing an oil refinery new standards requires the expenditure of much effort and funds.

Moreover, it is one thing to do so at a relatively new plant, but a totally different thing, when the refinery is over 70 years old. It means that problems inherited from its Soviet past have to be resolved. Especially if the refinery in questions is something like the Moscow Refinery, located in a densely-populated suburb of the city. Its residents are affected by air pollution and local authorities are always there to remind the refinery’s operators that measures must be taken to improve the situation. It is no coincidence then that, as part of its modernization program for 2020, Gazpromneft allocated a sizable sum – 130 billion rubles for the task and commenced works to improve the ecological situation around the factory almost as soon as Gazpromneft acquired it in 2010.

роведение модернизации НПЗ в срок, установленный правительством, требует от нефтяных компаний огромных капиталовложений и концентрации усилий. Но одно дело модернизировать относительно современное производство, и совсем другое – завод, которому более 70 лет, решать перешедшие от прежних собственников проблемы, накопленные со времен СССР. Особенно, если этот завод, как Московский НПЗ, расположен в пригороде столицы, где население страдает от загрязненности воздуха из-за выбросов, а контролирующие органы не устают напоминать предприятию о необходимости принятия мер для исправления ситуации. Не случайно на модернизацию МНПЗ «Газпром нефть», согласно программе до 2020 года, выделила немалую сумму – 130 млрд рублей, и приступила к работам, связанными с улучшением экологической обстановки на заводе и в его окрестностях практически сразу после его приобретения компанией в 2010 году.

T

Upgrading the Bitumen Production In mid-September, the company announced the commencement of commissioning works at closed-cycle filtration systems and the reconstructed unit for the production of bitumen. In the case of the latter system, 3,177 million rubles were spent to modernize it, a task which has been completed in less than a year. According to the factory’s director, Akrady Egizaryan, emissions from the bitumen unit should fall by 90 percent which will have an immediate positive effect on air quality in Kapotnya, the district where the plant is located. In addition, the use of closed-system pouring technology, will allow a 100 percent reduction in emissions from this process. “As a person, who spends a lot of time in Kapotnya, I can tell you that the air is not very

52

П

Модернизировано производство битума В середине сентября компания объявила о начале пусконаладочных работ на новых очистных сооружениях закрытого типа и реконструированной большой установке для производства битума. На реконструкцию установки, которая была проведена менее чем за год, компания потратила 3 177 млн рублей. Как рассказал журналистам генеральный директор НПЗ Аркадий Егизарьян, выбросы с большой установки производства битумов в ближайшее время сократятся на 90%, что должно незамедлительно сказаться на чистоте воздуха в районе Капотня – месте расположения завода. При этом использование технологии герOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

● Gazpromneft General Director Alexander Dyukov

pleasant breathe when the bitumen is being poured and loaded, from the small system,” confessed Egizaryan.

The plan is to halt production at the older, smaller bitumen unit by October 2011 and that it will be totally decommissioned by the end of the following year. As a result of the system’s refurbishment, the refinery has been able to increase the daily volume of bitumen production from 3,200 to 5,000 tons, expand the bitumen product line and increase its quality. “The oxidation process has been altered, we will be using excess oxidation, which among other things will improve quality,” reported Vladimir Galkin, the executive director and supervisor of MNPZ’s modernization and operational enhancement project.

In addition to that, Arkady Egizaryan reports, the prospect of joint production of modified bitumen is being discussed with the Total company, which will use a high-tech compound developed by the French company. Production operations with an estimated $10 million turnover are expected to be unrolled at the larger bitumen unit. Of the expected 60,000 tons annual product volume, 30 percent of the bitumen will be produced according to GOST with the remaining 70 percent to be the modified type using the Total compound. According to Egizarian, this product will improve the longevity of road surfaces four- to sixfold.

Vladimir Galkin had said meanwhile, “The use of such bitumen types has already been tested at the Omsk Refinery, but Total’s formula is more effective.” He added that the company has already produced some of this bitumen in Poland and it has been trialled on a one kilometer stretch of the “Krym”

SOURCE: GAZPROMNEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

(third from the right) and MNPZ General Director Arkady Egizaryan (first from the right) demonsrated upgraded MNPZ facilities to Moscow Mayor Sergei Sobyanin (second from the right) in September. ● В сентябре генеральный директор «Газпром нефти» Александр Дюков (третий справа) и генеральный директор МНПЗ Аркадий Егизарьян (первый справа) продемонстрировали мэру Москвы Сергею Собянину (второй слева) обновленное экологичное производство.

метичного налива при отгрузке битума позводит добиться 100%-го сокращения выброса в процессе этой операции. «Я, как человек, который постоянно находится в Капотне, могу сказать, что, когда происходит налив и отгрузка битума с малой установки, дышать не очень приятно», – признался Егизарян. Планируется, что работа старой малой битумной установки будет приостановлена уже в октябре 2011 года, а до конца следующего года она уже будет выведена из экплуатации. С обновлением установки завод получил возможность увеличить суточный объем выпуска битума с 3 200 до 5 000 т, расширить линейку марок производимого битума и повысить его качество. «Была изменена технология окисления, будет применяться избыточное окисление, что, в числе прочего, и позволит повысить качество битума», – рассказал Владимир Галкин, исполнительный директор, руководитель проекта по преобразованиями и операционным улучшениям МНПЗ. Кроме того, как сообщил Егизарьян, обсуждается возможность совместного производства модифицированного битума с компанией Total с применением высокотехнологичного компаунда, разработанного французской компа-

SOURCE: GAZPROMNEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

#10 October 2012

SOURCE: GAZPROMNEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

REFINERY MODERNIZATION

нией. Производство с объемом инвестиций $10 млн планируется наладить с 2014 года на территории большой битумной установки. Предполагаемая мощность установки, на которой 30% битума будет производиться в соответствии с требованиями ГОСТа по модифицированным битумам, а 70% – с применением компаунда Total, составит 60 тыс. т в год. По словам Егизарьяна, применение такого битума позволит увеличить срок службы дорог в 4-6 раз. «Опыт производства такого рода битумов уже имеется на Омском НПЗ, но технология Total более эффективна», – рассказал Галкин. По его словам, на одном из предприятий Польши компания уже изготовила по этой технологии пробную партию битума, который был использован для изготовления дорожного полотна в размере одного километра на трассе «Крым». В настоящее время на МНПЗ проводится экспертная оценка технологии.

Чище воздух и вода

Highly Efficient Wastewater Treatment Quality improvements in water run-off as well as atmospheric emissions are expected at the district adjacent to the MNPZ. New filtration facilities will minimize harmful discharges by 97 percent and reduce the crude oil content of run-off sixfold. The project employs equipment produced by the Petreco company. According to their technical specifications, industrial run-off is first subjected to deep a cleansing process, designed to remove technological residues and pulp after which they are fed into the chemical and mechanical scrubbing module, where an array of separators, sumps and filters (the latter employing nut shells) are used to further cleanse the water. The run-off is then forwarded, depending on its constituency, to either the Kuryanovskaya aeration complex or to the additional purification module, which employs 10 activated carbon sorption filters. The plant’s technicians describe the process as follows: “Everything that is captured as a result (foam, oil sludge) is then fed into centrifuges, which allow a three-phase separation of the waste matter. These are; clean water, crude oil, which is returned to the refinery for processing and oil sludge, or ‘coke’ as it is also known, whose carbon chain content is near to zero and which is subsequently subjected to treatment with biological agents with the aim of disposal in landfill.” As Arkady Egizaryan noted, “The problem with the old facilities was that they had too many open surfaces, which allowed the hydrocarbons to simply evaporate into the atmosphere. The technological cycle we employ these days involves closed reservoirs.” The new equipment will be commissioned for use in November and as he said, “The people of Kapotnya will really feel the difference.” After the old filtration facilities are dismantled, the land they were located in will again

54

SOURCE: GAZPROMNEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

highway. MNPZ is currently conducting expert tests of the new technology.

Не только воздух, но и сточные воды в прилегающем к заводу районе станут чище: новые очистные сооружения позволят минимизировать выбросы вредных веществ на 97% и в шесть раз уменьшить содержание нефтепродуктов в сточных водах. В проекте использовано оборудование компании Petreco. Согласно технологической схеме установки, сначала промышленные стоки проходят грубую очистку от механических примесей, после чего попадают на блок физико-химической очистки, где в действие вступают сепараторы, флотаторы и фильтры с ореховой скорлупой. Дальнейшее направление стоков, в зависимости от достигнутого результата, – либо Курьяновская станция аэрации, либо блок дополнительной очистки с 10 сорбционными фильтами с активированным углем. «Все, что улавливается в результате (пена, нефтешлам), дальше попадает на центрифуги, позволяющие разделить состав на три фазы. Это чистая вода, нефтепродукт, возвращающийся в переработку, и нефтешлам, или так называемый кек, содержание углеводородов в котором равно нулю, и который в дальнейшем будет подвергается биологической обработке для возвращения в почву», – рассказали технологи предпрятия. «Основная проблема со старыми очистными сооружениями состояла в том, что было слишком много открытых

Oil&GasEURASIA

SOURCE: GAZPROMNEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

№10 Октябрь 2012

МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

поверхностей, с которых углеводороды испарялись. Сейчас у нас в ment facilities to avoid hydrocarbons evaporation. технологическом процессе задей● В составе новых очистных сооружениях широко используются ствованы закрытые резервуары», закрытые емкости для исключения испарения углеводородов.

– отметил Егизарьян. Планируется, что новое оборудование будет полностью запушено в эксплуатацию в ноябре, и его ввод по словам Егизарьяна, «очень сильно изменит ощущения тех, кто находится в Капотне». После демонтажа старых очистные сооружения, почва, на которой они расположены, будет рекультивирована. Предприятие таже ведет работы по разработке проекта финальной очистки стоков с химической или биологической предочисткой и обратным осмосом, с целью сокращения водопотребления и стоков на 70%. Наряду с другими проектами НПЗ пуск установок позволит сократить границы санитарнозащитной зоны, что важно в be used for agriculture. There is also a plan to implement a условиях «наступления» города – расширения застройки final reverse-osmosis purification stage with prior biological близлежащих микрорайонов. Результатом комплексных or chemical scrubbing, to reduce the plant’s water consump- экологических мероприятий, к которым также относится реконструкция установки производства серы, строительtion (for the purposes of feeding run-off) by 70 percent.

In conjunction with other projects, the commissioning ство установки очистки сернисто-щелочных стоков и of these installations will allow the refinery to reduce the блока финальных очистных сооружений, программа реаexclusion zone around it, which is important under the exist- билитации нефтезагрязненных территорий, обеспечение ing conditions of the city’s expansion around it. As a result МНПЗ природным газом, и на которые компания планиof the complex ecological measures, among which are such рует потратить до 2014 года около 14 млрд рублей должно things as the refurbishment of sulphur production at the refin- стать освобождение от ограничений 500 га территории ery, the installation of sulphur-carrying run-off treatment and микрорайона Капотня. the final purification system, setting up a natural gas supply to the plant, as well as decontamination of crude oil contami- Высокая планка nated lands, on which the refinery plans to spend 14 billion О том, что модернизация НПЗ идет полным ходом, rubles by the year 2014. These measures will collectively result красноречиво свидельствует контраст между внешним in the release of 500 hectares of land in the Kapotnya district видом старого со следами ржавчины оборудования и новыfor other uses. ми блестящими корпусами современных установок переработки, присутствующими сегодня практически на всех производственных площадках завода. В апреле этого года Set the Bar High The presence of shiny new installations on almost all Московский НПЗ с опрежением техрегламента перешел на of the plant’s production sites contrasts sharply with the выпуск бензинов стандарта Евро-4. Сейчас на заводе ведетrust-stained old equipment there and is testimonial to the ся строительство установки изомеризации легкой нафты и fact that the modernisation project is in full swing. In April установки гидрооблагораживания бензина каталитическоthis year, the Moscow Refinery has, ahead of schedule, begun го крекинга, ввод в эксплуатацию которых в конце весны production of Euro-4 standard petrol. Currently, appara- или летом 2012 года позволит позволит жителям региона tuses for the isomerization of light naphtha, hydrotreater заправляться бензином от подмосковного завода только and catalytic cracking units are being installed, whose com- Евро-5. Это не может не отразиться на экологии благоприmissioning in the spring and summer of 2012 will allow ятным образом: около 40% нефтепродуктов, поставляемых residents of the district to refuel with Euro-5 petrol. This на рынок московского региона – производства МНПЗ, will have a definite positive effect on air quality. MNPZ pro- их них на моторные топлива приходится примерно 10%. duces around 40 percent of crude oil based products used Также в следующем году должна завершиться реконструкin the Moscow region, of which around 10 percent is diesel ция установки гидроочистки дизельного топлива с тем, and petrol. An installation of a hydrotreater system for die- чтобы стандарту Евро-5 соответствовало и все дизельное sel is planned for next year, bringing the plant’s diesel prod- топливо. К 2020 году планируется повысить глубину очистuct up to Euro-5 standard. It is expected, that the refinery ки нефти до 90%, и, если заводу удастся и в дальнейшем will reach the 90 percent level of crude oil purification and успевать с проведением работы в соответствии с графиком, based on current indicators, has the chance to achieve all у нее все шансы достичь запланированных показателей и its goals and attain a higher position in the ratings of high- занять более высокие позиции в рейтинге высокотехнологичных российских НПЗ. technology Russian oil refineries. ● Closed tanks are widely used as a part of new wastewater treat-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

55

REFINERY MODERNIZATION

Refineries Transfer to Euro-5 Though Many of Them Ask to Postpone Modernization Terms

НПЗ переходят на Евро-5 Но не все успевают в срок с модернизацией Elena Zhuk

N

owhere in Russia does the air pollution feel as acutely as in large cities, where the concentration of exhaust fumes increases in direct proportion to rapid growth of the amount of vehicles on the roads. Popularity of cars has resulted in the need, after the European countries, for transition to manufacturing and usage of Euro-4 and Euro-5 classes’ fuels with a lower concentration of sulfur and aromatics.

The “Window to Europe” is an incentive for largescale modernization of Russian refineries, which averagely shows good results, while in particular, is characterized by irregularity of efficiency for different companies in the industry.

Give Us the Euro-5!

The terms of transition to production of higher environmental standards motor fuel in Russia were postponed several times. In the year 2007, the first official transition to Euro-3 standard was performed, accompanied by review of requirements to quality of domestic production internal combustion engines. For example, manufacturing of the subcompact “Oka” has been stopped, as its engine was not compatible with the new gasoline generation. Attempting nationwide transition to the Euro-5 in 2013 was somewhat overdone, and the crisis has prevented us from it. There

Елена Жук

Н

игде в Росси и так остро не ощущается загрязненность воздуха, как в крупных городах, где концентрация выхлопных газов увеличивается прямо пропорционально стремительному росту числа авто на дорогах. Популярность иномарок потянула за собой необходимость, вслед за всей Европой, перехода на выпуск и использование топлива стандартов Евро-4 и Евро-5 с пониженным содержанием серы и ароматических углеводородов. «Окно в Европу» – стимул для широкомасштабной модернизации российских НПЗ, которая, в среднем, демонстрирует неплохие результаты, а, в частности, характеризуется неравномерностью проведения различными компаниями отрасли.

