December 2012-January 2013

#12-1 2012-2013

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

DECEMBER-JANUARY ДЕКАБРЬ-ЯНВАРЬ

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

Downstream, Upstream, Power Stirring the Energy Mix in 2013

Энергетический микс 2013 Добыча, переработка, альтернативные источники p. / стр. 8 Tech Trends Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

RusHydro Modernizes, But Challenges Abound in Volga-Kama Basin

p. / стр. 20

«РусГидро» решает вопросы модернизации в Волго-Камском бассейне

2013

ÒÌÊ CENTUM 2012

CAL 4

ULTRA DQX

CAL 4

ÒÌÊ PF ET

2011 ÒÌÊ TDS

ÒÌÊ CWB

ULTRA QX

CR 13

2008

ULTRA CX

ÒÌÊ PF

ÒÌÊ FMT

ÒÌÊ GF

2005

ÒÌÊ TTL-01

ÒÌÊ FMC

ÒÌÊ CS

2003

ULTRA FJ

ULTRA SF

TMK 1

ULTRA FX

С Новым Годом! Здоровья, счастья, успехов! www.tmk-group.com

Торговый Дом “ТМК”

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Shale Gale on Target to Change the World as We Think We Know It Мы думаем, что понимаем, как сланцевый бум должен изменить мир Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

H

appy New Year 2013 and may I wish you a Blessed Christmas if you’re a Christian, whether you celebrate on the 25th of December or the 7th of January.

You do know that either way, Christians East and West all do observe Christ’s birth on the 25th of December, its just that the Julian calendar doesn’t have leap year, so over the centuries, there’s been some slippage vis-à-vis the Gregorian calendar. That’s why the business world is so out of sync between Russia and the West at this time of year.

But, speaking of religion, I’m just back from celebrating the Thanksgiving Day holiday in the United States and I’m full of news on a new religion that is rocking my homeland – shale gas, and now shale oil.

I know, I know – some Russians blow this all off as a passing fancy.

But those who do are wrong; and those “in the know” are rethinking policy right now. Shale will soon impact the geopolitical order.

Shale will enable the United States to become within this decade, the No. 1 oil exporter in the world. That leaves Saudi Arabia and Russia to battle it out for second and third place. And the U.S. intends to export LNG to Europe and to Asia.

While there is much written in the mass media about the poor state of the U.S. economy, there is an economic boom in regions hit by the shale gale. Now, I want to stress: you hear U.S. politicians try to take credit for this American energy renaissance, but it’s the private sector, negotiating mineral rights on private lands owned by private individuals, that are creating this bonanza. In fact it was independent hydrocarbon production companies – not the global majors – that started it all.

Yes, U.S. natural gas prices have collapsed. In May, natural gas sold in the U.S. for $2.50 per million British thermal units (mmBtu) while Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

П

оздравляю с Новым 2013 годом, а также разрешите пожелать благословенного Рождества тем, кто принадлежит к числу христиан независимо от того, отмечаете вы этот праздник 25 декабря или 7 января. Вы знаете, что так или иначе, христиане востока и запада все отмечают рождение Христа 25 декабря, только в юлианском календаре нет високосных лет, поэтому за ряд столетий произошло смещение относительно григорианского календаря. Именно поэтому взаимодействие российских и западных деловых кругов в это время несколько нарушается. Кстати, о религии, точнее, о «культе»: я недавно вернулась из Штатов, отметив с семьей День благодарения, и хочу поделиться новостью относительно нового «культа», вызывающего повышенный интерес в США. Речь пойдет о сланцевом газе, а также и о сланцевой нефти. Некоторые россияне относятся к этому несерьезно, считая очередным «веянием моды». Но они ошибаются. Те же, кто действительно понимает ситуацию, уже сегодня пересматривают свою политику, понимая, что сланцы скоро будут оказывать существенное влияние на геополитическое устройство. Благодаря сланцам в течение этого десятилетия Соединенные Штаты могут выйти на первое место в мире по экспорту нефти, оставив позади и Саудовскую Аравию, и Россию. Кроме того, США планируют также экспортировать СПГ в Европу и Азию. Хотя в средствах массовой информации много написано об упадке американской экономики, в регионах, охваченных «сланцевым бумом», наблюдается значительный экономический подъем. И здесь хочу особенно отметить, что данный подъем обеспечивается частным сектором, который договаривается о приобретении прав на минеральные ресурсы, находящиеся в недрах участков, принадлежащих, опять же, частным лицам, притом что некоторые американские политики пытаются поставить оживление национальной энергетики себе в заслуги. То есть, весь процесс инициировался именно независимыми добывающими компаниями, а крупнейшими мировыми корпорациями. Действительно, цены на природный газ в США обрушились. По данным отчетов, представленных на Forbes.com, в мае он продавался в Штатах по цене $2,50 за млн БТЕ, в то время как в Европе цены за млн БТЕ составляли $12-14, а в Азии превышали $17. Однако обрушение цен в определенном смысле – движение позитивное: оно стимулирует американскую промышленность к быстрому развитию инфраструктуры для экспорта СПГ, а в секторе разведки и добычи мотивирует добывающие и сервисные компании перемещать оборудование и персонал на месторождения сланцевой нефти. Примерно через 10 лет Соединенные Штаты не только избавятся от энергетической зависимости, но смогут удовлетворять свои внутренние потребности и даже экспортировать излишки. В Хьюстоне ходят слухи, что, по мере роста энергетической независимости США, Саудовская Аравия будет перенаправлять причитающиеся США объемы экспорта нефти в Китай. Если же США преуспеют в поставках СПГ в Европу, будущее России сместится на Дальний Восток. Лично мне представляется примечательным тот факт, что менее пяти лет назад

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА prices were $12 to $14 per mmBtu in Europe and more than $17 per mmBtu in Asia, according to reports quoted on Forbes.com.

But the collapse in prices is a positive move. It motivates U.S. industry to quickly develop the infrastructure to export LNG, and upstream it motivates production companies and the service industry to shift drilling rigs and crews into shale oil fields.

In a decade, more or less, the U.S. will have gone from being energy dependent to satisfying domestic needs and exporting its surplus.

The cocktail party gossip in Houston these days is that Saudi Arabia will redirect U.S. bound oil exports to China as the U.S. becomes more energy independent. And if the U.S. does succeed in shipping LNG to Europe, Russia will also find its future in the Far East. Personally I find it remarkable that less than five years ago, Gazprom was preparing to put Shtokman LNG on-stream for trans-Atlantic shipment to the U.S. by the middle of this current decade.

The shine on Shotkman definitely faded after Gazprom and its partners in Shtokman Development Company failed to declare commerciality. Now though Gazprom says they will hold a tender in January 2013 (yes, after the Russian holidays) and last week, www.oilandgaseurasia.com reported that President Vladimir Putin had stated that Stokman will be onstream by 2017.

Russia is obviously acting to defend its European market share ahead of any move by the U.S. to export LNG. It would make sense considering that Russia is in the same hemisphere and can get to Europe faster. The U.S. is at a disadvantage because it lacks the infrastructure for liquefication and shipping of LNG. In May 2011, Cheniere Energy received an Energy Department license to export LNG from its Sabine Pass LNG import terminal in Louisiana, according to the financial newspaper, Barron’s. Cheniere subsequently reached long-term deals with the U.K.’s BG Group, Spain’s Gas Natural and India’s GAIL. Cheniere is targeting operation in 2016 and plans to export up to 730 billion cubic feet of LNG annually, roughly 3 percent of current U.S. gas production, Barron’s reported.

But that’s only one export license. There are others, but they’re yet to be granted by the various government agencies through which they need to pass. And given the stakes – and the profits and jobs – this will bring, you can be sure that there will be plenty of politics played so that government gets its “pound of flesh”.

Just as oil and gas lifted Russia out of debt and gave the State resources to rebuild deteriorating infrastructure so too, could oil and gas exports solve the U.S. debt crisis and usher in a period of profound economic growth? Many analysts are saying just that.

As for oil, it isn’t certain yet that the U.S. will export to Europe. The policy debate pits industry against the government. What else is new?

Companies would prefer to export gas as LNG while the government would prefer to keep natural gas prices low so as to attract manufacturing back to the U.S. Such a trend is in fact occurring now in the chemical industry. With natural gas prices so low, it becomes profitable to operate plants in the U.S. even with higher employee wages.

That actually reverses the trend, which for years has seen manufacturing fleeing the developed world for undeveloped countries with low labor costs.

As you know, love it or hate it, the oil and gas industry is never boring. And 2013 does look like it is going to be good for all of us involved in oil and gas. I broke with tradition this year and didn’t once mention the Chinese New Year symbol – the snake – until now. You know how women are about snakes. We hate them. But I really am hungry right now for an apple. Happy New Year, my friends, from the team at Oil&Gas Eurasia!

2

#12 /1 December 2012 / January 2013

«Газпром» готовился ввести завод СПГ на Штокмановском месторождении в эксплуатацию с целью переработки газа для поставок в США уже в середине текущего десятилетия. После того, как «Газпрому» и его партнерам по компании «Штокман Девелопмент» не удалось подтвердить рентабельность проекта, его блеск определенно померк. Однако, несмотря на заявления «Газпрома» о планах провести тендер в январе 2013 года (после каникул в России), на прошлой неделе www.oilandgaseurasia.com опубликовал сообщение о заявлении российского президента относительно запуска Штокмана в эксплуатацию к 2017 году. Россия, очевидно, пытается защитить свою долю европейского рынка до того, как США начнут что-либо предпринимать в области экспорта СПГ. Подобные действия кажутся очень своевременными, особенно если учесть, что Россия и ее потенциальные клиенты находятся в одном полушарии, и, следовательно поставка газа будет осуществляться быстрее. США в данном случае находятся в невыгодном положении, так как там не хватает инфраструктуры для сжижения газа и транспортировки СПГ. Как сообщает финансовая газета Barron’s, в мае 2011 года компания Cheniere Energy получила лицензию Министерства энергетики на экспорт СПГ из их терминала СПГ Sabine Pass (пролив Сабин) в Луизиане. После этого компания Cheniere добилась долгосрочных договоренностей с британской BG Group, испанской Gas Natural и индийской GAIL. Согласно сообщению Barron’s, компания Cheniere планирует начать работы в 2016 году и предполагает экспортировать до 730 млрд фут.3 СПГ в год, что составляет примерно 3% от текущего объема производимого газа. Речь пока идет лишь об одной экспортной лицензии. Будут и другие, но их еще требуется получить от различных государственных органов, через которые эти лицензии должны пройти. Учитывая высокие ставки, а также ожидаемую прибыль и новые рабочие места, можно с уверенностью сказать, что правительство предпримет все усилия для того, чтобы не упустить свою «долю». Сможет ли экспорт нефти и газа решить проблему долгового кризиса США и перевести страну в период длительного экономического роста подобно тому, как нефть и газ вывели Россию из долгов и обеспечили государству ресурсы для восстановления разрушенной инфраструктуры? Многие аналитики считают такое развитие событий возможным. Что касается нефти, пока нет уверенности, что США будут экспортировать ее в Европу, поскольку в этой сфере возникает конфликт интересов промышленности и государства. Что еще нового? Компании предпочитают экспортировать газ в виде СПГ, в то время как государство хотело бы удерживать цены на природный газ на низком уровне, чтобы вернуть производство в США. Такая тенденция наблюдается сейчас в химической промышленности. При низких ценах на природный газ становится выгодным содержать производство в США, даже с учетом более высоких зарплат персонала. Таким образом, полностью пересматривается прежняя экономическая политика, согласно которой, уже в течение многих лет, производство перемещалось из развитых стран в регионы с низкой стоимостью рабочей силы. Как вы знаете, нефтегазовую промышленность можно любить или ненавидеть, но она никогда не бывает скучной. Мне кажется, что 2013 год должен быть успешным для всех, кто имеет отношение к нефтегазовому сектору. В этом году я нарушила традицию и еще ни разу не упомянула символ китайского Нового года – Змею. Вы знаете, как женщины относятся к змеям. Мы их ненавидим. Но сейчас мне (как некогда Еве) почему-то очень хочется яблока. И, в предвкушении приближающихся праздников, с удовольствием передаю вам самые наилучшие пожелания от коллектива «Нефть и газ Евразия»!

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Shale Gale on Target to Change the World as We Think We Know It Мы думаем, что понимаем, как сланцевый бум должен изменить мир TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 16

HYDROENERGY | ПНГ 20

RusHydro Modernization Quest Faces Challenges in Volga-Kama Basin

Модернизационная головоломка «РусГидро» сталкивается с трудностями в Волго-Камском бассейне

OIL PROCESSING | НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

NIS Eyes Power Gen Play Having Finished Key Refinery Upgrades NIS модернизирует переработку и развивает электроэнергетику

28

SEISMIC PROCESSING | ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Analysis of a Broadband Processing Technology Applicable to Conventional Streamer Data

Технология широкополосной обработки сейсмических данных,

33

полученных с привлечением стандартной морской буксируемой косы

Getting Serious About Reserve Replacement ION Geo – LARGEO JV Optimistic as Producers Target Arctic, Tight Oil Data

Умный подход к новым запасам

36

СП ION Geo – ЛАРГЕО: оптимистичный взгляд на добычу арктических ресурсов

Applying EarthStudy 360 Full-azimuth Angle Domain Imaging and AVAZ Inversion to Study Fractures in Carbonate Reservoirs in the Middle Volga Region (Russia)

Применение системы получения и интерпретации полноазимутальных сейсмических изображений EarthStudy 360 и AVAZ инверсии

40

для изучения трещин и разломов карбонатных коллекторов Средневолжского региона России

LNG | СПГ

Smit Lamnalco Takes the Key Service Role in Papua New Guinea LNG Project

Ключевая роль компании Smit Lamnalco

46

в предоставлении услуг по проекту СПГ в Папуа – Новой Гвинее

FINANCIAL MARKETS | ФИНАНСОВЫЕ РЫНКИ

Looking Back on 2012: for Russia, More Positives than Negatives 2012 год в России в глобальном контексте

49

CORE STUDIES | ИССЛЕДОВАНИЕ КЕРНА

Structure of the Bazhenov Formation Deposits: Consistent Patterns and Variability Строение отложений баженовской свиты: закономерности и изменчивость

54

SPE

SPE Moscow Section Turns 20 Московская секция SPE отметила 20-летие

58

R&D CENTER | НТЦ

Tatneft Set to Launch R&D Center in Skolkovo «Татнефть» создает НТЦ в «Сколково» 4

60

Oil&GasEURASIA

ООО «Производственная фирма «Пакер Тулз» Пакеры для гидравлического разрыва пласта и технологических операций Пакеры для организации раздельной закачки воды и поддержания пластового давления Якори гидравлические Разъединители колонн Контейнеры для глубинных манометров Компоновки скважинного оборудования для ОРЗ, ППД Торцевые фрезы Кольцевые фрезы Контроль качества продукции

115191, г.Москва, Холодильный переулок, д.3, корпус 1, стр.4 тел./факс: +7(499) 502-80-36;(495) 665-69-39 e-mail:contact@packer-tools.ru www.packer-tools.ru

#12 /1 December 2012 / January 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ HONEYWELL USERS GROUP 2012 | КОНФЕРЕНЦИЯ

Honeywell Unveils New Process Control, Automation Technologies at Annual Customer Meet Up Honeywell представляет новые автоматизированные системы контроля

62

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION PUMPS | НАСОСЫ

Practice of Pump Retrofit and Introduction of Energy Saving Technologies for Water Injection Systems 64

Практика модернизации насосных агрегатов и внедрения энергосберегающих технологий для систем ППД PKS | АСУ ТП