Даешь Евро-5 Сроки перехода на выпуск в России автомобильного топлива по более высоким экологическим стандартам не раз переносились. В 2007-м году состоялся первый официальный переход на стандарт Евро-3, которому сопутствовал пересмотр требований к качеству двигателей внутреннего сгорания отечественного производства. К примеру, было прекращено производства малолитражки «Ока», двигатель которой был несовместим с топливом нового поколения. Попытка общегосударственного перехода на Евро-5 с

Required Diesel Oil Parameters Требования к характеристикам дизельного топлива Diesel Oil Parameter Характеристики дизельного топлива Max. sulphur mass fraction Массовая доля серы, не более

Measurement Unit Единица измерения

Standard Values for: / Нормы в отношении Class 2 класса 2

Class 3 класса 3

Class 4 класса 4

Class 5 класса 5

mg/kg мг/кг

500

350

50

10

%

0.05

0.035

0.005

0.001

Max. mass fraction of polycyclic aromatic hydrocarbons Массовая доля полициклических процентов ароматических углеводородов, не более

%

-

11

11

11

Min. cetane number Цетановое число, не менее

-

45

51

51

51

Min. cetane number for arctic climate diesel oil Цетановое число для дизельного топлива для холодного и арктического климата, не менее

-

-

47

47

47

SOURCE: RUSSIAN MINISTRY OF ENERGY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

56

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

were also reasons that the companies simply did not plan to invest heavily in modernization, and that actual legislation did not stimulate production of environmentally clean fuels.

According to the Technical Regulations TP TC 013/2011, which establishes requirements for automotive fuels and is going to come into force at the end of December 2012, sales of Euro-2 standard gasoline and diesel must cease from January 1, 2013; Euro-3 will be allowed up to December 31; 2014, Euro-4 standard will be allowed up to December 31, 2015.

Meanwhile, we can’t say that the state is not taking steps to promote the transition to new fuel standards.

“Since July 1, 2012 excise taxes were increased for Euro-2 and Euro-3 gasolines, while excise taxes for Euro-4 gasolines remained unchanged, and the excise taxes for Euro-5 gasolines were decreased. Both of these factors suggest that producing Euro-4 and Euro-5 fuels has become more profitable for companies”, – said Gregory Birg, co-director of the “Investcafe” analytical department.

Thus, the companies which hurried to modernize themselves, are now in the win. For example, in July, Lukoil announced transition to production of AI-92 and AI-95 gasolines corresponding only to class 5 standards, and ceasing production of class 4 gasolines. Having released the first batch of class 5 A-98 gasoline on its refinery

2013 года оказалась преждевременной – помешал кризис. Сказалось и то, что компании просто не планировали вкладывать значительные средства в модернизацию, и то, что действовавшее законодательство не стимулировало производство экологически чистого топлива. Согласно Техническому регламенту ТР ТС 013/2011, устанавливающему требования к автомобильному топливу и вступающему в силу в конце декабря 2012 года, выпуск в оборот бензина и дизельного топлива стандарта Евро-2 должен прекратиться с 1 января 2013 года, Евро-3 – допускается до 31 декабря 2014 года, стандарта Евро-4 – до 31 декабря 2015 года. Нельзя сказать, что государством не предпринимаются меры по стимулированию перехода на новые стандарты. «С 1 июля 2012 года были повышены акцизы на бензины классов Евро-2 и Евро-3, в то время как акцизы на Евро-4 остались неизменными, а акцизы на Евро-5 снизились. Оба эти фактора позволяют говорить о том, что производить топливо классов Евро-4 и Евро-5 стало более выгодным для компаний», – отмечает Григорий Бирг, содиректор аналитического отдела «Инвесткафе». Таким образом, компании, поторопившиеся с модернизацией, сейчас в выигрыше. В июле о переходе на производство АИ-92 и АИ-95, соответствующих только классу 5 прекращении бензинов класса 4, объявил Лукойл. Выпустив первую партию бензина АИ-98 класса 5 нефтеперерабаты-

Required Gasoline Parameters Требования к характеристикам автомобильного бензина Standard Values for: / Нормы в отношении Gasoline Parameter / Характеристики автомобильного бензина

Max. sulphur mass fraction / Массовая доля серы, не более

Measurement Unit / Единица измерения

Class 2 / класса 2

Class 3 / класса 3

Class 4 / класса 4

Class 5 / класса 5

mg/kg мг/кг

500

150

50

10

%

0,05

0,015

0,005

0,001

Max. benzole volume fraction / Объемная доля бензола, не более

percent / %

5

1

1

1

Max. oxygen mass fraction / Массовая доля кислорода, не более

percent / %

–

2,7

2,7

2,7

–

42

35

35

–

18

18

18

45-80

45-80

45-80

50-100

50-100

50-100

–

none / отсутствие

none / отсутствие

none / отсутствие

–

5

5

5

Max. hydrocarbons volume fraction: / Объемная доля углеводородов, не более: aromatic / ароматических

percent / %

olefinic / олефиновых Octane number: / Октановое число: Max. vapour pressure / Давление паров, не более: summertime / в летний период

– kPa / кПа

–

wintertime / в зимний период Max. oxygenates volume fraction: / Объемная доля оксигенатов, не более: methanol / метанола ethanol / этанола isopropanol / изопропанола

percent / %

–

10

10

10

t-butanol / третбутанола

–

7

7

7

isobutanol / изобутанола

–

10

10

10

Ethers containing 5 or more hydrocarbon atoms in each molecule / эфиров, содержащих 5 или более атомов углерода в молекуле

–

15

15

15

Other oxygenates (end boiling point no more than 210 C) / других оксигенатов (с температурой конца кипения не выше 210 °C)

–

10

10

10

1,3

1

1

none / отсутствие

Max. monomethylaniline volume fraction / Объемная доля монометиланилина, не более

percent / %

SOURCE: RUSSIAN MINISTRY OF ENERGY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

#10 October 2012

REFINERY MODERNIZATION Emission standards of quoted refined products, as on August, 17 Экологические классы котируемых нефтепродуктов (по состоянию на 17 августа)

Gasoline / Автомобильный бензин Oil Refinery / НПЗ

Normal-80 / Нормаль-80

Regular-92 / Регуляр-92

Premium-95 / Премиум-95

Super-98 / Супер-98

NORTH-WESTERN FEDERAL DISTRICT/ СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЙ ФО LUKOIL-Ukhtaneftepererabotka / «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка»

4

4

3

3

4

4

Ryazan PPC / Рязанская НПК

4

5

Slavneft-Yaroslavnefteorgsintez / «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез»

5

5

Gazprom Dobycha Astrakhan / «Газпром добыча Астрахань»

3

3

LUKOIL- Volgogradneftepererabotka / «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

4

4

LUKOIL-Nizhegorodnefteorgsintez/ «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»

4

4

5

Samara Group of Refineries / Самарская гр. НПЗ

2

3

3

5

5

2

3

TAIF-NK / ТАИФ-НК

4

4

LUKOIL-Permnefteorgsintez/ «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

3

3 4

Kirishinefteorgsintez / «Киришнефтеоргсинтез»

3

3

CENTRAL FEDERAL DISTRICT / ЦЕНТРАЛЬНЫЙ ФО Moscow Refinery / Московский НПЗ

3

5

SOUTHERN FEDERAL DISTRICT / ЮЖНЫЙ ФО

VOLGA FEDERAL AREA / Приволжский ФО

Saratov Refinery/Саратовский НПЗ Orsknefteorgsintez / «Орскнефтеоргсинтез»

2

Ufa Group of Refineries/ Уфимская группа НПЗ

2

4

Gazprom Neftekhim Salavat / «Газпром нефтехим Салават»

2

3

URALS FEDERAL DISTRICT / Уральский ФО Gazprom Pererabotka – Surgut CSP / «Газпром переработка – Сургутский ЗСК»

3

3

3

SIBERIA FEDERAL DISTRICT / Сибирский ФО 4

4

Achinsk Refinery/Ачинский НПЗ

Omsk Refinery / Омский НПЗ

3

3

3

5

Angarsk Petrochemical Company / Ангарская НХК

3

3

3

3

3

3

FAR-EAST FEDERAL DISTRICT / Дальневосточный ФО PN-Komsomolskiy Refinery / РН-Комсомольский НПЗ

2

SOURCE: KORTES INFORMATION-ANALYTICAL CENTER / ИСТОЧНИК: ИАЦ «КОРТЕС»

“Nizhegorodnefteorgsintez” in May 2011, the company has managed to take the lead and now is even ahead of complying the requirements of the Regulations.

“The Perm refinery, the Volgograd refinery, Nizhegorodnefteorgsintez – these are the three pillars of the Lukoil company, which carried out the development of new and modernization of existing technologies”, – said Vsevolod Havkin, the deputy general director of the AllRussia Scientific-Research Petroleum Products Institute.

Although Lukoil gas stations still sell Euro-4 gasoline, as soon as its remains will have been exhausted, the users will be offered Euro-5 exclusively.

“Bashneft” is also in the lead – it has begun to sell Euro-5 gasoline and diesel fuels only in its network of pumping stations already on this mid-summer. In 2011, “Bashneft” has allocated to upgrading the Ufimian refineries around 8 billion – that’s a great amount, but after the revision of excise taxes, the company has proved itself being “a zealous economist”.

The “Yaroslavnefteorgsintez” (YaNOS) refinery owned jointly by “Gazprom Neft” and “TNK-BP” has also since this July completely switched to Euro 5. Last year, the plant

58

вающем заводе «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» в мае 2011 года, за год компания сумела выйти в лидеры и с опережением выполняет требования регламента. «Пермский НПЗ, Волгоградский НПЗ, ЛУКОЙЛ –Нижегороднефтеоргсинтез – это три кита компании Лукойл, где проведено освоение новых и модернизация уже действующих технологий», – отмечает заместитель генерального директора ВНИИ НП Всеволод Хавкин. Пока еще на заправках ЛУКОЙЛа продают бензин Евро-4, но как только его остатки будут исчерпаны, потребителю будут предлагать исключительно Евро-5. «Башнефть» также в лидерах – автомобильный бензин и дизельное топливо только Евро-5 компания стала продавать на собственной сети автозаправок также с середины лета. В 2011 году Башнефть направила на модернизацию уфимских НПЗ около 8 млрд рублей, – сумма немалая, но с пересмотром акцизов компания проявила себя «рачительным хозяином». Завод «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (ЯНОС), которым совместно владеют Газпром нефть и ТНК-BP, с июля также полностью перешел на Евро-5. В прошлом году на заводе завершилось строительство установки изомериOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

has completed construction of an isomerization plant for light gasoline fractions and has launched a catalytic cracking gasoline hydrotreatment plant with a capacity of 800 thousand tons per year. Capacity increase of the diesel fuel hydrotreatment plant at the Saratov Petroleum Refinery (SPR) allowed TNK-BP in July to establish the production of Euro-5 motor fuels there as well. In addition, as reported by the company, in 2013 SPR plans to start operation of an isomerization unit, which will increase production of highoctane car gasolines.

Euro-5 petrol fuel is also produced on the Omsk Refinery owned by “Gazprom Neft” since summer 2011.

Its gasoline catalytic cracking hydrotreatment plant was recognized this August as one of the most significant social industrial facilities of the Omsk region, commissioned in 2011-2012.

зации легких бензиновых фракций, а также была запущена установка гидроочистки бензина каталитического крекинга мощностью 800 тыс. т в год. Увеличение мощности установки гидроочистки дизельного топлива на Саратовском нефтеперерабатывающем заводе (СНПЗ) позволили THKBP также с июля наладить здесь производство моторных топлив Евро-5. Кроме того, как сообщает компания, в 2013 г. СНПЗ планирует запустить в эксплуатацию установку изомеризации, которая позволит увеличить объем производства высокооктановых автомобильных бензинов. Моторное топливо класса Евро-5 также с лета 2011 года производится на Омском НПЗ Газпром нефти. Установка гидроочистки бензинов каталитического крекинга в августе была признана одним из наиболее значимых социальных объектов промышленного назначения Омской области, введенных в эксплуатацию в 2011-2012 гг.

There Has Been Some Lag in Modernization

Наметилось оставание по модернизации

In general, the prospects for the companies to perВ целом же, перспективы компаний провести модерform modernization in due terms are not rosy at all. низацию в установленный срок не радужные. Еще недавно Although recently, nearly all of the companies reported практически все рапортовали о готовности, но этим летом the about being ready for modernization, this summer вынуждены были попросить о пересмотре четырехсторонmany of them had to ask for reviewing the Quadripartite них соглашений по модернизации НПЗ, которые 12 компаAgreement on modernization of refineries, which was ний подписали с ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом в signed among the 12 companies, Federal Antimonopoly прошлом году.

Service, Rostechnadzor and Rosstandart last year. Как сообщил «Интерфакс» со ссылкой на замруAccording to “Interfax” referring to the Deputy ководителя ФАС России Анатолия Голомолзина, в праHead of Russian FAS Anatoly Golomolzin, this late August вительство РФ с просьбой пересмотреть соглашения в “Surgutneftegaz” and “Rosneft” have addressed to the конце августа обратились «Сургутнефтегаз» и «Роснефть».

Government asking to review the agreement. Delay for Острочка для «Сургутнефтегаза» связана с переносом сро“Surgutneftegaz” was connected with postponing the ков ввода в эксплуатацию установки гидрокрекинга на terms of commissioning for the hydrocracking plant at «Киришинефтеоргсинтезе». Роснефть испытывает слож“Kirishinefteorgsintez”. Rosneft has had difficulty with ности с реконструкцией установок гидрокрекинга на reconstruction of the hydrocracking plant at the Kuibyshev Куйбышевском НПЗ. В прошлом году, тем не менее, комrefinery. Last year, however, the company has fully com- пания полностью выполнила план, реконструировав пять plied with the plan, having reconstructed five plants for установок по вторичной переработке нефти: по одной petroleum recycling: one plant for hydrocracking, one for установке гидрокрекинга и гидроочистки дизтоплива hydrotreatment of diesel fuel at the Kuibyshev refinery, на Куйбышевском НПЗ, а также три установки каталитиand 3 catalytic reforming plants at Syzran, Kuibyshev and ческого риформинга на Сызранском, Куйбышевском и Komsomolsk refineries. Комсомольском НПЗ.

Delay for Lukoil was associated primarily with conПеренос сроков в Лукойле связан в основном, со struction of new facilities – such as an additional cata- строительством новых объектов – дополнительной устаlytic cracking plant at the Nizhny Novgorod refinery. Also, новки каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ. reconstruction of the diesel hydrotreating plant at the Возможно, отодвинутся и сроки реконструкции установки Perm refinery may have resulted in delays of timing. гидроочистки дизельного топлива на Пермском НПЗ.

According to the По данным Ministry of Energy, in Car Fleet Needs for Different Gasoline Classes Минэнерго, на 2012 г.

2012, commissioning of Потребность автопарка в автобензинах различных классов запланирован ввод в эксten new petroleum recyплуатацию десяти новых cling plants has been установок по вторичной scheduled: two isomerпереработке нефти: двух ization plants, one alkyустановок изомеризаlation plant, three gasoции, одной установки line hydrotreating cataалкилирования, трех lytic cracking plants, one установок гидроочистhydrocracking plant, ки бензина каталитичеthree plants for diesel ского крекинга, одной fuel hydrotreatment. This установки гидрокреyear, it is planned to comкинга, трех установок plete the reconstruction гидроочистки дизельof ten petroleum recyного топлива. В этом cling plants, including году также планируется three catalytic reforming завершить реконструкplants, one hydrocrack- SOURCE: RUSSIAN MINISTRY OF ENERGY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО цию десяти установок по Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

59

REFINERY MODERNIZATION

Vladimir Bulatnikov, Chief Technologist, All-Union Oil Refining R&D Institute Oil&Gas Eurasia: Vladimir Valentinovich, can you please explain the difficulties of transferring to the new regulations?

Vladimir Bulatnikov: Within the framework of the Customs Association of Russia, Belorussia and Kazakhstan, there was a decision to transfer to unified regulations which is going to come into force since the next year.

Unfortunately, for the last twenty years we have considerably disbanded with the Belorussians and Kazakhs; that is why we were unable to set up unified terms of transfer from one class to another. But what are the different terms of transfer without a customs frontier? For example, the goods are freely transferred through the frontier from Kazakhstan to Russia and vice versa.

Yet, you can’t put a trade stamp or a seal to a portion of gasoline.

#10 October 2012

Bulatnikov: Since last year, petroleum is sold to them at a discounted price of oil only for their needs, which makes 6.5 million tons. As for the rest, they pay to our oil companies an additional premium, and this award demolishes the entire margin which they could cash in on re-export.

Now, when the customs border has been removed, gasoline goes to Russia.

Belarus also supplies petroleum products to Ukraine, where today, in fact, only one plant is working in Kremenchug and some small factories in the west. In summary, we now have quite diverse requirements in the framework of the Customs Union, and such situation will go on, I think, until 2016, when we are going to become more or less equal in our level.

Find the full text of interview with Vladimir Bulatnikov on www.oilandgaseurasia.com

Владимир Булатников, главный технолог ВНИИ НП

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Нефть и Газ Евразия: Владимир Валентинович, не могли бы вы пояснить, в чем сложности перехода на новый регламент? Владимир Булатников: В рамках Таможенного Союза России, Беларуси и Казахстана было принято решение перейти на единый регламент, который вступает в силу со следующего года. К сожалению, за последние двадцать лет мы с белорусами и казахами очень сильно «разбежались», поэтому установить единые сроки перехода с класса на класс не получилось. А что такое разные сроки перехода при отсутствии таможенной границы? К примеру, товар перемещается свободно через границу из Казахстана в Россию и обратно. Но ведь на бензин товарный штамп или клеймо не поставишь. НГЕ: И в чем же отличия в развитии нефтепереработки? Булатников: В Казахстане, в частности, нефтепереработка очень сильно отстает. На Атырауском заводе почти 70% бензина – А76, Шымкентском – почти половина -АИ80. То есть, если вы просто проедете по улицам Москвы, то АЗС с бензином А80, пожалуй, не найдете, хотя его производство у нас еще разрешено. Почему? Нет спроса. Автопарк, который потребляет такой бензин, списан. Это старые машины ГАЗ-53, ЗИЛ-130. Их уже не выпускают, а те, что были выпущены, израсходовали свой ресурс работы.

OGE: But what are the differences in the development of petroleum refining?

Bulatnikov: In Kazakhstan, in particular, petroleum refining lags behind very strongly. At the Atyrau refinery, nearly 70% of gasoline is А76; at the Shymkent refinery, nearly a half of gasoline is the A76. That is, if you simply ride through the streets of Moscow, perhaps, you won’t find any filling stations with the A80 gasoline, though its production at us is still permitted. Why? There is no demand. The vehicle fleet which consumes such gasoline has been pensioned off. These are old cars GAZ-53, ZIL-130. They are not manufactured any more, and those that were manufactured have worked out their resource.

OGE: So, we can say that in Kazakhstan, the vehicle fleet is very old?

Bulatnikov: Yeah, that’s so. On the other hand, Belarus has progressed much further in quality. There are two plants, both of which are very wellrenovated. But they have got other problems: the capacity of these plants far exceeds the needs of the country. Belarus can produce about 30 million tons of capacity, and they need maximum 6 million tons.

OGE: What do they do with the rest production?

60

НГЕ: Получается, в Казахстане очень старый автопарк? Булатников: Да, так. С другой стороны, в Беларуси продвинулись намного дальше по качеству. Там два завода, причем оба хорошо модернизированы. Но у них другие проблемы: мощность заводов намного превышает потребности страны: беларусы имеют около 30 млн тонн мощностей, а им от силы 6 нужно. НГЕ: И что они делают с остальной продукцией? Булатников: Начиная с прошлого года им дают по льготной цене нефть только на их потребности – шесть с половиной млн тонн, а за остальную они уплачивают дополнительную премию нашим нефтяным компаниям, и эта премия съедает всю ту маржу, которую они могли бы заработать на реэкспорте. Сейчас, когда сняли таможенную границу, бензин идет в Россию. Кроме того, Беларусь поставляет нефтепродукты на Украину, где сегодня, по сути, работает только один завод в Кременчуге и мелкие заводы на западе страны. Резюмируя, мы сейчас имеем в рамках Таможенного Союза довольно разноплановые требования, и все это будет продолжаться, думаю, до 2016 года, пока более-менее не выровняемся по уровню. Полный текст интервью читайте на сайте www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2012

МОДЕРНИЗАЦИЯ НПЗ

ing plant, five plants for diesel fuel hydrotreatment, and a catalytic cracking plant.

However, according to RBC Daily, citing a report by the Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex as of July 1, works have been completed on eight sites; on seven sites, works are being performed in accordance with the schedule; six sites, they are performed with some lags. Modernization plan for the current year is now only executed in due terms by “Slavneft” and by the owner of the Orsk refinery – “Fortinvest”.

“According to CORTEZ, the problems with transition in 2013 to production of Euro-3+ gasolines may be left only in sole Rosneft’s refineries”, – says the head of analysis and market research department of the “CORTEZ” information and analysis center Irina Bograd, – “Of course, full transition to the Euro-4 and Euro-5 will not be completely free from problems, but they will not be as catastrophic as in previous years. The absence of reference of the octane number to the Euro class made life easier for refiners,” – she added.

On the other hand, decrease in the level of aromatic hydrocarbons lowers the gasoline octane number. “Indeed, for gasolines, content of aromatic hydrocarbons must be at the level of no more than 35%; for diesel fuels, content of polycyclic aromatic hydrocarbons must be at the level of no more than 11%”, – Havkin commented. In such a situation, it is necessary, he said, to substitute in gasolines aromatics for high-octane components, such as isoparaffins or ethers. “We need to develop processes for producing isoparaffins, such as the process of isomerization and alkylation of isobutane with butenes. And, accordingly, to expand production of high-octane ethers: methyl tert-butyl ether (MTBE), ethyl tert-butyl ether (ETBE), ethanol and methyl tert-amyl ether (TAME)” – adds Havkin. – The octane number of these components is above 112, and these products must be added to trade gasolines in order provide necessary octane numbers not for the expense of aromatic hydrocarbons, which are quite toxic, but for the expense of more environmentally friendly structures”. With transition to the new environmental standards of motor fuels, development and production of high-octane ethers are going to become a new cost-effective direction of work, among other things, for the Petroleum Processing Scientific Research Institute.

вторичной переработке нефти, в том числе трех установок каталитического риформинга, одной установки гидрокрекинга, пяти установок гидроочистки дизтоплива, одной установки каталитического крекинга. Вместе с тем, как сообщила РБК Дейли со ссылкой на отчет ЦДУ ТЭК по состоянию на 1 июля работы завершены по восьми объектам, в соответствии с графиком ведутся работы по семи, с отставанием по шести. План модернизации по текущему году в срок пока выполняют только «Славнефть» и собственник Орского НПЗ – Фортинвест. «По оценке КОРТЕС, проблемы с переходом в 2013 г. на выпуск автобензина стандарта ЕВРО- 3+ могут остаться только на отдельных НПЗ Роснефти», – считает завотделом анализа и маркетинговых исследований ИАЦ «КОРТЕС» Ирина Боград. «Конечно, переход на Евро-4 и Евро-5 в полном объеме не обойдется без проблем, но они не уже не будут такими катастрофичными, как в предыдущие годы. Отсутствие привязки октанового числа к классу Евро облегчило жизнь нефтепереработчикам», – добавляет она. С другой стороны, уменьшение уровня ароматических углеводородов понижает октановое число бензина. «Действительно, содержание ароматических углеводородов должно быть на уровне не более 35%, для дизельного топлива уровень содержания полициклических ароматических углеводородов – не более 11%», – комментирует Хавкин. В такой ситуации необходимо, отмечает он, для бензина – заменить ароматику на высокооктановые компоненты – изопарафины, эфиры. «Надо развить процессы, позволяющие получить изопарафины, то есть процесс изомеризации и процесс алкилирования изобутана бутенами. И, соответственно, расширить производство высоактановых эфиров, метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ, МТВЕ), этил-трет-бутилового эфира (ЭТБЭ, ЕТВЕ), этанола, а также метил-трет-амилового эфира (МТАЭ, ТАМЕ)», – добавляет Хавкин. – Октановое число этих компонентов – выше 112, и эти продукты надо добавлять в товарные автобензины с тем, чтобы октановое число можно было обеспечить не засчет ароматических углеводородов, которые достаточно токсичны, а засчет более экологически благоприятных структур». С переходом на новые экологические стандарты моторного топлива, разработка и производство высокооктановых эфиров – новое экономически эффективное направление, в том числе и для НИИ НП..

Under State Control

Под контролем государства

A company’s plans for commissioning of this or that facility must not be considered as a private prerogative: in fact, they are registered in the state “Comprehensive Petroleum Refining Development Program” (see table).

“Within the framework of this program, a series of plants has been planned to be put into operation before 2020, both deepening refinery and improving the environmental performance of all kinds of fuel – said Havkin. – That is, the priority is given to the processes that improve environmental performance”. According to Havkin, today the depth of processing is 71%, and by 2020 it will have to reach 85%, and it’s quite a big stride forward.

According to experts of “Investcafe” – co-director of the analytical department Gregory Birg and analyst Yulia Wojtowicz, – companies are forced to produce higher quality fuels due to a new scheme having come into effect from October 1, 2011, for calculating export duties on petroleum and petrochemicals – System 60-66-90. The scheme means raising taxes on dark petrochemicals and looks as follows:

Планы компании по вводу той или иной установки – не частная прерогатива, по сути, они прописаны в государственной «Комплексной программе развития нефтепереработки» (таблица). «Согласно программе, к вводу в строй до 2020 года намечена целая серия установок как углубляющих переработку нефти, так и улучшающих экологические характеристики всех видов топлива, – отмечает Хавкин. – То есть, приоритет отдан тем процессам, которые улучшают экологические характеристики». По словам Хавкина, сегодня глубина переработки составляет 71%, а к 2020 году должна будет достигнуть 85% и это довольно большой скачок. По мнения специалистов «Инвесткафе», содиректора аналитического отдела Григория Бирга и аналитика Юлии Войтович, к производству топлива более высокого качества компании подталкивает введенная в действие с 1 октября 2011 года новая схема расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты – система 60-66-90. Схема подразумевает повышение пошлины на темные нефтепродукты

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

61

#10 October 2012

REFINERY MODERNIZATION export duty for petroleum has been reduced to 60%, export duties on light and dark petrochemicals were leveled and made 66% of the duty for petroleum; duties for gasolines remained unchanged at 90%.

“The export duty on gasoline has been left at the same level due to the fact that, at petroleum prices around $100, and in the absence of export duty barrage, supplies of simple refined petroleum products would remain attractive to companies; which threatened to destabilize the situation in the petroleum market, – note the representatives of “Investcafe” – The growth of duty on dark petroleum products means losses for the companies, where processing depth is too low (as for example at “Tatneft”), or for the companies where processing capacity exceeds the amount of crude oil production (as at “Bashneft”).”

In total, at Russian refineries now 114 plants of secondary processes are being upgraded. Russian petroleum companies in the 2011-2015 period will have to invest around 1 trillion rubles in the modernization of refineries.

Meanwhile, as long as Russian refineries seek to catch-up Europe’s existing standards, there is the Euro-6 already being prepared to come into force in 2015, so the possibility to reduce the rate of modernization is too unlikely to emerge.

и выглядит следующим образом: экспортная пошлина на нефть снижена до 60%; ставки экспортных пошлин на светлые и темные нефтепродукты сравнялись и составили 66% от пошлины на нефть; заградительная пошлина на бензин сохранилась на уровне 90%. «Экспортная пошлина на бензин была оставлена на прежнем уровне, так как при ценах на нефть около $100 и в отсутствие заградительной экспортной пошлины, поставки простых нефтепродуктов за рубеж оставались бы привлекательными для компаний, что грозило бы дестабилизацией ситуации на рынке нефтепродуктов, – отмечают представители «Инвесткафе». – Рост пошлины на темные нефтепродукты подразумевает убытки для компаний, глубина переработки у которых довольно низкая (как например у Татнефти), либо компаний, у которых мощности переработки превышают объемы добычи нефти (Башнефть)». Всего, на российских НПЗ сейчас модернизируются 114 установок вторичных процессов. Нефтяные компании РФ в период 2011-2015 годов планируют инвестировать в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов около 1 трлн рублей. Пока российские НПЗ стремятся догнать Европу по существующим стандартам, там уже готовится к вводу в действие в 2015 году Евро-6, так что вряд возможность снизить темп модернизации вряд ли появится.

Belarus Has Dashed Forward

Meanwhile, this plant has been producing Euro-5 diesel fuel since 2004. As there is no lack of demand, the plant is planning to expand its facilities, though for that it will be necessary to reconstruct the hydro treatment and mild hydrocracking unit.

On the whole, Byelorussian refineries are ready to completely pass over to production of Euro-4 and Euro-5 fuels starting from 2013, and are even considering possible production of the “sixth generation”. Better than any technical regulations, the competitive environment and closeness to the leading European plants force them to find ways.

Andrey Asfura, BELTA The Belarussian oil-refining sector will survive the toughening of the fuel requirements without any trouble. The Mozyr refinery has been producing gasoline complying with Euro-5 standard since August of 2010. Then the plant started the unit for hydrodesulfurization of the catalytically cracked gasoline with an annual capacity 1.1 million tons, having invested approximately $90 million into that project. The new gasoline appeared to be in demand not only in the European Union, but in the Republic of Belarus itself. Now a unit of pentane-hexane fraction isomerization for production of the blending fuel is being completed at the plant.

In addition, in 2012 the refinery in Mozyr has passed over to production of Euro-5 diesel fuel. The unit for diesel fuel hydro treatment cost to the plant approximately $250 million. Using this unit, the Mozyr refinery will produce annually up to 3 million tons of environmentally safe fuel.

Naftan is trying to keep up: they have started to produce Euro-4 gasoline in Novopolotsk since the beginning of this year, and also plan to start production of so-called “fifth generation” in autumn. They have already built a low-temperature isomerization unit for production of the blending fuel.

62

Беларусь рванула вперед Андрей Асфура, БЕЛТА Белорусская “нефтянка” ужесточение требований к топливу переживет безболезненно. Мозырский НПЗ получает бензин стандарта “Евро-5” еще с августа 2010 года. Тогда завод запустил установку гидрообессеривания бензина каталитического крекинга годовой мощностью 1,1 млн. тонн, потратив на проект около $90 млн. Новый бензин оказался востребован не только в Евросоюзе, но и в самой республике. Сейчас для получения высокооктанового компонента на заводе достраивают установку изомеризации пентан-гексановой фракции. Кроме того, с 2012 года в Мозыре перешли на производство дизельного топлива стандарта “Евро-5”. Установка гидроочистки дизельного топлива обошлась заводу примерно в $250 млн. С ее помощью Мозырский НПЗ будет ежегодно получать до 3 млн. тонн экологического топлива. ОАО “Нафтан” старается не отставать: бензин стандарта “Евро-4” в Новополоцке стали получать с начала года, а освоить “пятое поколение” планируют осенью. Для получения высокооктанового компонента уже построили установку низкотемпературной изомеризации. При этом дизельное топливо стандарта “Евро-5” завод получает с 2004 года. Недостатка желающих не наблюдается, поэтому завод собирается увеличивать мощности. Правда, для этого предстоит реконструировать установку гидроочистки и мягкого гидрокрекинга. В целом, белорусские НПЗ с 2013 года готовы полностью перейти на производство топлива стандартов “Евро-4” и “Евро-5” и даже присматриваются к “шестому поколению”. Конкурентная среда и близость к ведущим европейских заводам заставляет вертеться лучше любых технических регламентов.