TIGF Improves Security and Productivity with Experion Upgrade TIGF повышает безопасность и производительность

66

за счет внедрения системы Honeywell Experion CO-OPERATION | СОТРУДНИЧЕСТВО

KazRosGas: 10 years of Perfect Cooperation Between Russia and Kazakhstan «КазРосГаз»: 10 лет безупречного сотрудничества России и Казахстана

68

DOWNHOLE EQUIPMENT | СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

New Capabilities of Selective Packer Equipment Новые возможности селективного пакерного оборудования

70

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ

TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки

«Пакер Тулз» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

HALLIBURTON . . . . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я страница обложки

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

Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

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 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 Galina Zhuk TRANSLATION Littera Agency, Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

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

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 ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Галина Жук ПЕРЕВОД «Littera», Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

6

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

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

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

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

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Arrow Solutions очистит морские буровые платформы с препаратом ECAD

Developed and manufactured by Arrow Solutions (United Kingdom) ECAD meets the stringent environmental requirements of HOCNF and OCNS for use offshore on board ships and drilling platforms in the North Sea. ECAD is water dilutable and provides operators with an xceptionally versatile cleaning and degreasing solution, which is both effective and economical. Aside from its offshore applications ECAD also has wide ranging applications as a degreaser and cleaner in manufacturing and maintenance applications.

Английская компания Arrow Solutions представляет новый экологически безопасный препарат для очистки морских буровых платформ ECAD (английская аббревиатура: Экологически безопасный препарат для очистки и обезжиривания).

ECAD разработан в соответствии с самыми жесткими требованиями экологической безопасности, выдвигаемыми Согласованной номенклатурой обозначений химических реагентов для применения на морских платформах (HOCNF) и Классификатором морских химических реагентов (OCNS) для использования при добыче нефти в открытом море с кораблей и буровых платформ в Северном море.

ECAD разбавляется, как пресной, так и морской водой и является эффективным и экономичным универсальным средством для очистки и обезж жиривания. Помимо применения на море, средство используют компании, ответственно относящиеся к экологии для очистки и обезжиривания при производстве и техническом обслуживании на суше.

Features ● Excellent environmental profile minimises impact on the aquatic environment. Achieved CEFAS Gold Status. ● CEFAS and HOCNF registered for use in the North Sea oil fields. ● Low odour, solvent free formula makes ECAD ideal for use via hot pressure washers. ● Provides rapid removal of heavy oils, greases, salt, grime and traffic film whilst maintaining a low impact on the environment. ● Highly concentrated offering excellent dilution rates and reduced cost in use. ● Non caustic formula allows application to sensitive metals such as aluminium and zinc plate. ● Also an exceptionally versatile multi surface cleaner.

Belorusneft Introduces New Production Enhancement Technology Using Water Dispersion of Oil Sludge Belorusneft (Belarusian State Oil Company) developed an ecological and safe method for oil slime processing into a water dispersion which can be used to enhance oil recovery.

“Every year the pit of the oil treatment plant of the oil-and-gas production division Rechitsaneft is filled with oil sludge formed in the result of cleanup of tanks, containers and vessels, and also with the highly paraffinic sludge from Production Division Nefteburservice – produced in the result of removal of asphalt-resin-paraffin deposits from the tubing. Introduction of the new technology made it possible to solve the problem of the oil sludge accumulation,” said Anna Makarevich, Head of the labora-

8

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

SOURCE / ИСТОЧНИК: ТARROW SOLUTIONS

Environmental Cleaner and Degreaser for Offshore on Board Ships and Drilling Platforms

Основные особенности ● Благодаря инновационному составу минимизируется влияние на водную среду. ECAD имеет Золотой статус Центра научных исследований в области охраны окружающей среды, рыболовства и аквакультуры (CEFAS). ● Одобрен Согласованной номенклатурой обозначений химических реагентов для применения на морских платформах (HOCNF) и Центром научных исследований в области охраны окружающей среды, рыболовства и аквакультуры (CEFAS) для применения на нефтяных месторождениях в Северном море; ● Слабый запах и отсутствие растворителей в составе делает ECAD идеальным для применения в очистителях для мойки горячей водой высокого давления; ● Средство обеспечивает быстрое удаление нефти, мазута, тяжелых масел, жиров, соли, въевшейся грязи и дорожной пыли, не оказывая влияния на окружающую среду; ● Высокая концентрация средства обеспечивает отличный уровень разведения и уменьшает стоимость использования средства; ● Средство не содержит щелочей, что позволяет применять его на чувствительных металлах, таких, как алюминий и цинк; ● Средство универсально для очистки различных поверхностей.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

tory of BelNIPIneft Institute. “Oil sludge is heated to the free-flowing state, transferred from the pit to a special tank and dispersed mixed with fresh water and a surfactant, after which it is cooled to the ambient air temperature. This process results in production of a low-viscous oil-sludge dispersion characterized by the aggregative stability; it is repacked and transported to the wellheads.”

After it is pumped into the formation, the dispersion penetrates into the most permeable flushed zones of the pore space.

Being warmed up to the formation temperature and mixed with the brine, it loses its stability and

Rosneft, ExxonMobil to Assess the Commercial Production Possibility in Western Siberia Tight Oil Pilot Project In early December Rosneft and ExxonMobil signed a Pilot Development Agreement establishing a joint project to assess the possibility of commercial production of tight oil reserves at the Bazhenov and Achimov formations in Western Siberia.

The companies will set up a JV to run a pilot program and potential commercial production with equity interests of 51 percent for Rosneft and 49 percent for ExxonMobil. Work will be carried out at Rosneft’s 23 license blocks covering a total area more than 10,000 sq. kilometers.

Rosneft and its production subsidiaries will provide staff and access to existing infrastructure.

ExxonMobil will provide financing of up to $300 mln for the pilot program, as well as state-of-the-art technologies and specialists in geology, development and well engineering and completion.

ExxonMobil will also provide production management services for drilling complex horizontal wells so as to evaluate and commercially develop these tight oil reserves.

The pilot program will encompass broad-reaching work across a number of areas, including drilling new horizontal and vertical wells using the latest fracturing technologies, deepening existing wells and re-development of idle wells. The companies also plan to run an advanced core survey programme that will include geomechanical surveys. Drilling will begin in 2013.

Upon completion of the pilot program, Rosneft and ExxonMobil will jointly select blocks for commercial development in 2015. The two companies will draw on their technical and production experience to ensure commercially viable development and potential production growth in Russia’s West Siberian basin.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

В «Белоруснефти» внедряется новая технология повышения нефтеотдачи пластов с применением водной дисперсии нефтешламов В РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» разработан экологичный и безопасный способ переработки нефтешламов в водную дисперсию, применяемую для повышения нефтеотдачи пластов. «Ежегодно амбар установки подготовки нефти НГДУ „Речицанефть“ пополняется нефтешламом, образующимся при зачистке резервуаров, емкостей, сосудов, а также высокопарафинистым шламом

«Роснефть» и ExxonMobil оценят возможности коммерческой добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири В начале декабря ОАО «НК „Роснефть“» и ExxonMobil подписали соглашение об опытной разработке, в рамках которого компании будут вести совместную работу по оценке возможностей коммерческой добычи трудноизвлекаемых запасов нефти баженовской и ачимовской свит в Западной Сибири. Компании создадут совместное предприятие с целью реализации программы опытных работ и возможной последующей коммерческой добычи, в котором «Роснефти» будет принадлежать 51%, а ExxonMobil – 49%. Работы будут вестись на принадлежащих «Роснефти» 23 лицензионных участках общей площадью более 10 тыс. км2. «Роснефть» и ее дочерние производственные подразделения предоставят персонал, а также доступ к существующим объектам инфраструктуры.