Oil&GasEURASIA

COILED TUBING

ADVERTORIAL SECTION

New Model of Coiled Tubing (CT) Fatigue Life Prediction Новая аналитическая модель расчета ресурса гибкой трубы S.Gouskov, A.Brylkin, K.Kolesnikov, V.Buksbaum, M.Usova (JSC «Uraltrubmash», Chelyabinsk), V.Poroshin (South Ural State University, Chelyabinsk)

С.А.Гуськов, А.В.Брылкин, К.И.Колесников, В.Б.Буксбаум, М.В.Усова (ОАО «Уралтрубмаш»), В.Б.Порошин (Южно-уральский государственный университет)

afety and risk exclusion during coiled tubing operations is the main task arising before coiled tubing (CT) manufacturers and customers.

Along with consumables and equipment quality improvement, high results are provided by methods of CT fatigue life prediction and remaining fatigue life control.

S

езаварийные колтюбинговые работы – основная задача производителей и эксплуатационников гибкой трубы (ГТ). Наряду с повышением качества расходных материалов и оборудования эта задача решается путем прогнозирования срока службы ГТ и контроля ее остаточного ресурса.

Model’s basic principles

Основы модели

Suggested method of coiled tubing fatigue life estimation is based on calculation of such parameter as damage which characterizes the degree of defectiveness (or damage) of CT material at the current moment of time. The damage is linearly summarized over all round-trips into the well and back (working cycles), where each one of them consists of 3 bending cycles: 1 cycle at the reel and 2 cycles at the guiding arch. When reaching the critic value of damage (the moment of through-thickness crack occurrence), CT is considered to be failed. Cyclic properties of the material (cyclic curve parameters) can be obtained from specific tests or, as for actual model estimation, by means of calculations using for instance Manson’s equations.

These data along with consideration of strain-stress state allow predicting the ultimate number of bending cycles (as well as working cycles) to failure.

At any point on the surface of tubing while it is being bent around a curve the full stain is determined only by geometrical characteristics: CT diameter and bending radius. In order to determine the contribution of non-elastic strain the full strain is separated into elastic and plastic components with using the relation between strain and stress approximated by exponential curve of static loading. During the following loadings according to the Masing’s principle the loading curves coincide with “doubled” curve of initial loading.

The calculation model also takes into account the effect of internal pressure with considering the radial stresses induced by the pressure to be negligible.

Ultimate value of fatigue damage obtained by using the hypothesis of linear summarizing will be as follows:

Предлагаемая методика оценки ресурса основана на расчете повреждения – параметра, характеризующего степень дефектности (поврежденности) материала в данный момент времени. Повреждение линейно суммируется по всем циклам изгиба ГТ во всех спускоподъемных операциях (СПО), каждая из которых содержит 3 изгиба: 1 на барабане и 2 на направляющей дуге. Момент разрушения – есть достижение данным параметром критической величины (образование макротрещины). Циклические свойства материала (параметры циклических кривых), могут быть получены путем специальных испытаний или, как было сделано в модели, расчетным путем с помощью, например, соотношений Мэнсона. Эти данные в сочетании с расчетом напряженно-деформированного состояния в полной мере позволяют прогнозировать количество циклов изгиба ГТ до момента разрушения. Полная деформация любой точки на поверхности трубы при изгибе её по некоторому радиусу определяется геометрическими параметрами: диаметром ГТ и радиусом изгиба. Для определения неупругой деформации полная деформация раскладывается на упругую и пластическую составляющие. Последняя связана с напряжением уравнением статической кривой, аппроксимированной степенной зависимостью. При повторных нагружениях в уравнении связи напряжения и пластической деформации был использован принцип Мазинга, согласно которому кривая повторного нагружения совпадает с «удвоенной» кривой начального нагружения. Модель учитывает также внутреннее давление в ГТ. При этом величина радиальных напряжений считается пренебрежительно малой. Итоговая величина усталостного повреждения, найденная с использованием гипотезы линейного суммирования повреждений, выглядит следующим образом:

Б

where εрИ – plastic strain amplitude; С, α – parameter cyclic parameters; ΔωУСТ – fatigue damage per cycle.

Verification of the model Comparison of the results obtained by model calculations for tubing with minimum mechanical properties of grade CT-80 and experimental results obtained with laboratory fatigue testing machine of JSC “Uraltrubmash” for real tubing with the similar mechanical properties shows good consistency especially at high pressures that confirms correctness of the theoretical approach: 340 (model) and 230 (experiment) cycles without internal pressure; 95 cycles (both, model and experiment) with internal pressure 25 MPa. The model calculation can predict the number of working cycles at the well-site to be in the range from 254 to 170 within the working pressure range of 10 – 25 MPa.

64

где εрИ – амплитуда пластической деформации; С, α – параметры циклических кривых; ΔωУСТ – усталостное повреждение за цикл.

Проверка адекватности модели Сравнение результатов, полученных на модели, для ГТ с минимальными механическими свойствами для класса СТ-80 и экспериментальных данных, полученных в ходе испытаний ГТ с близкими свойствами на установке знакопеременного изгиба ОАО «Уралтрубмаш», показало хорошее соответствие между ними, особенно в области больших давлений, что подтверждает правильность теоретического подхода: 340 (модель) и 230 (эксперимент) циклов без давления; по 95 циклов (модель и экспериOil&GasEURASIA

ГНКТ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Fig. 1. Number of working-cycles vs. Number of cycles for

laboratory fatigue testing machine. ● Рис. 1. Зависимость количества СПО от количества циклов

знакопеременного изгиба на лабораторной установке.

Numbers of cycles performed in laboratory testing and during the operation at the well-site will obviously differ, as CT stressed state under conditions of alternating (fatigue test machine) and constant (well-site) sign deformation are distinguished. The obtained data allow determining a relation between these two values as following function , which is properly approximated as follows: y=0,66 • x + 113. This function provides estimation and prediction of real CT fatigue life at the well-site on laboratory testing basis.

мент) при давлении 25 МПа. Расчет количества СПО для данной ГТ позволяет прогнозировать значение от 254 до 170 в диапазоне рабочих давлений от 10 до 25 МПа. Количество циклов изгиба на испытательной установке и количество СПО будут очевидно отличаться, т.к. различается напряженное состояние ГТ в условиях знакопеременного (установка) и знакопостоянного (скважина) изгиба. По имеющимся данным можно установить взаимосвязь данных параметров в виде функциональной зависимости . Последняя хорошо аппроксимируется линейной функцией, имеющей вид: y=0,66 • x + 113. Полученная функция позволяет прогнозировать реальный ресурс ГТ (количество СПО) на основе лабораторных испытаний.

Перспективы Prospects Automatization of the process of analytical estimation and designing the CT fatigue life calculator based on the proposed model will make it possible in the future to supply the software application for CT life prediction together with the tubing itself that can essentially increase the opportunity of trouble-free CT operations. Inclusion of tubing geometry variations and deformation due to the dead-weight into the model is the main objective of further development of the CT fatigue life estimation scheme. Together with real-time data acquisition systems the CT fatigue life calculator will submit the information about CT damage level and remaining fatigue life of any tubing section at any moment of time.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Автоматизация процесса и создание на основе данной модели накопления повреждения счетчика ресурса ГТ позволит в дальнейшем поставлять вместе с самой ГТ и программу оценки и мониторинга её состояния, что существенно повысит шансы безаварийной работы. Включение в аналитическую модель возможности учета изменения геометрических параметров, а также влияния собственного веса ГТ, является основным направлением дальнейшего усовершенствования предлагаемой схемы оценки ресурса. В совокупности с применением систем измерения параметров ГТ в реальном времени, будущий счетчик ресурса позволит в любой момент владеть информацией о степени повреждения ГТ и остаточном ресурсе любого её участка.

65

COMPRESSORS

ADVERTORIAL SECTION

Compressors with Quasi-Isothermal Cycle – New Trend in Multiphase Pumping of Hydrocarbon Material Компрессоры с «квази-изотермическим» циклом – новое направление в мультифазной перекачке углеводородного сырья A.I. Rabinovich, adviser director general on new facilities, NOVOMET-Perm I.S. Pyatov, chairman of board of directors, REAM-RTI, LLC

А.И. Рабинович, советник генерального директора по новой технике, ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» И.С. Пятов, председатель совета директоров, ООО «РЕАМ-РТИ»

evered requirements for ecology and cost reduction for oil and gas field infrastructure development force production companies to use more advanced technologies, among which multiphase pumping of hydrocarbon material is currently distinguished. The core of such technology is multiphase pumping unit.

Functions of the multiphase unit include receiving of multiphase medium (immiscible liquids with various viscosity, gases, gas-liquid emulsions, mechanical particles) and pressure increase up to values that allow to transport this medium from the collection location to the processing point.

Due to instability of pumped multiphase medium features, the design of the pump and compressor unit shall provide efficient operation both in liquid and gaseous media.

As a rule, differential pressure developed in the multiphase unit is up to 3.5 (up to 5.0) MPa. For these purposes pumps of rotodynamic type (for example, pumps made by Sulzer) and volumetric type (for example, pumps made by Bornemann, Leistritz Corporation, Framo Engineering, Warren Pumps, Inc., Weatherford International, Ltd., NETZSCH, Moyno, Can-K, etc.) are used.

Disadvantage of these known multiphase pumps is limitation of operation time without liquid at the pump inlet.

Thereupon of interest is the use of the concept of single-shaft volumetric machines without internal medium compression in working chambers capable of long-term operation as the compressor on the "wet gas".

In 2004 by the technical design assignment of NOVOMET-Perm, JSC and according to the technical requirements of TNK-BP for multiphase medium transportation Russian сompany REAM-RTI, LLC developed a project of the pump-compressor positive-displacement module of gerotor type.

Gerotor designs differ from gear mechanisms with internal engagement in that their external rotor has one less tab ("tooth") than the internal rotor.

Simplicity and compactness of gerotor mechanisms, rigidity of basiс layout, possibility to connect these mechanisms on one drive shaft (implementation of modularity principle) make them the most attractive for creation of positive-displacement machines without compression of pumped value. Thus, in relation to gas pumping it is allowed approaching quasiisothermal compression process and, therefore, reduction of energy consumption per drive.

жесточающиеся требования к экологии, к сокращению затрат на инфраструктуру обустройства нефтяных и газовых месторождений принуждают добывающие компании применять все более совершенные технологии, среди которых в последнее время выделяется мультифазная перекачка углеводородного сырья. Сердцем такой технологии является мультифазная насосная установка. В функции мультифазной установки входит прием мультифазной среды (несмешивающиеся жидкости разной вязкости, газы, газожидкостные эмульсии, механические частицы) и повышение давления до значений, позволяющих транспортировать эту среду от места сбора до пункта переработки. В связи с нестабильностью свойств перекачиваемой мультифазной среды, конструкция насосно-компрессорного агрегата должна обеспечивать эффективную работу и на жидкой, и на газообразной средах. Как правило, дифференциальное давление, развиваемое в мультифазной установке, – до 3,5 (до 5,0) МПа. Для этих целей используются насосы динамического принципа действия (например, компании Sulzer) и объемного типа (например, Bornemann, Leistritz Corporation, Framo Engineering, Warren Pumps, Inc., Weatherford International, Ltd., NETZSCH, Moyno, Can-K и другие). Недостатком этих известных мультифазных насосов является ограничение времени работы без жидкости на входе в насос. В этой связи вызывает интерес использование концепции одновальных объемных машин без внутреннего сжатия среды в рабочих полостях, способных к длительной работе в качестве компрессора, в том числе, на «мокром газе». В 2004 году российская компания ООО «РЕАМ-РТИ» по техническому заданию ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» и в соответствии с техническими требованиями нефтяной компании ТНК-ВР на транспортировку мультифазной среды разработала проект насосно-компрессорной объемной ступени героторного типа. Героторные схемы отличаются от шестеренных механизмов с внутренним зацеплением тем, что внешний ротор имеет на один выступ («зуб») меньше, чем внутренний ротор. Простота и компактность героторных механизмов, жесткость силовой схемы, возможность соединения этих механизмов на одном приводном валу (реализация принципа модульности) делает их наиболее привлекательными для создания объемных машин без внутреннего сжатия перекачиваемой среды. То есть, применительно к перекачке газа, позво-

S

66

У

Oil&GasEURASIA

КОМПРЕССОРЫ DEVELOPMENT OF REAM-RTI Multiphase pump NPM 200/600

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Kinematic Diagram for Multiphase Pump of Gerotor Type Кинематическая схема мультифазного насоса героторного типа

Basic Characteristics: Operating medium – formation gas liquid mixture; Differential pressure up to 7 MPa; Temperature of gas liquid mixture at inlet – up to 80 ◦С; One module capacity by gas liquid mixture – up to 130 m3/hour; Gas content at pump inlet – up to 100 percent; Consumed power of one module – up to 125 kW.

External rotor (1) is activated by internal rotor (2), which is associated with driving shaft (3) Внешний ротор (1) приводится во вращение внутренним ротором (2), который связан с приводным валом (3)

Разработка «РЕАМ-РТИ» Мультифазный насос НПМ 200/600 Основные характеристики: Рабочая среда – пластовая газожидкостная смесь (ГЖС); Дифференциальное давление – до 7 МПа; Температура ГЖС на входе до 80 ◦С; Производительность по ГЖС одного модуля – до 130 м3/ч; Содержание газа на входе в насос – до 100%; Потребляемая мощность одного модуля – до 125 кВт.

● Fig. 1. Circuit diagram of gerotor multiphase pump/compressor made by

REAM-RTI. Isentropic efficiency 80%, Delivery rate, 0.85 ● Рис. 1. Принципиальная схема героторного мультифазного

насоса/компрессора ООО «РЕАМ-РТИ». Изоэнтропический КПД 80%, коэффициент подачи более 0,85 Gerotor Multiphase Pump with Capacity 2 х 130 m³/hour Героторный мультифазный насос производительностью 2х130 м³/ч

ляет приблизиться к квазиизотермическому процессу сжатия и, соответственно, снизить энергозатраты на привод. Аналогичный подход применительно к сжатию газовой или парообразной среды в компрессоре осуществлен компанией Star Rotor Corp. Однако, разработчики этой компании не ставили перед собой задачу перекачки агрессивных мультифазных сред, содержащих несжимаемые жидкости. Задача перекачки жидкости, газожидкостной среды и газа решена в конструкции мультифазного насоса/компрессора героторного типа ООО «РЕАМРТИ», по принципу «два в одном». Проект ориентирован на создание базового модуля для семейства насосных установок. Это семейство формируется из унифицированных секций-модулей (до 4-х и более на одном валу). Принципиальная схема мультифазного насоса/компрессора ООО «РЕАМ-РТИ»/ ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» показана на рис. 1. На основании предварительных расчетов и опыта специалистов ООО «РЕАМ-РТИ» спроектирован и в 2005 году изготовлен ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» полноразмерный стендовый образец мультифазного насоса/компрессора героторного типа – НПМ 200/600 (рис. 2).

Similar approach in relation to compression of gas or vaporous medium in the compressor is implemented by Star Rotor Corp.

However, designers of this company have not set themselves a task to pump aggressive multiphase medium containing incompressible liquids.

The task of pumping liquid, gas-liquid medium and gas is solved in the design of multiphase pump/compressor of gerotor type of REAM-RTI, LLC, where the principle two-in-one has been used. The purpose of the project is to create the base module for the pumping units family. The family consists of unified section modules (up to 4 and more on one shaft).

The basic kinematic scheme of the multiphase pump/compressor made

by REAM-RTI, LLC/NOVOMET-Perm, JSC is shown in Fig.1.

Based on their preliminary calculations and experience REAM-RTI specialists designed and in 2005 NOVOMET-Perm specialists manufactured a full-size pilot of gerotor multiphase pump/compressor NPM 200/600 (Fig. 2).

● Fig. 2. Pilot model of multiphase pump/compressor NPM 200/600

on bench. ● Рис. 2. Опытный образец мультифазного насоса/компрессора

НПМ 200/600 на стенде. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

67

COMPRESSORS

ADVERTORIAL SECTION

● Fig. 3. Gerotor Unit

Assembly.