ExxonMobil предоставит финансирование в размере до $300 млн на реализацию программы опытных работ, а также современные технологии и специалистов в области геологии, разработки, проектирования и заканчивания скважин, услуги по производственному управлению при бурении сложных горизонтальных скважин, необходимых для оценки и коммерческого освоения этих трудноизвлекаемых запасов. Программа опытных работ предполагает проведение работ по целому ряду направлений, включая бурение новых горизонтальных и вертикальных скважин с современными технологиями гидроразрыва пласта, углубление существующих скважин, повторное освоение бездействующих скважин, реализацию программы специальных исследований керна, включая геомеханические исследования. Бурение начнется в 2013 году. По завершении программы опытных работ в 2015 году «Роснефть» и ExxonMobil совместно выберут для промышленной разработки участки, на которых применение технологического и производственного опыта обеих компаний сможет обеспечить экономически целесообразную коммерческую разработку и возможный рост добычи в Западно-Сибирском бассейне России.

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

9

#12 /1 December 2012 / January 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SPD Maximizes Efficiency of Salym Oil Fields Development

СПД повышает эффективность разработки Салымских месторождений

At the end of November Supervisory Board of Salym Petroleum Development N.V. (SPD) approved the go ahead for a pilot on using new technology that enables to enhance oil recovery by chemical flooding with ASP. The ASP field pilot will be undertaken in the Salym group of fields in Western Siberia in 2013–2015.

ASP is a promising enhanced oil recovery (EOR) method based on injection of alkali, surfactant and polymer targeting at the residual oil that remains undeveloped after a conventional waterflood.

“ASP together with Bazhenov development is an important cornerstone of our strategy based on safe and efficient oil delivery. The successful ASP field pilot enables us to demonstrate the advantages of this technology in practice and to show how we can change the game developing natural resources in significantly more sustainable way.”

SPD CEO Simon Durkin told. “With changes to the fiscal approach a full field project could be attractive to enhance oil recovery, enable to extend fields life cycle and increase production ensuring benefits to the region, oil companies and the government.”

“The technology has the advantage of being able to utilize the existing oil field infrastructure and could be of wider use across the whole region,” added SPD New Technologies Manager Yakov Volokitin.

SPD has been studying ASP technology since 2008, conducting a number of laboratory and field tests together with its shareholders Shell and Gazprom Neft. In 2009, SPD conducted a single well chemical tracer test in West Salym and obtained very positive results that demonstrated that 90 percent of the residual oil saturation after waterflood was mobilized by the ASP flood.

В конце ноября Наблюдательный совет компании «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) одобрил начало пилотного проекта по использованию новой технологии, позволяющей повысить коэффициент извлечения нефти, химического заводнения по технологии АСП. Пилотный проект АСП будет реализован на Салымской группе нефтяных месторождений Западной Сибири в 2013–2015 годах. Технология АСП – перспективный метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. Данный способ позволяет добыть нефть, остающуюся в пластах после использования традиционного метода заводнения. «Использование технологии АСП и разработка Баженовской свиты – важные составляющие стратегии развития нашей компании, приоритетом для которой всегда остаются безопасность и эффективность нефтедобычи. Успех пилотного проекта АСП позволит нам на практике продемонстрировать преимущества новой технологии и показать, что мы можем разрабатывать природные ресурсы максимально рационально. При создании определенных налоговых стимулов полномасштабное применение АСП станет экономически привлекательным способом увеличения нефтеотдачи, позволит продлить срок эксплуатации месторождений и нарастить добычу, что, безусловно, пойдет на пользу и региону, и компаниям, и государству», – отметил Саймон Дюркин, генеральный директор СПД. «Преимущество нового метода состоит и в том, что его можно использовать на существующей инфраструктуре, а позднее начать тиражировать на других месторождениях региона», – добавил начальник Управления новых технологий Яков Волокитин. СПД ведет исследования технологии АСП с 2008 года. Компания провела ряд лабораторных и полевых испытаний совместно со своими акционерами – концерном Shell и «Газпром нефть». В 2009 году прошли испытания на одной скважине на Западно-Салымском месторождении. Результаты проекта продемонстрировали подвижность 90% оставшейся после заводнения нефти.

SOURCE: BELORUSNEFT / ИСТОЧНИК: БЕЛОРУСНЕФТЬ

coagulates with formation of a viscous-plastic material consisting of oil sludge particles stuck together. This material is characterized by a high strength to shearing force, low permeability to water and can act as a water-shutoff or flow diverting screen. Meanwhile, in the result of the dispersion

из ПУ „Нефтебурсервис“ – продуктом очистки насоснокомпрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых отложений. С внедрением новой технологии проблема накопления нефтешламов практически решена», – сообщила заведующая лабораторией института «БелНИПИнефть» Анна Макаревич. – «Нефтешлам нагревают до текучего состояния, отбирают из амбара в cпециальную емкость и диспергируют в смеси пресной воды и ПАВ с последующим охлаждением до температуры окружающего воздуха. В результате образуется маловязкая, агрегативно устойчивая нефтешламовая дисперсия, которую перетаривают и транспортируют к устьям скважин». При закачке в пласт дисперсия поступает в наиболее проницаемые промытые зоны порового пространства. Нагреваясь до пластовой температуры и, смешиваясь с минерализованной пластовой водой, она теряет устойчивость и коагулирует с образованием вязко-пластичного материала, состоящего из слипшихся частиц нефтешлама. Этот материал характеризуется высокой прочностью при сдвиговых усилиях, низкой проницаемостью для воды и может выполнять роль водоизолирующего или потокоот-

10

SOURCE: SPD / ИСТОЧНИК: СПД

● Showing sludge pit after partial sludge withdrawal. ● Шламовый амбар после частичного отбора нефтешлама.

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

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

coagulation, surfactants contained in this dispersion partially transfer to the water phase. In the result, water filtrate obtains surface activity and oil flushing capability.

The process flow for oil sludge dispersion production is adapted to the standard equipment installed at the oil treatment plant of the oil-and-gas production division Rechitsaneft. This plant is under the phased modernization aimed at improvement of the process reliability and efficiency.

The technology testing started in 2010. Economic effect is achieved due to the reduction of the oil sludge level in the pit, improvement of the environmental situation and additional oil recovery. In the current year, 2,500 tons of oil sludge was taken from the pit and 5,000 cubic meters of dispersion was produced, which has been used for oil recovery improvement at the Byelorussian oil fields. Last year, additional 1,350 tons of oil were recovered with the help of this chemical produced from the waste.

This new technology attracted interest of a number of foreign companies which also face an oil sludge problem.

Thus, laboratory experiments showed that the proposed method is suitable for processing of the oil sludge accumulated at the Kazakh field Zhetybay.

клоняющего экрана. В то же время, при коагуляции дисперсии содержащееся в ней ПАВ частично переходят в водную фазу. В результате водный фильтрат приобретает поверхностную активность и нефтеотмывающую способность. Технологическая схема получения нефтешламовой дисперсии адаптирована к стандартному оборудованию, которым снабжена установка подготовки нефти НГДУ «Речицанефть». Ведется ее поэтапная модернизация с целью повышения надежности и производительности процесса. Испытания технологии начались в 2010 году. Экономический эффект достигается вследствие снижения уровня нефтешлама в амбаре, улучшения экологической обстановки и извлечения дополнительной нефти. Только в текущем году из амбара отобрано 2,5 тыс. тонн нефтешлама и изготовлено 5 тыс. м³ дисперсии, которая использована в мероприятиях по ПНП на белорусских нефтяных месторождениях. В прошлом году с помощью этого реагента, полученного из отходов, дополнительно добыто 1,35 тыс. тонн нефти. Новая разработка вызвала интерес ряда зарубежных компаний, где существует проблема утилизация нефтешламов. В частности, лабораторные эксперименты показали, что предлагаемый способ подходит для переработки нефтешлама с казахстанского месторождения Жетыбай.

International oilfield services company, Expro, has officially launched its well integrity software solution at this year’s SPE ICoTA European Well Intervention Conference, in Aberdeen.

SafeWells is a software solution specifically developed

by Expro as an effective well integrity data management system. It monitors and reports on well integrity performance and has been successfully deployed by major operators globally.