● Рис. 3. Блок героторных роторов.

При частоте вращения вала n = 3 000 мин-1 и при дифференциальном давлении жидкости 3,5 МПа подача жидкости составила 120 м3/ч. Габаритные размеры: блок роторов: диаметр – 204 мм, длина – 198 мм; базовый модуль: длина – 415 мм; На рис. 3 показан блок героторных роторов. На рис. 4 показано сравнение характеристик расхода жидкости от дифференциального давления при различных фиксированных частотах вращениях для насоса НПМ 200/600 и двухвинтового мультифазного насоса типа Bornemann. Стендовый образец мультифазного насоса/компрессора НПМ 200/600 подтвердил правомерность основных конструкторских решений. Получены ожидаемые показатели по расходам жидкости, протеканию нагрузочных характеристик (расход жидкости от дифференциального давления), подтверждена работоспособность на газовой среде (воздух) без подачи жидкости. Для героторного насоса (рис. 4) характерны низкие внутренние утечки среды, что обуславливает малую чувствительность героторного насоса к противодавлению на выкиде по сравнению с двухвинтовым насосом (пунктирная кривая). Интерпретация этих результатов и прочностные параметры конструкции односекционного мультифазного насоса/компрессора НПМ 200/600 позволяют ориентироваться на достижение дифференциального давления более 5,0 МПа. Конструкция основных элементов рассчитана на обеспечение ресурса не менее 40 000 ч. По основным техническим решениям, имеющим новизну, выданы патенты РФ. Ведется патентование за рубежом. Разработанная базовая версия героторного насоса позволяет создать унифицированное семейство объемных машин, предназначенных как для транспортировки жидких и газовых сред – насосы, компрессоры, так и для преобразования энергии давления жидкости и газа (пара) – гидромоторы, детандеры. Технические решения ООО «РЕАМ-РТИ», заложенные в конструкцию объемной машины героторного типа, позволяющие соединить газовый компрессор и гидравлический насос по принципу «два в одном», открывают для технологий перекачки мультифазных новые возможности для повышения экологичности и энергоэффективности.

At shaft rotation speed n = 3,000 min-1 and at differential pressure of liquid of 3.5 MPa liquid supply is 120 m³/h.

Overall dimensions: Unit assembly: diameter – 204 mm, length – 198 mm; base module: length – 415 mm; Gerotor unit is shown in Fig. 3.

Fig. 4 shows comparison of characteristics of liquid flow rate due differential pressure at various specified rotation speeds for pump NPМ 200/600 and twoscrew multiphase pump of Bornemann type.

Multiphase pump/compressor NPМ 200/600 pilot module has confirmed the main design solutions. There have been obtained the expected figures of liquid flow rate and load characteristics (liquid flow rate / differential pressure); operation in the gas medium (air) without liquid has been confirmed.

For the gerotor pump (Fig. 4) low internal media leakages are specific, that conditions low sensitivity of the gerotor pump to back-pressure at outlet with the two-screw pump (dotted curve).

Interpretation of these results and strength ● Fig. 4. Comparative Characteristics of Gerotor Multiphase Pump NPM 200/600 and Two-Screw parameters for the single-section multiphase Pump pump/compressor NPМ 200/600 allow to ● Рис. 4 Сравнительные характеристики героторного мультифазного насоса НПМ 200/600 obtain differential pressure over 5.0 MPa. и двухвинтового насоса Flow Curves of Multiphase Pump /Compressor НПМ 600/200, obtained in test bench by water.

The basic elements design will provide the Расходная характеристика мультифазного насоса/компрессора НПМ 600/200, полученная на resource of 40 000 h minimum.

Q, m2/h | м3/час испытательном стенде, на воде.

According to main technical solutions hav100 2000 rpm | об/мин ing novelty RF patents are issued: Patenting is provided abroad.

Developed base version of gerotor pump allows to create the unified family of positive-displacement machines both for liquid/ gas media transportation - pumps, compressors and for liquid/gas (vapor) pressure energy conversion – hydraulic motors, pressurereducing valves.

Technical solutions of REAM-RTI’s, LLC, used in the design of the positive-displacement machine of gerotor type, allow to connect the gas compressor and the hydraulic pump on two-in-one principle and provide new possibilities for multiphase pumping technologies in order to improve environmental friendliness and energy efficiency.

68

90

1800 rpm | об/мин

80

1600 rpm | об/мин 1400 rpm | об/мин

70

1200 rpm | об/мин

60

1000 rpm | об/мин

50

800 rpm | об/мин

40

600 rpm | об/мин 30

400 rpm | об/мин

20

200 rpm | об/мин

10 0 0

5

10

15

Multiphase Two-Screw Pump of Bornemann type Мультифазный двухвинтовой насос типа Bornemann

20 P, kg/cm2 | кг/см2 Dif. pressure

Oil&GasEURASIA

ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Efficient Innovations for the Energy Industry Эффективные инновации для энергетической отрасли Vyacheslav Boguslaev, chairman of the board of directors, MOTOR SICH

Вячеслав Богуслаев, председатель совета директоров АО «МОТОР СИЧ»

aporozhye MOTOR SICH JSC is one of the largest companies, which ensures implementation of all stages of the lifecycle of the gas turbine engines and power plants – from market research, design and manufacture to operational support and overhaul.

The company is specialized in manufacture of the aero engines of various types.

One of the main directions the company activity is production of the industrial units for ground application: – gas turbine drives (GTD) for the gas pumping, gas lifting and oil pumping units; – gas pumping units; – gas turbine power generating sets; – thermal energy sets.

In order to maintain and expand positions in the market of the gas turbine power generating sets and gas pumping units, the MOTOR SICH JSC from one side is constantly upgrading the serially manufactured power generating sets and from the other side is carried out work aimed at development and mastering of new prototypes.

This work is conducted in accordance with the data obtained from ongoing monitoring of operation the gas turbine power generating sets and gas pumping units with due regard to the latest developments in the field of science and technology as well as on the basis of results of systematization and analysis of the requirements and requests of potential customers.

Moreover, various basic versions are constantly being modernized and on their basis the families of the power generating sets possessing various operational capabilities are being created.

The first gas turbine power generating sets were developed and built at the factory in 1963. Various versions of these power generating sets are currently in use, both autonomously and in cogeneration plants.

To this day, a total of 3000 mobile gas turbine power stations of the PAES-2500 type and its various versions have been commissioned. Some of them are now used as a part of the thermal power units. Hundreds are successfully employed for power generation in difficult to access regions of the CIS countries and far abroad.

At present, the “MOTOR SICH PAES-2500G-T10500/6300” power generating set is modernized and put in production. It incorporates many of the modifications introduced in the 2.5 MW power stations that have been in production in for the last few decades.

апорожское акционерное общество «МОТОР СИЧ» является одним из крупнейших предприятий, обеспечивающих реализацию всех этапов жизненного цикла газотурбинных двигателей и энергетических установок – от маркетинговых исследований, проектирования и производства до сопровождения в эксплуатации и ремонта. Специфика предприятия – производство авиационных двигателей различного назначения. Одним из приоритетных направлений деятельности является выпуск промышленных установок наземного применения: – газотурбинные приводы (ГТП) для газоперекачивающих, газлифтных, нефтеперекачивающих агрегатов; – газоперекачивающие агрегаты (ГПА); – газотурбинные электростанции; – теплоэнергетические комплексы. С целью сохранения и расширения позиций на рынке газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов АО «МОТОР СИЧ», с одной стороны, постоянно модернизирует серийно выпускаемые энергетические установки, а с другой – проводит работы по созданию и освоению новых их образцов. Работы осуществляются на основании результатов постоянного мониторинга эксплуатации газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов с учетом последних достижений науки и техники, последних тенденций в развитии газотурбинных технологий, а также на основании результатов систематизации и анализа требований и пожеланий потенциальных заказчиков. При этом модернизации подвергаются базовые модификации энергоустановок различных типов и на их основе создаются семейства установок, обладающие различными эксплуатационными свойствами. Начиная с 1963 года, на заводе были спроектированы и изготовлены первые газотурбинные электростанции, модификации которых в настоящее время успешно эксплуатируются как самостоятельно, так и в составе когенерационных установок. На сегодняшний день реализовано более 3 тыс. передвижных автономных газотурбинных электростанций ПАЭС-2500 различных модификаций. В условиях эксплуатации некоторые из них уже работают в составе теплоэнергетических комплексов. Сотни этих электростанций успешно эксплуатируются в отдаленных и труднодоступных районах СНГ и дальнего зарубежья. В настоящее время закончена модернизация и освоено производство электростанции «МОТОР СИЧ ПАЭС-2500Г-Т10500/6300», которая явля-

Z

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

З

69

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

ется преемницей множества модификаций электростанций мощностью 2,5 МВт, изготавливаемых в течение последних десятилетий. Разработана конструкторская документация на двухтопливную электростанцию «МОТОР СИЧ ПАЭС-2500Д», в которой применяется успешно прошедший испытания газотурбинный привод ГТЭ-МС-2,5Д номинальной мощностью 2,5 МВт, работающий на газообразном или жидком топливе, а также на их смеси, с возможностью автоматического перехода или по команде оператора с одного топлива на другое без снятия нагрузки и остановки электростанции. Блочно-транспортабельные электростанции ЭГ 6000, ЭГ 7000МС и ЭГ 8000МС характеризуются использованием в них современных высокоэкономичных газотурбинных приводов ГТЭ-6,3/МС, ГТЭ-8/МС, ГТЭ-8,3/МС, выполненных по трехвальной схеме со свободной турбиной. Когенерационные установки на базе газотурбинной электростанции ЭГ 6000 мощностью 6 МВт с 2004 года на ГТЭС «Игольская» Томской области обеспечивают горячее водоснабжение и отопление поселка нефтяников. С 2005 года в составе мини-ТЭЦ «Северная» г. Гродно (республика Беларусь) успешно эксплуатируется газотурбинная электростанция ЭГ 6000, обеспечивающая электроэнергией и теплом жилой микрорайон. Одна из последних новых разработок предприятия – самая эффективная на сегодняшний день технология GTL (газ в жидкости) переработки попутного нефтяного газа в синтетическое жидкое топливо. В этой работе использован достигнутый на сегодняшний день мировой опыт, опыт российских и украинских ученых – разработка значительно превосходит существующие на сегодняшний день мировые аналоги. Уникальная технология, реализованная в конструкции комплекса, решает проблему очистки, осушки и переработки газа в мобильных блочно-модульных комплексах, своего рода передвижных газоперерабатывающих заводах. Особенностью проекта является возможность размещения комплексов по переработке попутного нефтяного газа непосредственно на месторождениях, в местах добычи попутного нефтяного газа или в местах сжигания попутного нефтяного газа, как на действующих, так и на вновь осваиваемых месторождениях: нефтяных, газонефтяных, нефтегазоконденсатных. Комплексы также могут быть размещены на нефтеперерабатывающих заводах. Используя опыт эксплуатации ПАЭС-2500, АО «МОТОР СИЧ» предлагает использовать свою газотурбинную электростанцию под практически любой вид газообразного и жидкого топлива, имеющего калорийность не менее 2 400 Ккал/м3. В настоящее время специалисты АО «МОТОР СИЧ» работают над проектом нового энергетического комплекса, использующего в качестве топлива синтез-газ, сланцевый газ и шахтный метан. Целью предложения является создание и запуск в эксплуатацию нового современного образца когенерационной станции для получения электроэнергии и тепла, которая бы использовала в качестве топлива сланцевый газ. Данная разработка является комплексным анализом технологии добычи, переработки и использования сланцевого газа на основе достижений современной мировой отрасли – замещения природного газа сланцевым. Техническое предложение мусороперерабатывающего комплекса и техникоэкономическое обоснование, выполненное ГП «ГИПРОПРОМ» по заказу АО «МОТОР СИЧ», представлено на базе газотурбинной электростанции ПАЭС-2500 с генерируемой электрической мощностью 2,5 МВт, котлаутилизатора для выработки до 5,6 Гкал/час тепла и способностью утили-

● PAES-2500. ● ПАЭС-2500.

Blueprints for the dual fuel power generating set of the “MOTOR SICH PAES - 2500D” type have been completed. It uses the GTE-MS-2.5D gas turbine drive having rated power of 2.5 MW. It can work on both gaseous and liquid fuels as well as a gas-liquid mix, including the ability to automatically or manually (operator-initiated) switch from one fuel to another without the necessity to unload or stop the power generating set.

The EG 6000, EG 7000MS and EG 8000MC modular portable power plants are characterised by the use of up-to-date, highly efficient gas turbine drives GTE6.3/MC, GTE-8/MC and GTE-8.3/MC having a three-shaft configuration with free turbine.

Beginning from 2004, cogeneration systems based on the EG 6000 power generating set having power of 6 MW have been in use at the “Igolskaya” gas-turbine thermal power plant in the Tomsk region where they supply hot water and central heating for town of oilfield workers.

Since 2005, the EG 6000 is being successfully used in the city of Grodno (Republic of Belarus), where it supplies electricity for a residential district.

One of the latest and most effective technologies developed by the company involves the liquefaction of associated petroleum gas for use as synthetic fuel and employs the GTL (gas to liquid) principle. It is based on existing world experience as well as developments achieved by Russian and Ukrainian scientists and is significantly ahead of similar designs allover the world. This unique technology resolves the issue of scrubbing, drying and conversion of associated petroleum gas, using the modular principle of operation – in essence – a portable gas-processing plant.

One feature that is special for this, is the ability to have it employed in processing APG directly at mining fields as well at burn-off points at oil, oil and gas as well as condensate wells, both active and those still under development.

The plants can also be used at oil refineries.

Based on the experience gained when running the PAES-2500, MOTOR SICH JSC offers its legendary gas turbine power generating set with actually any type of gaseous or liquid fuel having calorific value not less than 2400 kCal/m3.

At present, MOTOR SICH JSC is involved in development of the next generation of the power generating sets designed to work with synthetic and shale gas as well as coalbed methane, as well as the both requirement specification prepared by a waste disposal company and feasibility study conducted by GIDROPROM SE on MOTOR SICH JSC request were presented on

● Modular portable power plant EG

6000MC. ● Блочно-транспортабельная

электростанция ЭГ 6000МС.

70

Oil&GasEURASIA

ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● GTE-MC-2.5. ● GTE-MC-2,5.

the basis of the PAES-2500 gas-turbine power generating set featuring 2.5 зации отходов от 80 до 220 тонн в сутки, в зависимости от их качественного MW electrical power output and exhaust heat boiler featuring 5.6 GCal/h heat содержания и влажности. production with waste disposal capability ranging from 80 to 220 tonnes per Произведенная энергия будет использоваться для обеспечения внутренday depending on its constituency and moisture content. них потребностей предприятия или прилегающих населенных территорий.

The energy produced can be used for internal needs of the factory as Использование теплоэнергокомплексов позволяет значительно снизить well as for the near-by residential localities. нагрузки в электросети.