SafeWells provides a view of current and well integrity status and problems, and allows for tracking of remedial actions as issues arise. Operators can therefore plan their well intervention programme safe in the knowledge that they are compliant with their policies, while being able to demonstrate their effeciveness at monitoring and tracking their wells’ status.

Benefits of SafeWells: ● ●

Integrity compliance Visible corporate and social responsibility;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE / ИСТОЧНИК: EXPRO

Expro Launches SafeWells Well Integrity System

Компания Expro выпустила систему целостности скважин SafeWells Международная компания нефтепромыслового обслуживания Expro официально объявила о выпуске программного комплекса по обеспечению целостности скважин на европейской конференции этого года по внутрискважинным работам Международной Койлтюбинговой Ассоциации (ICoTA) Общества инженеров-нефтяников (SPE) в Абердине.

SafeWells – это программный комплекс, специально разработанный компанией Expro для использования в качестве эффективной системы управления данными по целостности скважин. Она отслеживает состояние скважины и предоставляет информацию о ее целостности; эта система успешно используется крупными операторами в разных странах мира. Комплекс SafeWells обеспечивает картину текущего состояния скважины и ее целостности, а также позволяет отслеживать действия по устранению возникающих проблем. Таким образом, компании-операторы могут планировать программу внутрискважинных работ с уверенностью, что эти работы будут соответствовать общей политике компаний; при этом они могут показывать эффективность таких работ путем мониторинга состояния скважины. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Spotlight on Arctic Technology Winners Announced The Arctic Technology Conference (ATC), which took place at the beginning of December 2012 in Houston, announced two companies to receive the inaugural 2012 Spotlight on Arctic Technology Award recognizing innovative new products that provide significant impact for Arctic exploration and production.

Congratulations to the award recipients!

Under-Ice Towed Marine Streamer To eliminate traditional risks and time constraints associated with acquiring data in challenging, ice-covered environments, ION developed a custom under-ice towed marine streamer technology to allow for the safe and efficient collection of commercial grade seismic data. The unique solid design is calibrated for high latitude operations to withstand extreme temperatures and pole magnetics without any degradation to the equipment or data quality. The operation uses a dual-vessel system and polarclass icebreaker to clear a path for the seismic vessel, while the proprietary towing arrangement deflects the remaining ice from damaging the cables in tow. The streamer steering system keeps streamer cables within the planned fairway and, if necessary, steers around or beneath large ice bodies near the vessel. These systems allow the vessel operator to keep the streamer cables in the water despite storm-induced wind gusts in excess of 100 knots and have enabled the acquisition of data further north than ever before while dramatically extending the traditional season.

SOURCE / ИСТОЧНИК: ION

#12 /1 December 2012 / January 2013

Объявлены победители конкурса «В фокусе – арктические технологии» На Конференции по арктическим технологиям, прошедшей в начале декабря 2012 года в Хьюстоне, две компании были объявлены победителями конкурса «В фокусе – арктические технологии-2012» в знак признания новых инновационных разработок, которые вносят значительный вклад в разведку и разработку месторождений Арктики. Поздравляем победителей!

Буксируемая подо льдом сейсмоприемная коса Для устранения традиционных рисков и временных ограничений, связанных с получением данных в сложной обстановке под слоем льда, компания ION разработала специальную технологию буксируемой подо льдом сейсмоприемной косы, которая должна обеспечить безопасный и эффективный сбор сейсмических данных коммерческого качества. Уникальная прочная конструкция приспособлена для работ в высоких широтах с тем, чтобы выдерживать экстремальные температуры и влияние магнитного полюса без ущерба оборудованию или качеству данных. В работах используется система спаренных судов и полярный ледокол для расчистки пути для сейсморазведочного судна, в то время как запатентованное буксирное устройство отклоняет оставшийся лед, чтобы он не повредил буксируемые кабели. Система рулевого управления сейсмоприемной косы удерживает кабели косы в пределах запланированного фарватера и, если требуется, проводит вокруг или под крупными ледяными образованиями рядом с судном. Эти системы позволяют оператору судна удерживать сейсмоприемные косы в воде, несмотря на порывы штормового ветра, превышающие 100 узлов, а также регистрировать данные в более северных районах, при этом также значительно удлиняется рабочий сезон.

Aqua MTM (Magnetic Tomography Method)

The Aqua MTM (Magnetic Tomography Method) Technology developed by R&D Center “Transkor-K” (Russia) in joint effort with PETRONAS (Malaysia) is intended for a metal stress-deformed state assessment of offshore ferromagnetic pipelines of any purpose.

It is based on remote registration of a pipeline background magnetic field using subsea Remote Operated Vehicle (ROV). The technology allows carrying out an inspection of 100 percent of pipelines’ length while guaranteeing probability of stress-deformed state anomalies detection (POD) >80 percent.

The MTM inspection advantages are: ● remote measurements from up to 15 pipe diameters from its axis; ● no change in pipeline operation mode required; SOURCE: TRANSKOR-K ● pipeline is not affected in any way; ИСТОЧНИК: ТРАНСКОР-К ● no prior preparation of the pipeline for inspection necessary; ● detection of pipe sags, strains, and twists; As the result of inspection the following information is furnished: ● location (longitudinal, GPS coordinate); ● an assessment of danger degree (deviation of a pipe material stressdeformed state for each defective area is reported, period of accident free operation is estimated, safe working pressure for each anomaly area in the pipeline is determined); ● absolute value of local stress in pipe material.

12

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

Aqua MTM (Метод магнитной томографии) Технология Aqua MTM (метод магнитной томографии), разработанная НТЦ «Транскор-К» (Россия) совместно с компанией PETRONAS (Малайзия), предназначена для оценки напряженно-деформированного состояния металла морских ферромагнитных трубопроводов различного назначения. Она основана на дистанционной регистрации фонового магнитного поля трубопроводов с использованием подводного дистанционно управляемого аппарата (ROV). Данная технология позволяет проводить инспекцию 100% общей протяженности трубопровода при гарантированной вероятности выявления аномалий, связанных с напряженно-деформированным состоянием >80%. Преимущества технологии инспектирования MTM: ● дистанционные измерения на расстоянии до 15 диаметров трубы от ее оси; ● не требуется никаких изменений рабочего режима трубопровода; ● отсутствие какого-либо воздействия на трубопровод; ● отсутствие необходимости какой-либо подготовки трубопровода к инспекции; ● обнаружение провисания, растяжения и изгиба трубы. В результате инспекции предоставляется следующая информация: ● место (продольное, координаты GPS); ● оценка степени опасности (сообщается об отклонении напряженнодеформированного состояния материала трубы в каждой зоне дефекта, оценивается возможный период безаварийной работы, определяется безопасное рабочее давление для каждого аномального участка трубопровода); ● определяется абсолютное значение местного напряжения в материале трубы.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

● ● ● ● ●

Demonstrable safety performance; Flexible configuration; Expro specialist well integrity support; Enhanced data management; Comprehensive reporting.

SafeWells is fully configurable to allow multiple parts to be added or removed from the tree/well. An intuitive traffic light system is used to give an instant visual overview of the system status and quickly highlights the potential problem areas. Any number of activities such as well integrity tests, valve replacements, annulus top-up or echo tests can be added to the system and scheduled according to company procedures. Trend reports can be generated for any numerical data.

Who should be using SafeWells?

SafeWells is a product which can be used by anyone that owns a well and wants to monitor the integrity of that well. It makes no difference whether this is surface or subsea, onshore or offshore, producer or injector, flowing or shut-in, producing or abandoned. SafeWells can be used by all operators.

KONGSBERG Unveils Advanced Operations Monitoring Solution for Wide and Multi Azimuth Seismic Surveys KONGSBERG introduced a new concept designed to enhance safety and efficiency for multi vessel seismic surveys. By utilizing the SIMOPS technology developed for complex Marine Operations involving offshore oil and gas platforms and vessels, SIMOPS for SeismicTM is a great tool and aid in planning, monitoring and managing complex seismic operations such as wide or multi azimuth surveys. The integral, highly reliable wireless broadband network enables exchange of live HD video and provides critical information between the different vessels.

SIMOPS gives a clear and consistent operational overview on-board the vessels involved and also integrates with AIS (Automatic Identification System) to include third party vessels in the operational overview. SIMOPS exchanges data between the participating vessels in a seismic operation (seismic vessels, gun boat, workboat, chase boat). As an

● Typical scenario in a seismic survey; shows ‘no go zone’ in red and work areas are defined in blue for the work and chase boats. The areas are defined in real-time with SIMOPS and all vessels SOURCE / ИСТОЧНИК: KONGSBERG in the operation receive this information at the same time. ● Типичный сценарий сейсмических исследований: «запретная зона» показана красным, а рабочие участки показаны голубым для вспомогательных судов и судов слежения. Участки выделяются системой SIMOPS в реальном времени, и все задействованные в операциях суда получают эту информацию одновременно. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Преимущества комплекса SafeWells: ● соответствие состояния скважины необходимым требованиям; ● очевидность корпоративной и социальной ответственности; ● наглядность безопасной работы; ● гибкая конфигурация; ● сопровождение, осуществляемое специалистом компании Expro по целостности скважин; ● усовершенствованное управление скважиной; ● комплексная отчетность. Программный комплекс SafeWells полностью реконфигурируем, что позволяет добавлять или удалять различные компоненты фонтанной арматуры/скважинного оборудования. Используется наглядная система «Светофор», которая позволяет дать мгновенный вид состояния системы и быстро высвечивать участки потенциальных проблем. В систему могут добавляться любые виды операций, такие как испытания технического состояния скважины, замена клапанов, долив раствора в затрубное пространство или эхо-тесты, и планироваться в соответствии с порядком работ компании. Для любого объема численных данных могут строиться трендовые отчеты.

Кому следует использовать комплекс SafeWells?

SafeWells – это продукт, который может использоваться любым владельцем скважины, который хочет следить за целостностью этой скважины. Для применения данного продукта неважно, где производятся работы – на поверхности или на дне моря, на суше или на море, является скважина добывающей или нагнетательной, фонтанирующей или закрытой, добывающей или ликвидированной. Комплекс SafeWells можно использовать всем операторам.

KONGSBERG выпускает улучшенное решение для мониторинга работ в широкоазимутальной и многоазимутальной сейсмосъемке Компания KONGSBERG представила новую концепцию, разработанную для улучшения безопасности и эффективности сейсмосъемки, проводимой с нескольких судов. Благодаря использованию технологии SIMOPS, разработанной для комплексных морских работ с применением морских нефтегазовых платформ и судов, система SIMOPS для SeismicTM является подходящим инструментом и средством для планирования, мониторинга и управления комплексными сейсмическими операциями, такими как широкоазимутальная или многоазимутальная сейсмосъемка. Объединенная сверхнадежная беспроводная широкополосная сеть позволяет проводить обмен видео в реальном времени с высокой четкостью (HD) и обеспечивает передачу наиболее важной информации между несколькими судами. Система SIMOPS предоставляет четкий и устойчивый оперативный обзор на борту судов, занятых в операциях, а также объединяется с системой автоматической идентификации AIS для включения в оперативный обзор сторонних судов. Система SIMOPS осуществляет обмен данными между судами, занятыми в сейсмических операциях (сейсморазведочные суда, суда с источниками волн, вспомогательные Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#12 /1 December 2012 / January 2013

example – a stabilized camera on a work boat can provide live pictures on-board the mother vessel by utilizing the SIMOPS integral wireless “highway”.

Further, the optimized user interface and display areas have overlays that in addition to navigation charts, objects and vessels can display updated ice charts and specialized information such as seabed maps relevant to the survey area.

The data is managed through a SIMOPS interface on-board the master vessel and any other participating SIMOPS enabled vessel will instantly share the same information. SIMOPS also has provision for the information to be monitored at other locations for instance at shore.

суда и так называемые суда слежения). Так, например, камера, закрепленная на вспомогательном судне, может передавать изображения в режиме прямой трансляции на борт основного судна, используя объединенный беспроводной информационный тракт SIMOPS. Кроме того, оптимизированный пользовательский интерфейс и области отображения имеют накладные элементы, которые могут отображать на морских сооружениях и судах помимо навигационных карт обновленные ледовые карты и специальную информацию, например, карты морского дна для участков исследований. Управление данными осуществляется через интерфейс SIMOPS на борту основного судна, и все остальные участвующие в работах суда, использующие систему SIMOPS, будут

Stockholm Precision Tools Renew Their Line of Innovative Instruments

Stockholm Precision Tools обновляет линейку инновационных приборов

In the middle of November in Stockholm, Stockholm Precision Tools AB presented innovative developments of navigation and measuring systems for directional surveys in the oil-and-gas and the mining industry. Several new technical solutions for precise directional survey were presented: continuous gyroscopic inclinometer GyroTracer Directional™, fiber-optic inclinometer GyroLogic™, and an upgraded portable calibration stand for downhole equipment - SPT AB Universal Calibration Stand.

“First-generation gyroscopic inclinometers from Stockholm Precision Tools AB provided single-shot surveys. They had small outer dimensions, low power consumption, and were characterized by reliability and manufacturability. At present we are ready to supply a device GyroTracer Directional™ which functions in a continuous survey mode and has the same small dimensions and high survey accuracy. In addition, we are proud to present our new product – high-precision inclinometer GyroLogic™ for ore holes, which is based on optical fiber and has small dimensions; this instrument has no analogs in the world,” noted Orlando Rene Ramirez, General Director of the Company at the presentation ceremony.

According to Ramirez, late in the third quarter of 2012, the Company finalized the work on preparation of the design and operational documentation, launched the production of new instruments, performed the necessary downhole tests and commissioned the products. Now the Company is ready to arrange presentations of new instruments at its subsidiaries.

В cередине ноября компания Stockholm Precision Tools AB презентовала в Стокгольме инновационные разработки инклинометрических навигационных измерительных систем для нефтегазовой и горнорудной промышленности. Было представлено несколько новых технических решений для точной инклинометрии: непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™, волокно-оптический инклинометр GyroLogic™, обновленный мобильный калибровочный стол для скважинного оборудования SPT AB Universal Calibration Stand. «Гироскопические инклинометры Stockholm Precision Tools AB первого поколения работали в точечном режиме, имели малые габариты, малое энергопотребление, надежность, технологичность. На сегодняшний день мы готовы поставлять прибор GyroTracer Directional™, работающий в непрерывном режиме съемки и имеющий те же малые габариты и высокую точность съемки. Кроме того, наша гордость – новая разработка высокоточный инклинометр GyroLogic™ для рудных скважин, работающий на основе оптоволокна и имеющий малые габариты, который не имеет аналогов в мире», – отметил на церемонии презентации генеральный директор компании Орландо Рене Рамирез. По словам Рамиреза, в конце третьего квартала 2012 года компания завершила финальные работы по разработке конструкторской и эксплуатационной документации, освоение производства новых приборов, изготовление, проведение необходимых скважинных испытаний и сдачу в эксплуатацию. Сегодня компания готова провести презентацию новых приборов дочерних офисах.

SOURCE / ИСТОЧНИК: SPT

14

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

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

Weatherford Wins Best Completion Technology at the 2012 World Oil Awards Gala The 11th annual World Oil awards ceremony was held in Houston, Texas to honor the upstream energy industry’s top innovators and innovations. This year, SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD Weatherford was a ● Eric Blanton, Director – Lower finalist in five out of Completions, (left)accepts the award on the 16 categories, behalf of Weatherford. taking home the ● От лица компании Weatherford “Best Completion награду получал Эрик Блантон, директор Technology” Award, Департамента заканчивания нижних for the i-ball™ интервалов скважин. multi-zone fracturing sleeve. It’s worth to mention, the i-ball system not only won, but was the only technology named as a finalist in more than one category.