Usage of this combined heat and power complex allows reducing peak Внедрение предлагаемых технологий позволяет одновременно решить demand in the electrical grid. две проблемы: очистить значительные территории от отходов и уменьшить The introduction of these technologies allows resolving two problems расходы на приобретение топлива для получения электрической и теплоsimultaneously: clean up significant areas of land from wastes and reduce вой энергии. the cost of fuel required for the production of heat and electricity. Используя опыт эксплуатации газотурбинных электростанций, предприBasing on the experience with gas turbine power generation sets, the ятие АО «МОТОР СИЧ» разработало техническое предложение на теплоэMOTOR SICH company has prepared a requirements specification for нергетические комплексы ТЭК-3 с использованием ПАЭС-2500. manufacturing of the TEK-3 combined heat and power complex based on Комплекс изготовлен и запущен в эксплуатацию на промплощадке предPAES-2500. приятия. Произведенная ТЭК-3 тепловая энергия используется для нагреThe complex has been installed and launched into trial on the company’s ва теплоносителя в сети горячего водоснабжения населенных пунктов и premises. The heat produced by the TEK-3 is used for supplying hot water объектов АО «МОТОР СИЧ», а сравнительно дешевая электроэнергия – для to the MOTOR SICH’s facilities and nearby residential localities and the rel- обеспечения внутренних технологических нужд завода. atively cheap electricity it produces is used internally at the factory. Технические и экологические параметры комплексов ТЭК-3 позволяют The TEK-3 is endowed with such technical and ecological credentials as использовать их не только на промышленных объектах, но и в городах, райto allow it to be not only being useful in industry but also be employed in онных центрах, в том числе в составе существующих котельных ЖКХ. Уровень residential localities of large densely-populated cities and regional centers, экологических показателей отвечает международным нормам. Утилизация as part of boiler stations in existing housing utilities complexes. Its ecolog- продуктов сгорания природного газа равноценна дополнительному сокращеical parameters are on par with world standards. Its rate of consumption of нию на 20-30% объемов парниковых газов и других компонентов. natural gas is thus equivalent to 20-30% reduction of greenhouse gas and Расположение в непосредственной близости к потребителю, позволяother emissions. ет решить проблему потери энергии в сетях электропередач и теплоснабDue to the ability to base such a system in close proximity to the con- жения. sumer, the volume of energy loss in electricity and hot water transmission Проект ТЭК-3 признан инновационным, о чем получено заключение is also reduced. Украинского государственного центра научно-технических и инновационThe TEK-3 project has received certification as “innovative” from ных экспертиз. the Ukrainian State Centre for Science-And-Technology and Innovation АО «МОТОР СИЧ» занимает достойное место среди поставщиков Expertise. современного оборудования для топливно-энергетического комплекса.

AO “MOTOR SICH” holds a well-deserved place amongst suppliers of Предприятие может предоставить целый ряд современных высокоэффекmodern thermo-electrical generation equipment. The company offers a тивных газотурбинных промышленных приводов, выполнить полный комwide range of modern and highly efficient industrial gas turbine systems, плекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агреand a complete scope of service and maintenance works aimed at recon- гатов, обеспечить поставку широкой гаммы экономичных и надежных struction of existing gas transfer приводов газотурбинных complexes as well as providing mulэлектростанций.

MOTOR SICH Company АО «МОТОР СИЧ» tiple reliable and efficient turbine sysНадеемся, что новая 15 Prospekt Motostroiteley пр. Моторостроителей, 15, tems for gas turbine power generaпродукция производства Zaporozhye, Russian Federation г. Запорожье, 69068, Украина tion sets. «МОТОР СИЧ» поможет Ph. +38(061) 720-49-53 Тел. +38(061) 720-49-53 We hope that our latest products специалистам энергетиFax +38(061) 720-45-52 Факс +38(061) 720-45-52 will help specialists in the energy secческой отрасли сэконоWebE-mail: bent.vtf@motorsich.com E-mail: bent.vtf@motorsich.com Web: www.motorsich.com Web: www.motorsich.com tor to continue to conserve energy мить энергию и сохранить and protect the environment. экологию. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

71

MODERNIZATION

ADVERTORIAL SECTION

Technical Re-Equipment Is a Market Necessity Техперевооружение – рыночная необходимость Inna Zotova

Инна Зотова

owadays, the common task of all petroleum extracting enterprises and servicing companies is to enhance the efficiency of natural resources exploitation, which can only be resolved by means of adaptive and highly qualified approach to petroleum fields development. It is clear that the oil and gas sector development depends directly on the quality of its servicing and maintenance: drilling, well repairment, maintenance of equipment in the well and on the surface. The most efficient answer to the moment’s challenge is modernization and implementing innovations.

For servicing companies, the most important is the quality of used equipment and technology, as their income depends on these factors.

Thus, equipment modernization comes out in the first place.

In this regard, the program of technical re-equipment of the Gazprom Drilling for 2012–2013, which involves updating the existing equipment and acquisition of new modern equipment, developed using the most advanced technologies, is crucial in the context of the problem of launching the company into the open market. Technological advantages of the new equipment will reduce operating costs, as well as provide an opportunity to improve the production process and work more effectively for the benefit of our customers.

Before the end of this year, the company will be equipped with seven MDU 3200/200 DER, six DU 5000/320 EK-BMCh manufactured by Uralmash NGO Holding and one Bentec HR 5000 CS (Germany). The following year, the equipment park will be supplied with drilling rigs manufactured by Uralmash NGO Holding: five DU 5000/320 EK-BMCh, three MDU 2500/160 DER with power top drive, two MDU 2500/160 DER and one MDU-125.

Almost all purchased rigs of new generation, their design and parameters, do comply strictly with the requirements of modern oil and gas wells drilling technology, including: ● manufacturability; ● low metal quantity in the structures, which helps to reduce the costs and terms of mobilization, construction (dismantling) and start-up; ● block-modular design of drilling rigs, designed for their interchangeability in a unit; ● reduced module dimensions and front-tier systems thanks to twolevel design, which give an opportunity to work on oversized customer sites; ● supply of a powerful energy complex, triplex mud pumps, centrifuges and additional capacities, satellite communications and monitoring of the production process and personnel drilling team activity (including the possibility to supply hot air to units and aggregates). ● possibility of selecting optimum drilling modes, which is implemented through usage of variable frequency AC drives for all major mechanisms; ● supply of a modern tower with open face and ecologically “clean” circulation system.

The drilling company has opted for the equipment which is high-tech and well-adapted for usage in any climate, manufactured by Uralmash NGO

егодня общая задача, стоящая перед добывающими предприятиями и сервисными компаниями, – повышение эффективности освоения недр – может быть решена за счет гибкого и квалифицированного подхода к разработке месторождений. Очевидно, что развитие нефтегазового сектора напрямую зависит от качества сервисного обслуживания: бурения, ремонта скважин, поддержания в рабочем состоянии оборудования в скважине и на поверхности. Наиболее оперативный ответ вызову времени – модернизация и внедрение инноваций. Для сервисных компаний большое значение имеет качество используемого оборудования и технологий – от этого зависят их доходы. Таким образом, вопросы модернизации оборудования выходят на первое место. В этой связи Программа технического перевооружения ООО «Газпром бурение» на 2012–2013 годы, которая предполагает обновление существующего и приобретение нового оборудования, разработанного по самым передовым технологиям, имеет решающее значение в контексте задачи по выходу компании на открытый рынок. Технологические преимущества нового оборудования позволят снизить затраты на эксплуатацию, а также дадут возможность усовершенствовать производственный процесс и работать с большей эффективностью в интересах наших заказчиков. До конца текущего года на вооружение компании поступят семь МБУ 3200/200 ДЭР, шесть БУ 5000/320 ЭК-БМЧ производства ООО «Уралмаш НГО Холдинг» и одна Bentec HR 5000 CS (Германия). В следующем году парк пополнят еще 11 БУ компании «Уралмаш НГО Холдинг», из них: пять БУ 5000/320 ЭК-БМЧ, три МБУ 2500/160 ДЭР с силовым верхним приводом, две МБУ 2500/160 ДЭР и одна МБУ-125. Большая часть приобретаемых буровых установок нового поколения, их конструкция и параметры обеспечивают строгое выполнение требований современных технологий бурения нефтяных и газовых скважин, а именно: ● технологичность; ● сниженная металлоемкость конструкций, позволяющая сократить сроки и затраты на мобилизацию, строительство (демонтаж) и ввод в эксплуатацию; ● блочно-модульная схема буровых установок, разработанная для их взаимозаменяемости в составе машины; ● сниженные за счет двухуровневой конструкции модулей габаритные размеры фронта и эшелона установок, которые дают возможность работать на малогабаритных площадках заказчика; ● оснащенность мощными энергетическими комплексами, триплексными буровыми насосами, дополнительными центрифугами и емкостями, системами спутниковой связи и обеспечения контроля производственного процесса и жизнедеятельности персонала буровой бригады (вплоть до возможности организации подачи горячего воздуха к узлам и агрегатам); ● возможность выбора оптимального режима бурения, что обеспечивается за счет применения частотно-регулируемого привода переменного тока всех основных механизмов; ● оснащенность современной вышкой с открытой передней гранью и экологически чистой циркуляционной системой.

N

72

С

Oil&GasEURASIA

МОДЕРНИЗАЦИЯ

● The F320 drilling unit operates at the well #Р 85, Russkoye field

(Yamal-Nenets Autonomous District). ● БУ F 320 на скважине № Р 85 Русского местророждения (ЯНАО).

Holding, and for Bentec company with its huge positive operating experience based on most up-to-date R&D. In the aspect of their instrumentation, all supplied rigs have no analogues in the Russian market, and their equipment meets the individual technical requirements of Gazprom Drilling and the operating conditions and requirements of customer companies, for which wells are planned to be built.

In the field of mining, drilling is a fundamental process that has a long history and tradition, and it is extremely difficult to conduct costly innovations in this direction. No technical modernization can be possible without marketing, improving methods of enterprise management, professional staff.

To solve this problem, the drilling company has got not only the strong industrial basis, but also highly qualified staff. Specialists pass through theoretical and practical training on new equipment, followed by exams and regulations. During this, rig-building crew members get acquainted in practice with the peculiarities of circuit diagrams, management of works directly during construction of mobile drilling rigs and their preparation to control on-site testing of power assemblies, by participating in their construction. Education of drilling crew members is also performed directly at the mine field during the first installation of drilling machines and commissioning works under the supervision of the Uralmash NGO Holding company.

Gazprom Drilling has acquired the status of an independent company only recently, just a year ago, but has already declared itself on the open market of drilling services loudly and confidently. During this time, the company was able to increase the orders portfolio by 12 percent due to new customers, and this, with the total volume of work, counts as a significant share of the open market. Over the next three years, Gazprom Drilling plans to expand its main production at least by one-third.

Despite that the company’s goals are highly ambitious, it sees the ways of achieving them. In the first place, it is increase in efficiency, introduction of advanced technologies, methods of drilling, specialized engineering software and, of course, strengthening the technological portfolio. All these factors will contribute to active launching in the public market of drilling services and building an effective high-tech company. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Буровая компания остановила свой выбор на высокотехнологичном и максимально адаптированном для работы в любых климатических условиях оборудовании ООО «Уралмаш НГО Холдинг» и компании Bentec с их колоссальным опытом эксплуатации, который опирается на современные разработки. По своей оснащенности абсолютно все поставляемые буровые установки не имеют аналогов на российском рынке, их комплектация соответствует индивидуальным техническим требованиям ООО «Газпром бурение», а также условиям эксплуатации и требованиям заказчиков, для которых планируется строительство скважин. В области добычи полезных ископаемых бурение – процесс основополагающий и имеющий давнюю историю и традиции, проводить дорогостоящие нововведения в нем крайне непросто. Любая техническая модернизация невозможна без маркетинга, совершенствования способов управления предприятием, профессиональных кадров. Для решения этой задачи буровая компания располагает не только мощной производственной базой, но и высококвалифицированным персоналом. Специалисты проходят обязательные теоретические и практические курсы обучения по эксплуатации нового оборудования, после которых сдают экзамены и нормативы. При этом члены вышкомонтажных бригад знакомятся с особенностями монтажных схем и организацией работ непосредственно в период строительства мобильных буровых установок и их подготовки к контрольным силовым испытаниям на площадке сборки, участвуя в ее строительстве, на практике. Обучение членов буровых бригад проходит непосредственно на месторождении в ходе первичного монтажа буровых машин и пусконаладочных работ под руководством специалистов ООО «Уралмаш НГО Холдинг». ООО «Газпром бурение» приобрело статус независимой компании сравнительно недавно – всего год назад, но уже заявило о себе на открытом рынке буровых услуг громко и уверенно. В течение этого времени компании удалось увеличить портфель заказов на 12% за счет новых заказчиков, а это, с учетом общего объема работ, существенная доля открытого рынка. В течение ближайших трех лет ООО «Газпром бурение» планирует расширить свое основное производство как минимум на треть. Несмотря на амбициозность целей, в компании видят пути их достижения. В первую очередь, это повышение эффективности производства, внедрение передовых технологий, методов бурения, специализированных инженерных программных продуктов и, конечно, усиление технологического блока. Совокупность этих факторов будет способствовать активному выходу предприятия на открытый рынок буровых услуг и построению эффективной высокотехнологичной компании.

73

PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

The New Generation of NPC Pumps Новое поколение насосов типа НПС I.B. Tverdokhleb, director of R&D Division, MC GMS Group; V.A. Golovin, chief engineer of the OTPP and PP project for Sumy Plant Nasosenergomash (HMS Group)

Твердохлеб И.Б., директор по НИОКР Дивизиона ПН ООО «УК «Группа ГМС», Головин В.А., главный инженер проекта ОТПП и ПП ЗАО «Сумский завод „Насосэнергомаш“» (Группа ГМС)

he main objectives in new equipment design is to create a machine with optimum weight and size characteristics and minimal complexity of manufacturing.

At the same time, the designed equipment should operate with the maximum level of efficiency, minimal noise and vibration. It should be of high reliability and maintainability and have a long working life with the requirements of sustainability.

The R&D division of GMS Group, based at Bobruisk Machine Building Plant JSC (HMS Group) upgraded pump 2NPS 65/35-500, 2NPS 120/65-750 2NPS and 200750 with the above mentioned problems, as well as requirements of API 610, API 682, DIN, ANSI, ISO. 2NPS pumps are designed for pumping oil, petroleum products and other liquids similar to these on the physical and chemical properties, weighing not more than 1,050 kg/cu.m, in a temperature range of -80 C to +200 C and viscosity not exceeding 8.5×10 4 m2 /sec, with the content of suspended particles in an amount of not more than 0.2 percent and a maximum size of 0.2 mm.

The pumps are designed for use in hazardous industries, which can form explosive mixtures of gas, vapor or dust from the air for the category IIA, IIB, IIC and explosion groups T1, T2, T3, T4, GOST 12.1.011.

Pumps can also be used in areas that are prone to seismic activity that does not exceed 9 points on the Richter scale.

2NPS pumps manufactured in climatic design Y, UHL, T category 2, 3 and 4 in accordance with GOST 15150.

The main consumers of pumps and assemblies are the petrochemical industry and oil pipeline transportation.