The i-ball fracturing sleeve eliminates downhole pressure buildup and associated logistics and storage concerns by using one ball and seat size for all sleeves in the lateral casing string. Zones are fractured one at a time, which greatly reduces frictional forces and allows for a more efficient frac at each zone. The i-ball sleeve is an alternative to the common industry method of plug and perf, and helps to maximize proppant delivery and ultimately production.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ мгновенно получать эту информацию. В системе SIMOPS предусмотрена также возможность отслеживания информации в других точках, например, на берегу.

Weatherford стал победителем в номинации «Лучшая технология заканчивания» премии World Oil Awards В Хьюстоне (Техас, США) прошла торжественная церемония награждения лучших компаний-новаторов и инновационных разработок в области добычи в рамках 11-й ежегодной отраслевой премии World Oil Awards. В этом году компания Weatherford стала финалистом в 5 из 16 номинаций и увезла заслуженную награду за лучшую технологию заканчивания, представив муфту i-ball™ для многопластового ГРП. Стоит отметить, что система i-ball не только завоевала победу, но и стала единственной технологией, объявленной финалистом в более чем одной номинации. Муфта для ГРП i-ball предотвращает повышение давления в скважине и позволяет избежать дополнительных проблем с транспортировкой и хранением благодаря использованию единого размера шара и седла для всех муфт в обсадных колоннах горизонтальных скважин. Пласты разрываются поочередно, что способствует значительному снижению сил трения и позволяет осуществить более качественный гидроразрыв каждой зоны. I-ball – это альтернатива распространенному в отрасли методу установки пробок и осуществления перфораций, которая помогает увеличить количество закачиваемого расклинивающего агента (проппанта) и способствует повышению добычи.

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

15

STATISTICS | СТАТИСТИКА Russian Natural Gas Exports 2000–2012 / Экспорт природного газа Российской Федерацией за 2000–2012 Natural Gas / Природный газ Average Export Price, $ per bcm Including / В том числе Средние экспортные цены, To non-CIS countries / В To CIS countries / В страны $ за 1 тыс. м3 страны дальнего зарубежья СНГ

Total / Всего

Volume, bcm / Cost, $ million / количество, млрд м3 стоимость, $ млн 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 I quarter / квартал 2011 II quarter / квартал 2011 III quarter / квартал 2011 IV quarter / квартал 2011 2012 I quarter / квартал 2012 II quarter / квартал 2012

Volume, bcm / количество, млрд м3

Volume, bcm / количество, млрд м3

Total / Всего

193,9 180,9 185,5 189,4 200,4 209,2 202,8 191,9 195,4 168,4 177,8 189,7

16 644,1 17 770,0 15 897,3 19 980,9 21 853,2 31 670,5 43 806,2 44 837,4 69 107,1 41 971,4 47 739,3 64 290,1

134,0 131,9 134,2 142,0 145,3 161,7 161,8 154,4 158,4 120,5 107,4 117,2

59,9 48,9 51,3 47,3 55,1 47,5 41,0 37,5 37,0 47,9 70,4 72,5

85,84 98,25 85,69 105,51 109,05 151,36 216,00 233,66 353,69 249,27 268,48 338,88

57,6

16 553,3

29,5

28,1

287,39

47,6

15 839,3

31,3

16,4

332,48

34,8

12 407,9

23,1

11,7

356,44

49,7

19 489,6

33,4

16,3

392,42

53,7

18 853,7

34,7

19,0

350,89

39,1

13 743,9

24,9

14,1

351,71

SOURCE / ИСТОЧНИК: CENTRAL BANK OF RUSSIAN FEDERATION

Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

June Июнь

July Июль

August Август

September Сентябрь

October Октябрь

November Ноябрь

December Декабрь

Latin America / Латинская Америка

435

415

417

411

412

398

414

Europe / Европа

115

110

118

124

124

127

136

Africa / Африка

106

105

111

108

104

102

102

Middle East / Ближний Восток

400

401

388

381

377

394

363

Asia Pacific / АТР

229

233

227

230

242

246

238

Canada / Канада

227

307

316

355

365

385

353

U.S. / США

1 972

1 945

1 913

1 859

1 834

1 809

1 784

Total World / В мире

3 484

3 516

3 490

3 468

3 458

3 461

3 390

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 423 119 96 356

171

177

197

225

228

241

252

243

269

256

241

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 1 919 3 518

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

16

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Russian Oil Products Exports 2000–2012 / Экспорт нефтепродуктов Российской Федерацией за 2000–2012 Oil Products / Нефтепродукты Average Export Price, $ per bcm Including / В том числе Средние экспортные цены, To non-CIS countries / В To CIS countries / В страны $ за 1 тыс. м3 страны дальнего зарубежья СНГ

Total / Всего

Volume, bcm / Cost, $ million / Количество, млрд м3 Стоимость, $ млн 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 I quarter / квартал 2011 II quarter / квартал 2011 III quarter / квартал 2011 IV quarter / квартал 2011 2012 I quarter / квартал 2012 II quarter / квартал 2012

Volume, bcm / Количество, Volume, bcm / Количество, млрд м3 млрд м3

Total / Всего

62,6 63,3 75,5 77,7 82,4 97,1 103,5 112,3 118,1 124,5 133,2

10 918,8 9 374,5 11 253,2 14 060,0 19 269,1 33 806,5 44 671,7 52 227,6 79 885,6 48 144,9 70 471,1

59,0 60,8 72,9 74,2 78,3 93,2 97,7 105,5 107,8 115,5 126,8

10 150,8 8 831,7 10 826,7 13 420,1 18 288,2 32 376,1 4 199,9 49 054,1 72 697,2 44 781,6 66 837,9

174,53 103,0 119,8 132,9 105,5 119,0 104,8 108,1 102,1 107,2 86,9

31,7

20 399,9

29,6

19 063,1

94,9

30,7

23 595,4

28,1

21 734,5

88,2

35,1

26 263,9

32,2

24 198,1

107,7

34,5

25 450,7

30,3

22 559,2

89,3

33,9

25 627,7

29,7

22 876,9

100,3

34,0

26 324,2

29,2

23 212,0

104,0

SOURCE / ИСТОЧНИК: CENTRAL BANK OF RUSSIAN FEDERATION

Top 25 Oil&Gas Majors / 25 крупнейших нефтегазовых компаний, 2012 Company / Компания

Oil Production, million bpd Объем добычи (нефть), млн барр./сут

Saudi Aramco Gazprom / «Газпром» National Iranian Oil ExxonMobil PetroChina BP Royal Dutch Shell Pemex Chevron Kuwait Petroleum Corp.

Abu Dhabi National Oil Co. Sonatrach Total Petrobras Rosneft / «Роснефть» Iraqi Oil Ministry Qatar Petroleum LUKOIL / «ЛУКОЙЛ» Eni Statoil ConocoPhillips Petroleos de Venezuela (PDVSA) Sinopec Nigerian National Petroleum Petronas

12,5 9,7 6,4 5,3 4,4 4,1 3,9 3,6 3,5 3,2 2,9 2,7 2,7 2,6 2,6 2,3 2,3 2,2 2,2 2,1 2,0 1,9 1,6 1,4 1,4

SOURCE / ИСТОЧНИК: FORBES

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

17

#12 /1 December 2012 / January 2013

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

November 2012 October 2012 Ноябрь 2012 Октябрь 2012

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

November 2011 Ноябрь 2011

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

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

42 911,9

44 181,7

-2,9

42 348,2

1,3

473 629,8

23 044,6

21 718,8

6,1

21 175,3

8,8

242 401,1

19 266,4

20 030,6

-3,8

20 617,1

-6,6

219 648,4

23 109,7

21 523,9

7,4

20 774,7

11,2

242 318,0

Change for a year (%) Изменение за год (%) 10,2 6,0 6,8 23,0

From the beginning of 2012 (1,000 tons) / С начала 2012 года (тыс. т) 34 706,5 63 247,8 67 673,0 9 442,5