лавными задачами при проектировании нового оборудования является создание машин с оптимальными массогабаритными характеристиками и минимальной трудоемкостью изготовления при достижении максимального уровня КПД, минимального уровня шума и вибрации, высокой надежности и ремонтопригодности, большого ресурса работы с соблюдением требований экологичности. Дирекцией НИОКР Группы ГМС на базе ОАО «Бобруйский машиностроительный завод» (Группа ГМС) произведена модернизация насосов 2НПС 65/35-500, 2НПС 120/65-750 и 2НПС 200-750 с учетом выше перечисленных задач, а также требований стандартов API 610, API 682, DIN, ANSI, ISO. Насосы 2НПС предназначены для перекачивания нефти, нефтепродуктов и других жидкостей, сходных с указанными по физико-химическим свойствам, плотностью не более 1050 кг/м3, с температурой от -80 °С до +200 °С, вязкостью не более 8,5х10-4 м2/с, с содержанием твердых взвешенных частиц в количестве не более 0,2% и размером не более 0,2 мм. Насосы предназначены для работы на взрывоопасных производствах, на которых возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров или пыли с воздухом, относящихся к категории IIA, IIB, IIС и группам взрывоопасности Т1, Т2, Т3, Т4 по ГОСТ 12.1.011. Насосы также могут эксплуатироваться в зонах, сейсмическая активность которых не превышает 9 баллов по шкале Рихтера. Насосы 2НПС выпускаются в климатическом исполнении У, УХЛ, Т категории размещения 2, 3 и 4 по ГОСТ 15150. Основными потребителями насосов и агрегатов являются предприятия нефтехимической промышленности и трубопроводного транспорта нефти. По конструктивному исполнению насосы типа 2НПС – центробежные горизонтальные, многоступенчатые секционного типа с продольным плоским разъемом (по оси) корпуса, со встречным расположением групп рабочих колес. Входной и напорный патрубки насоса расположены горизонтально на одном уровне. Присоединение патрубков к трубопроводам фланцевое (рис. 1 и 2). Ротор насоса вращается в двух подшипниковых опорах на подшипниках качения. Смазка подшипников – жидкая, картерная. Масло турбинное Тп-22С или Тп-30. Направление вращения ротора насоса – левое (против часовой стрелки, если смотреть со стороны приводного конца вала). В местах выхода вала из корпуса насоса устанавливаются уплотнения – торцовые (одинарные или двойные) и сальниковые (с подводом или без подвода затворной жидкости). В качестве привода насоса используются асинхронные или синхронные электродвигатели взрывозащищенного исполнения с частотой вращения 3000 об/мин при частоте тока в сети 50 Гц (уровень взрывозащиты – не ниже 2ExdIIAT3). По требованию заказчика агрегат оснащается системой автоматики для обеспечения контроля показателей работоспособности и режимов работы автоматического управления при пуске и остановке. При модернизации насосов типа НПС в конструкцию были внесены следующие изменения: – применена более совершенная геометрия проточных частей (рабочих колес, направляющих аппаратов, подводов, переводных труб), что дало возможность значительно повысить КПД насосов, снизить NPSHR, шум и вибрацию; – применены сменные рабочие колеса и направляющие аппараты, что позволяет значительно расширить диапазон работы насосов по подачам и напорам без замены корпуса с обеспечением высоких значений КПД; – конструкция всасывающего и нагнетательного патрубков выполнена в соответствии с DIN, ANSI, ISO; – изменена конструкция диафрагмы с целью уменьшения массы и эффективной разгрузки ротора от осевых сил при нормальных и увеличенных зазорах в щелевых уплотнениях; – материальное исполнение деталей проточной части выполнено в трех вариантах – углеродистая сталь (вариант С), хромистая сталь (вариант Х), хромни-

T

● Fig. 1. Рump 2NPS65/35-500. ● Рис. 1. Разрез насоса 2НПС65/35-500.

2NPS pumps feature centrifugal horizontal, multistage ring-section with a longitudinal flat connector (axis) of the body, with the arrangement of the groups opposing impellers. Inlet and discharge pump horizontally on the same level. Joining pipes for pipeline flange (Fig. 1 and 2).

Pump rotor rotates in two bearing supports on ball bearings. Lubricated bearings – liquid, crankcase. Turbine oil T-22C or T-30.

Direction rotor pump – the left (counter-clockwise when viewed from the drive end).

In places where the shaft of the pump housing mounted seal – mechanical (single or double) and packing (with or without the supply inlet barrier fluid).

The drive pump uses asynchronous or synchronous motors explosion-proof with a speed of 3000 rev / min at the current frequency of 50 Hz in (level of protection – not less 2ExdIIAT3). At the customer’s request the unit is equipped with an automatic control system to monitor the health and performance of the automatic control mode during start and stop.

When upgrading pumps to NPCs the design was modified as follows: – A superior geometry of flow parts (impellers, vanes, inlets, transfer tubes) was used, making it possible to significantly improve the efficiency of the pump, reduce NPSHR, noise and vibration.

– Interchangeable impellers and guide vanes were used, making it possible to significantly expand the range of pumps’ serving and pressure, without replacing the housing and ensuring high efficiency.

– The design of the suction and discharge pipes are made according to DIN, ANSI, ISO.

74

Г

Oil&GasEURASIA

НАСОСЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Fig. 2. General view of the pump 2NPS65/35-500. ● Рис. 2. Общий вид насоса 2НПС65/35-500. кельтитановая сталь (вариант Н), что позволяет использовать насосы для перекачивания различных сред; – для увеличения срока службы быстроизнашивающихся деталей насоса применены сменные уплотнительные кольца из твердосплавных материалов на вращающихся и статорных деталях; – введена индивидуальная посадка рабочих колес с натягом на ступенчатый вал, что позволит снизить виброактивность ротора и улучшит технологию сборки и разборки ротора; – герметизация горизонтального разъема корпуса выполнена «металл по металлу», что обеспечивает высокую надежность уплотнения; – камера уплотнения вала выполнена согласно API610, что позволяет использовать торцовые уплотнения, соответствующие API682, различных производителей; – изменена конструкция термобарьера, позволяющая более эффективно охлаждать концы валов перед уплотнениями и подшипниками; – применена жесткая посадка подшипниковых опор в корпусе насоса, что позволяет быстро и надежно центровать ротор со статором; – в подшипниковых опорах изменены схемы установки подшипников, смазки, охлаждения, уплотнения, что увеличивает их надежность и срок службы; – применены масленки постоянного уровня новой разработки с возможностью замены на импортные; – заменена зубчатая муфта на упругую пластинчатую, как более надежную и долговечную; – внедрены требования стандарта API 610 – чугунные корпуса подшипниковых опор заменены на стальные, концы валов со стороны привода выполнены

– The diaphragm design was changed to reduce weight and effectively reduce the impact of axial forces on the rotor in cases of normal and increased clearance of the impeller.

– The flow part’s components are available in three options: carbon steel (option C), chrome steel (option X), chrome-nickel-titanium steel (option H), enabling pumping of various fluids.

– To extend the life of non-durable parts, replacement pump seals were used, made of hard materials in the stator and rotating parts.

– An individual landing of impellers was introduced, with interference on stage shaft.

This helped reducing rotor vibration activity and improved the technology of assembly and disassembly of the rotor.

– Sealing of horizontal split case is made “metal on metal”, thus ensuring high reliability sealing.

– Size of the shaft seal is made in accordance with API610, which allows the use of face seals that correspond to API682 and are products of various manufacturers.

– The thermal barrier was redesigned, providing for more Technical Characteristics of 2NPS Pumps / Технические характеристики насосов 2НПС effective cooling of the shaft ends Rated Value / Значение показателя Item Rotor’s Performance to seal and bearings. Наименование показателя Исполнение ротора 2NPC 200-700 2NPC 120/65-750 2NPS 65/35-500 – A hard landing of bearings 2НПС 200-700 2НПС 120/65-750 2НПС 65/35-500 in the pump was introduced, 1 200 120 65 Capacity, cu.m/hour enabling quick and reliable alignПодача, м3/ч 2 65 35 ing of the rotor and the stator; – In the bearing supports Head, m / Напор, м 1,2 700 750 500 bearings’ installation, lubrication, Rotational speed (rpm) 1,2 2 950 cooling, and packing designs Частота вращения, (об/мин) were changed to increase reli1 74 70 66 Efficiency of the pump, not less (percent) ability and prolong service life. КПД насоса, не меньше, % 2 – 61 54 – A constant level oiler of a new design was used that may 1 6 5 4.5/4,5 NPSH NPSHR, no more, (meters) Допускаемый кавитационный запас NPSHR, be replaced with imported ones. не более, м 2 – 4.5/4,5 4 – Gear coupling on the elastic plate was replaced with more reliable and durable. с конической посадкой вместо цилиндрической, штуцерные соединения заме– The requirements of API 610 were introduced. A cast iron housing of bearings was нены на фланцевые, предусмотрены площадки для замера вибрации в трех replaced with steel; the ends of the drive shafts were made with tapered fit instead of направлениях и др.; cylindrical one; compression fittings are replaced with flanged; a platform for measur– изменено крепление насоса к плите, что обеспечивает свободное перемеing vibration in three directions was provided, etc. щение корпуса насоса при изменении температуры без расцентровки с дви– The pump attachment to the plate was changed, allowing the free movement of the гателем; pump body in case of temperature changes without misalignment with the engine; – применена более жесткая общая рама (плита), которая препятствует рас– A stiffer overall frame (plate) was used to prevent misalignment of shafts “pump- центровке валов «насос-двигатель». motor.” В результате реализации указанных мероприятий повышена экономичность As a result of these activities, the pumps’ efficiency has increased by 5 to 7 per- насосов на 5-7%. Это позволит значительно снизить энергопотребление. cent. This will significantly reduce energy consumption. Operation of only one upgrad- Эксплуатация только одного модернизированного насоса 2НПС 200-700 ed 2NPS 200-700 pump will save позволит сэкономить в год порядка 300 тыс. annually about 300,000 kilowattкВт*час электроэнергии.

Bobruisk Machine Building Plant JSC (Bobruisk, Belarus) – one of hours of electricity.Significant savЗначительная экономия при эксплуатации the largest in the CIS manufacturer of centrifugal pumps for petroleum, ings in the operation achieved by достигнута за счет увеличения показателей petrochemical, mining, metals, energy and pulp and paper industries. increasing the reliability, because надежности, так как средняя наработка на The factory was founded in 1898. In 2011 it became the part of HMS MTBF is increased by three times, отказ увеличена в три раза, средний ресурс до Group. and the average full service life – капитального ремонта – в два с половиной раза, ОАО «Бобруйский машиностроительный завод» by two times. средний полный срок службы – в два раза. (г.Бобруйск, Беларусь) – один из крупнейших на территории Production of upgradПроизводство модернизированных насоСНГ производитель центробежных насосов для нефтепереработки, ed pumps 2NPS has been sucсов типа 2НПС успешно осваивается на нефтехимии, горного дела, металлургии, энергетики и целлюлозноcessfully mastered on Bobruisk ОАО «Бобруйский машиностроительный бумажной промышленности.

Machine Building Plant, which is завод», который входит в структуру Группы Завод основан в 1898 году. В Группу ГМС входит с 2011 года. part of the HMS Group ГМС. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

75

EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

Компания Omnicomm: «Мы предоставляем пожизненную гарантию на ГЛОНАСС/GPS системы мониторинга транспорта и контроля расхода топлива» Статья предоставлена компанией Omnicomm

омпания Omnicomm – один из самых крупных производителей систем контроля расхода топлива и мониторинга транспорта в России – с начала 2012 года ввела пожизненную гарантию на всю выпускаемую продукцию. На сегодняшний день – это уникальное предложение среди производителей систем спутникового слежения. Пожизненная гарантия – это не рекламный трюк, как может показаться скептикам. Omnicomm – инженерно-производственная компания, технические специалисты которой прекрасно отдают себе отчет в том, что у каждого изделия есть свой срок службы. У оборудования, производимого в Omnicomm, он составляет восемь лет. Но компания гарантирует, что начиная с девятого года использования продукции, гарантия на него автоматически продлевается еще на восемь лет. Начиная с 17-го года использования, гарантия также продлевается еще на восемь лет. И так до бесконечности. Одним словом – пожизненная гарантия. Если вдруг во время эксплуатации оборудование выйдет из строя по вине Omnicomm, то в любой момент компания заменит его на аналогичное и работоспособное. Решение об этом принимается в отделе гарантийного обслуживания после проведения диагностики.

Как начиналась дружба Omnicomm с транспортными компаниями

К

Немногим ранее C 2009 года на всю продукцию Omnicomm распространялась гарантия, действующая в течение трех лет, хотя, как правило, российские производители аппаратной части систем спутникового контроля гарантируют работоспособность своей продукции не более одного года. В период действия трехлетней гарантии компания Omnicomm проводила анализ результатов технической экспертизы оборудования, поступившего в отдел гарантии. Каждая рекламация по всей номенкла-

76

туре выпускаемой продукции учитывалась в корпоративной информационной системе SAP. Статистические данные показали, что за последние годы надежность продукции Omnicomm постоянно росла. По итогам 2011 года, накопленная доля гарантийных случаев для online-регистраторов для системы мониторинга Omnicomm составила 0,6% от объема выпуска, а по всем датчикам уровня топлива Omnicomm LLS данный показатель составил всего лишь 0,2%. С 2012 года пожизненная гарантия начала распространяться на всю линейку продукции, выпускаемую компанией Omnicomm – на все виды ГЛОНАСС/GPS регистраторов, датчики уровня топлива Omnicomm LLS, индикаторы LLD, а также на все сопутствующее оборудование. Гарантийный срок службы на всю продукцию компания Omnicomm не ограничивает, но при этом обращает внимание на необходимость правильной эксплуатации оборудования.

Еще в 1998 году специалистами компании Omnicomm была разработана система контроля расхода топлива для коммерческого транспорта – Omnicomm FMS. Система достаточно быстро завоевала популярность среди фирм, занимающихся международными перевозками. Сейчас с уверенностью можно сказать, что в те годы система Omnicomm стала верным помощником для транспортных компаний, которые были вынуждены вести борьбу … с нечестностью собственного водительского состава. Впрочем, эта проблема актуальна и сейчас, но тогда у водителей была очень хитрая лазейка: дальнобойщики достаточно часто заправляли полный топливный бак перед самой границей за свой счет, а позже, находясь в Европе, обналичивали деньги с топливной карты. Эта схема пользовалась огромным успехом у предприимчивых шоферов, потому что цена за топливо на тот момент в Европе была вдвое выше российской. В то время система Omnicomm, казалось бы, смогла положить конец этим махинациям, ведь с помощью нее можно было быстро вычислить, где именно заправлялся водитель – в России или за ее пределами. Но, к сожалению, устанавливать систему можно было лишь на грузовики иностранного производства. Точность показаний штатных заводских датчиков уровня топлива наших МАЗов и КамАЗов, с которыми интегрировалась система контроля расхода топлива Omnicomm, оставляла желать лучшего. Поэтому в 2003 году компания выпустила свой собственный датчик уровня топлива под названием Omnicomm LLS.

Первый в мире датчик для систем мониторинга транспорта Впервые идея о том, что емкостные датчики можно использовать для контроля расхода топлива на автомобильном транспорте, Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

GPS. Сейчас системы мониторинга Omnicomm активно применяются на многих известных предприятиях России и СНГ.

Omnicomm рекомендуют профессионалы

● Регистратор Omnicomm FAS с чипами

ГЛОНАСС и GPS.

родилась в компании Omnicomm в 2003 году. Эта идея была воплощена в разработанный и выпущенный на рынок первый в мире специализированный датчик уровня топлива, превратившийся в дальнейшем в стандарт-де-факто для отрасли мониторинга транспорта. Теперь имя компании Omnicomm известно каждому, кто профессионально работает на рынке спутникового слежения, и многим компаниям, использующим в своем автопарке системы

Руслан Приставкин, заместитель начальника контрольно-оперативной службы компании «Стройгазконсалтинг»: «„Стройгазконсалтинг“ – холдинг, объединивший десятки предприятий, расположенных в разных регионах страны. Специфика компании – строительство, ремонт и реконструкция сложных технических и инфраструктурных объектов: газосборных сетей, кустов газовых скважин, автомобильных дорог, аэродромов, электростанций, жилых городков, объектов промышленного и гражданского назначения. Партнерами компании Omnicomm мы являемся уже на протяжении полутора лет. В течение этого времени системы контроля Omnicomm FAS были установлены примерно на 500 единицах техники. Это тяжелая мощная техника – бульдозеры Caterpillar, экскаваторы Komatsu, грузовая техника Tatra, отечественные МАЗы. Техника, оборудованная системами контроля Omnicomm, работает на сложных участках строительства нефтегазопрово-

Только цифры – Почти 15 лет компания Omnicomm разрабатывает системы контроля транспорта.

– Более 100 тыс. единиц техники уже оснащено оборудованием Omnicomm.

– Около 30 тыс. рублей – стоимость установки системы мониторинга на машину с одним топливным баком.

– С первого месяца использования компания начинает получать экономический эффект от внедрения.

– В течение двух-четырех месяцев полностью окупаются затраты на покупку системы. спутникового контроля как в России, так и за рубежом. И это неудивительно, ведь сегодня многие компании, установившие в свои автопарки системы слежения, пользуются датчиками уровня топлива именно марки Omnicomm. Посмотрите на топливные баки своих машин. С большой вероятностью вы увидите, что из бака торчит фирменная «голова» топливного датчика именно торговой марки Omnicomm. В 2009 году, компания Omnicomm расширила свою профессиональную компетенцию, и разработала новое поколение систем контроля расхода топлива и мониторинга транспорта.

Omnicomm FAS – онлайн система, работающая на базе спутниковых технологий ГЛОНАСС и Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

да „Сахалин – Хабаровск – Владивосток“ и на прокладке газопровода на севере республики Коми. При нашей интенсивности эксплуатации техники стоимость установки системы контроля Omnicomm FAS на среднестатистический самосвал „Урал“ полностью окупается в течение одного месяца. При четком контроле использование системы FAS выводит трудовую дисциплину на новый качественный уровень. Сейчас, после проведенного анализа эффективности, у нас решается вопрос об установке системы FAS еще на трехстах единицах техники».

● Датчик уровня топлива Omnicomm LLS-

AF 20310 с аналоговым и частотным интерфейсами.

Юрий Маковеев, генеральный директор компании «Дороги Олекмы»: «Компания „Дороги Олекмы“ выполняет практически все виды строительных работ: строительство и содержание автомобильных и железных дорог, мостов, взлетно-посадочных полос аэродромов. Мы производим строительные и монтажные работы для добывающих компаний, возводим объекты промышленного и гражданского строительства. Автопарк предприятия составляет порядка сорока машин. Так как основная наша деятельность – дорожное строительство и ремонт, мы используем тяжелую технику – самосвалы, бульдозеры, экскаваторы, грейдеры заводов КАМАЗ, Урал, КрАЗ. Половина машин нашего автопарка укомплектована системами контроля FAS компании Omnicomm. Сейчас оборудованная техника используется на третьем этапе ремонта дороги Якутск – Покровск – Олекминск. Системы Omnicomm FAS работают у нас уже около года и показывают хороший результат. К сожалению, не всегда получается отслеживать данные в реальном времени, есть удаленные участки, где сотовая связь отсутствует. Тем не менее, прибор показывает полную картину. Никто из водителей не рискует воровать топливо, зная, что расходные датчики все равно отобразят все операции. Улучшилась дисциплина и не только по учету ГСМ, появился четкий контроль маршрутов. Я проанализировал опыт нашего предприятия и других компаний, просмотрел немало литературы и пришел к выводу, что на сегодняшний день это оборудование является лучшим».

www.omnicomm.ru 8-800-100-24-42

Работают представительства во всех регионах РФ

77

COATINGS

ADVERTORIAL SECTION

Feel the Power of Innovation: PPG Creates New Opportunities for Steel Protection

by Coatings in Cold Russia's Climate

Ощутите силу инновационных идей: PPG открывает больше возможностей для окраски и защиты конструкций в холодном климате России.

Artem Tarasenko, PhD., Commercial Manager, PPG Protective&Marine Coatings; Pavel Lazarev, Technical Sales Manager, PPG Protective&Marine Coatings

Тарасенко А.В., к.х.н., коммерческий менеджер PPG Protective&Marine Coatings; Лазарев П.В., менеджер по техническим продажам, PPG Protective&Marine Coatings

PG Industries Inc. is the second largest paint and coatings producer, supplying latest coatings for painting in the automotive, aerospace, oil and gas, engineering industries. The company was founded in 1883 in Pittsburgh (USA) and now includes over 150 production units and offices in more than 60 countries which employ 40 thousand people. In 2011 the company’s sales reached $14.9 billion PPG Protective & Marine Coatings (PPG PMC) is a part of the PPG Industries Inc. with headquarters in Amsterdam. PMC is the cradle of recognized worldwide coating brands, including AMERCOAT® and SIGMA COATINGS®.PPG PMC offers optimum coating systems for protection that lasts decades, is resistant to extremely low/high operating temperature, temperature fluctuations, high UV radiation and humidity, exposure to chemicals and mechanical impact.

In Russia, PPG PMC strives to solve the most challenging tasks of the clients related to protection of any surfaces in extreme climates. As a leader in development of new products, PPG creates opportunities for extending the life of coating, retaining its properties in cold, high humidity climates or under mechanical/abrasive load. This ensures that our clients, who use the most effective solutions in the world, are confident in durable protection of their structures.

Protective coatings for cold climates are grouped depending on their purpose under the brand names SigmaCover, SigmaDur, PSX 700, PittChar XP, SigmaShield, SigmaGuard, SigmaZinc: The combination of all-purpose advanced technology and know-how ensures comprehensive and cost-efficient solutions to the challenge of protecting structures in cold climates.

PPG coatings are particularly successful in Russia due to the following innovative technologies: Curing of epoxy coatings at low temperatures and high humidity.

In the early 1980s PPG experts were the first in the world to develop a unique composition of flexible and reactive epoxy-ether resins that enable

PG Industries Inc. является второй по величине лакокрасочной компанией в мире, поставляющей инновационные лакокрасочные покрытия для окраски в автомобильной, аэрокосмической, нефтегазовой, машиностроительной промышленностях. Компания была основана в 1883 году в Питтсбурге (США), в ее состав входят свыше 150 производственных подразделений и представительств в более чем 60 странах мира с численностью персонала 40 тыс. человек. Объем продаж компании в 2011 году составил $14,9 млрд. PPG Protective&Marine Coatings (PPG PMC) является структурным подразделением PPG Industries Inc. со штаб-квартирой в Амстердаме. Включает лакокрасочные покрытия признанных по всему миру брендов AMERCOAT® и SIGMA COATINGS®. PPG PMC предлагает оптимальные системы покрытий для защиты конструкций на десятки лет, устойчивых к экстремально низким/ высоким температурам эксплуатации, резким температурным колебаниям, повышенной УФ-радиации и влажности, воздействиям химических реагентов, механическим воздействиям. Позиция компании PPG PMC в России состоит в решении наиболее сложных задач потребителей по защите поверхностей любой конструкции в экстремальных климатических условиях. Занимая лидирующую роль в разработках новых продуктов, компания PPG создает возможности для продления окрасочного периода, сохранения свойств покрытий в условиях холодного климата при повышенных воздействиях влажности, механических и абразивных нагрузок. Это позволяет нашим потребителям, применяя максимально эффективные решения в мире, быть уверенными в долговечной защите конструкций. Защитные покрытия для холодного климата объединены в группы под торговыми марками SigmaCover, SigmaDur, PSX 700, PittChar XP, SigmaShield, SigmaGuard, SigmaZinc в зависимости от назначения: Сочетание универсальных передовых и «ноу-хау» технологий позволяет комплексно и максимально эффективно решать задачи защиты конструкций в холодном климате.

P

Product Марка продуктов

SigmaCover ®

78

P

Description / Описание

Purpose / Назначение

Universal Hi-tech low-temperature curing epoxies (to -18 C) – soils, Internal and external surfaces of storage tanks, bridges, airports, ships, pipes, concrete intermediate, finishing layers. surfaces. Универсальные высокотехнологичные эпоксиды Внутренние и внешние поверхности резервуаров, мосты, аэропорты, суда, трубы, низкотемпературного отверждения до -18 °С – грунты, бетонные поверхности. промежуточные, финишные слои.

SigmaDur ®

Polyurethane top coatings (low-temperature curing). Финишные полиуретановые покрытия низкотемпературного отверждения.

All surfaces that require durable UV protection. Любые поверхности, где требуется долговечная защита от УФ.

PSX 700 ®

The world’s only epoxy-polysiloxane coating. Единственное в мире эпоксид-полисилоксановое покрытие.

The most durable topcoat ever for all exterior surfaces, operating life in cold climates – over 25 years. Наиболее долговечное финишное покрытие для любых наружных поверхностей, известное на рынке, со сроком службы в холодном климате более 25 лет.

PittChar XP ®

Patented unique epoxy-based flame retardant coating. Passive fire protection from hydrocarbon combustion. Запатентованное уникальное эпоксидное огнезащитное покрытие. Пассивная огнезащита от углеводородного горения.

Petrochemical industry, oil platforms, decks, bulkheads, mechanical engineering equipment. Нефтехимия, нефтедобывающие платформы, палубы, переборки, машиностроительное оборудование.

SigmaShield ®

Abrasion-resistant epoxies. Абразивостойкие эпоксиды.

Ice deflectors for platforms, ships; pipes, dowels. Ледовые пояса платформ, судов, трубы, шпунты.

SigmaGuard ®

Cold-resistant coatings for storage tanks. Покрытия для резервуаров, устойчивые в холодном климате.

Internal surface of the storage tanks. Внутренние поверхности резервуаров.

SigmaZinc ®

Cold-resistant, zinc-filled soils. Цинк-наполненные грунты, устойчивые в холодном климате.

Increasing the lifetime of the system of any metal surfaces. Увеличение срока службы в системе покрытий для любой металлоконструкции.

Oil&GasEURASIA

ПОКРЫТИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

curing of epoxy coatings at temperatures down to -10 C. The coatings have unlimited overlap time, too – this is always important for long-term projects.

Later, PPG introduced the phenalkalamine-based curing technology lowering the cure temperature for epoxy coatings even further, down to -18 C. Usage of the new-generation materials in cold temperatures ensure high adhesion to metal, sufficient curing speed for polymer resin and hardener. Also, the coating can be applied at a higher humidity (>85 percent) without “sweating out”

Особый успех покрытий PPG в России связан со следующими инновационными технологиями, известными в мире: Отверждение эпоксидных покрытий при отрицательных температурах и повышенной влажности. В начале 1980-х годов специалисты компании PPG впервые разработали уникальную композицию гибких и реакционных эпоксиэфирных смол, которые позволили достигать химического отверждения эпоксидных покрытий вплоть до температуры -10 °С. При этом покрытия имеют неограниченное время перекрытия, что всегда важно при реализации долгосрочных проектов. Позже компания PPG представила технологию отверждения на основе феналкаминов, позволяющую достигать отверждения эпоксидных ● Fig. 1. Coating of the LUKOIL storпокрытий вплоть до -18 °С. Применение материалов нового поколения при age tanks, 2005. отрицательной температуре позволяют достичь высокой адгезии с металлом, ● Рис. 1. Окраска резервуарного достаточной скорости отверждения полимерной смолы с отвердителем. Помимо этого, покрытия могут наносится при более высокой влажности парка ОАО «ЛУКОЙЛ», 2005. (>85%) без «выпотевания» отвердителя. На протяжении последних 7 лет данные технологии активно используются of the cure ingredient. в России на нефтегазовых объектах ОАО «ЛУКОЙЛ», Total, мостовых и For the past seven years, these technologies are widely used in Russia at гидротехнических сооружениях, бетонных сооружениях, трубопроводах. oil and gas facilities of LUKOIL, Total, in bridges and hydraulic structures, Предлагая системы покрытий по защите конструкций в холодном климате concrete structures, pipelines. и принимая в расчет особые климатические условия России, компания PPG Providing coating systems for cold-resistant подтверждает сохранение антикоррозионных свойств protection of structures and taking into account ● Fig. 2. Coating of the Liteiny Bridge покрытий при эксплуатации вплоть до -90 °С, включая the special climate in Russia, PPG confirms the in St. Petersburg, 2007. резкие перепады температур. that anti-corrosion properties of its coatings valid Одной из технологий «ноу-хау» является уникальное for operation down to -90 C, including temperaогнезащитное эпоксидное покрытие PittChar XP ®, ture spikes. сохраняющее свою гибкость на уровне 5% при -40 °С One of the technology know-how is a unique и огнезащитные свойства даже после выдерживания в flame retardant epoxy coating PittChar XP® – the жидком азоте при -186 °С. Гибкость покрытия при низких material retains 5 percent flexibility at -40 C, keep- ● Рис. 2. Окраска Литейного моста температурах (до -90 °С) позволяет ослабить внутренние ing its fire retardant properties even a dip in liquid в Санкт-Петербурге, 2007 напряжения, возникающие при резких перепадах температур, nitrogen at -186 C. Coating flexibility at low temperвибрациях металлоконструкций и механических воздействий. atures (down to -90 C) weakens the internal stressВ конечном итоге, применение PittChar XP® позволяет es from temperature spikes, vibrations of metal structures and mechanical достичь самого главного – сохранения целостности покрытия и несущих effects. Ultimately, the PittChar XP® coating achieves the ultimate goal – металлоконструкций на десятилетия при экстремальных атмосферных условиях, retaining for decades the integrity of the coating and load-bearing structures вибрационно-механических воздействиях. regardless of extreme weather conditions, vibration or mechanical stress. Это дает уверенность в том, что в случае This ensures maximum efficiency of the coating in the event of emergency. возникновения экстренной ситуации In Russia, this technology was introduced in 2010 and gained recognition покрытие выполнит свое предназначение at LUKOIL and Dragon Oil facilities in Astrakhan. максимально эффективно.

One of the challenges that the market faces is to protect structures from the В России данная технология была surface ice. The task is to find answers to two fundamental questions – how to представлена в 2010 году и получила use coatings to reduce the formation of surface ice and, if it is formed, how to успех на объектах ОАО «ЛУКОЙЛ» и remove it easy without damaging the surface.

Dragon Oil в г. Астрахань.

Studies conducted by the American Military Institute show that PPG prodОдной из задач, существующих на uct PSX 700 is the only market entry with much lower friction ratio with the рынке, является защита конструкций ice, which ensures its easy removal from the surface. PSX 700 – a prod- от обледенения поверхностей. Задача uct developed from the ground up on the basis of innovative epoxy-polysi- состоит в поиске ответов на два основных ● Fig. 3. Elasticity of fire-resisloxane technology – has been included in the industry roster for the US mili- вопроса – как за счет применения tant material PittChar XP. tary as a coating for strategic facilities. In Russia, the product is actively used покрытий понизить образование льда на ● Рис. 3. Эластичность since 2007. поверхности и, соответственно, в случае огнезащитного материала SigmaShield products specifically designed for facilities operating in cold его образования, легко удалить без PittChar XP. climates of Russia, with high mechanical/abrasion loads such as ice, sand, повреждения покрытия. gravel. Products combine maximum abrasion and chemical resistance, fastИсследования, проведенные американским военным институтом, показали, er drying, 100 percent dry residue, ease of application for the single coat up что продукт PPG PSX 700 является единственным на рынке, который to 1,000 mm thick, integrity of the coating in cold conditions and tempera- обладает значительно более низким коэффициентом трения со льдом, что ture extremes. обеспечивает легкое его удаление с поверхности. PSX 700 – продукт на основе Cutting-edge technologies of PPG offer an ultimate opportunity to protect инновационной эпокси-полисилоксановой технологии, включен в реестр the client’s structures in extremely cold climate. военной промышленности США для окраски стратегических объектов. В России продукт активно применяется с 2007 года. Кроме этого, продукты торговой марки SigmaShield были специально разработаны для эксплуатации объектов в холодном климате России при высоких механических и абразивных воздействий, например льда, песка, Contacts: / Контакты: щебня. Продукты объединяют в себе максимальную абразивную и химическую PPG Industries, tel./fax +7 495 213 3107, e-mail: pcrussia@ppg.com стойкость, более быстрое высыхание, 100% сухой остаток, легкость в ООО ППГ Индастриз, тел./факс +7 495 213 31 07, нанесении в один слой до 1 000 мкм с сохранением целостности покрытия в e-mail: pcrussia@ppg.com холодных условиях и при температурных перепадах. Таким образом, компания PPG, обладая инновационными технологиями, создает уникальные возможности по защите конструкций в экстремально холодном климате. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

79