Main oil products production / Производство основных нефтепродуктов Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т) Petrol / Бензин Diesel / Дизтопливо Heating oil / Топочный мазут Jet fuel / Авиакеросин

November 2012 October 2012 Ноябрь 2012 Октябрь 2012 3 302,2 6 022,0 6 529,1 799,7

3 043,6 5 494,9 6 159,3 725,0

Change for a month (%) Изменение за месяц (%) 8,5 9,6 6,0 10,3

November 2011 Ноябрь 2011 2 995,8 5 680,0 6 115,0 649,7

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

November 2012 October 2012 Ноябрь 2012 Октябрь 2012

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

November 2011 Ноябрь 2011

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

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

57 579,1

54 105,9

6,4

60 163,5

-4,3

589 305,4

42 162,6

39 126,2

7,7

45 785,4

-7,9

433 143,1

43 157,8

36 462,8

18,3

52 533,2

-17,9

403 975,6

15 294,3

14 858,2

2,9

17 856,6

-14,4

166 354,1

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

November 2011 Ноябрь 2011

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

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

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

November 2012 October 2012 Ноябрь 2012 Октябрь 2012 31 501,2

32 005,9

-1,6

32 053,1

-1,7

320 847,1

28 902,6

28 305,6

2,1

27 437,2

5,3

286 526,1

11 473,1

11 113,4

3,2

8 488,2

35,1

114 441,5

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

November 2011 Ноябрь 2011

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

From the beginning of 2012 С начала 2012 года

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)

November 2012 October 2012 Ноябрь 2012 Октябрь 2012

93 900,0

88 800,0

5,7

96 200,0

-2,4

957 700,0

53 700,0

39 500,0

35,9

58 900,0

-8,8

433 600,0

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

18

Oil&GasEURASIA

HYDROENERGY

RusHydro Modernization Quest Faces Challenges in Volga-Kama Basin

Lada Ponomareva

I

n October 2012 the RF Federal Tariff Service stated that the average tariff on electric power companies in 2013 will increase to approximately 15 percent.

Tariff increases occur every year and, according to the opinion of industry analysts, power generation in Russia is still a profitable business. However, power companies’ infrastrucure is out of date and requires a significant overhaul or, in some cases, complete replacement of equipment. This, in turn, will require significant investment that will result in an increase in electricity rates for the population over time, as power generation companies pass the higher cost of producing electricity on to consumers.

Speaking on radio station “City-FM”, the Chairman of the State Duma Committee on the energy sector, Ivan Grachev, indicated two possible ways of addressing the issue of rising electricity costs: “Either people themselves pay for the whole modernization of the system, for all of the accumulated problems, or the state will defray a significant part of these costs. For the time being, the dominant viewpiont in the government and in the state power (the governing party) is that this burden should be placed on people. <...> However, the attempts to throw everything on the population, resulting in the steady rise of electricity rates are doomed to failure. Consequently, the system will continue degrading.” Russia’s power generation sector faces not only a lack of funding for modernization, another problem has unexpectedly appeared.

Moratorium on HPPs? As market prices for oil and gas grow steadily, a particularly valuable characteristic of the hydropower industry is that it uses water – a renewable and clean natural resource. Hydropower plants (HPPs) don’t produce ash, or

20

С

редний рост тарифов на электроэнергию в 2013 году составит около 15%, сообщила в октябре 2012 года Федеральная служба по тарифам. Такое повышение происходит каждый год, и, по мнению аналитиков отрасли, заниматься генерацией энергии в России становится все более и более прибыльно. Но нужно принять во внимание, что инфраструктура генерирующих компаний сильно изношена, и на многих объектах требуется капитальный ремонт или полная замена оборудования. Для всего этого нужны немалые средства, вложение которых и отразится на росте тарифов для населения. Выступая на радиостанции «Сити-FM», председатель Комитета Госдумы по энергетике Иван Грачев наметил два возможных пути решения этого вопроса: «Либо граждане оплачивают всю модернизацию, все накопленные проблемы, либо существенную часть этих расходов берет на себя государство. Пока доминирующая точка зрения в правительстве и во власти, в правящей партии заключается в том, что все надо сбросить на граждан. <...> Попытка все свалить на население, которая ведет к методичному росту тарифов, все равно обречена на провал. В результате система как деградировала, так и будет деградировать». Однако тормозить развитие энергогенерирующей отрасли может не только отсутствие необходимых средств у населения. Появляется другая проблема, и с совершенно неожиданной стороны.

Мораторий на ГЭС? Сейчас, когда цены на топливном рынке постоянно растут, особенно ценным свойством гидроэнергетики является то, что она использует воду – возобновляемый природный ресурс. К тому же ГЭС не выбрасывают золы, оксидов серы и азота, как, например, это происходит на тепловых электростанциях. Но, тем не менее, существует проблема с так называемым термином «environmentally Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

Модернизационная головоломка «РусГидро» сталкивается с трудностями в Волго-Камском бассейне

Лада Пономарева

PHOTO: ALEXANDER POPOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР ПОПОВ

discharge greenhouse gases like sulfur or nitrogen oxides into the atmosphere, as happens, for example, at thermal power plants. However, there is a problem with being “environmentally friendly”. Most ecologists are actively supporting a moratorium on construction of new HPPs on lowland rivers, as well as on modernization of existing plants. This radical position is explained, according to Sergei Simak, an ecologist and a member of the Public Chamber, by the fact that “for realization of any commercial project, it is necessary to determine the benefit and cost balance of this project. Global practices prove that hydropower plants' construction on lowland rivers provides much less benefits than costs”. Among other hindrances to the development of the hydropower industry, environmentalists note such things as deforestation, flooding of both agricultural and residential territories, appearance of an immense number of swamps in the HPP’s area of operation and many others.

As an alternative solution to this problem, environmentalists suggest building HPPs on mountain rivers, which would add increased transportation costs to the electric power price, and as a result these power stations might be unprofitable from the start. “Water storage reservoirs are required in residential areas,” thinks Alexander Remezentsev, General Director of Povolzhye Power Engineering Center (general designer of the Cheboksary hydroelectric generating system). Mikhail Fedorov, a member of the Russian Academy of Sciences, is of the same opinion: “We should not consider the hydraulic power systems as sources of power generation only and evaluate their efficiency based on this approach. They are integrated facilities intended to fulfill versatile tasks.” Another advantage of “lowland” HPPs is the regional development factor, since construction of these plants would create jobs, lead to infrastructure development and expansion of industrial facilities. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

friendly» (англ., дословно – «дружелюбный к природе»). Большинство экологов сейчас активно выступают за мораторий на строительство новых ГЭС на равнинных реках и модернизацию уже существующих. Такая крайняя точка зрения объясняется, по словам эколога Сергея Симака и члена Общественной палаты, тем, что «при реализации любого экономического проекта нужно определять баланс выгод и издержек. Мировая практика уже показала, что при строительстве водохранилищ на равнинных реках издержки многократно превышают выгоду». Среди других минусов от развития гидроэнергетики защитники природы отмечают такие очевидные факторы, как вырубка лесов, затопление как сельскохозяйственных, так и жилых территорий, появления огромного количества болот в зоне деятельности ГЭС и многое другое. В качестве альтернативного решения проблемы экологи предлагают строить ГЭС на горных реках, что добавит к цене на электроэнергию дорогостоящую транспортировку и сделает такие станции нерентабельными уже с самого начала. «Водохранилища нужны там, где живут люди», – считает Александр Ремензенцев, генеральный директор ОАО «ИЦЭ Поволжья» (генеральный проектировщик Чебоксарского гидроузла). Такого же мнения придерживается академик РАН Михаил Федоров: «Нельзя рассматривать гидроузлы только как источники выработки электроэнергии и оценивать их эффективность, исходя из этого. Это комплексные сооружения, решающие многогранные задачи». В качестве еще одного плюса за «равнинные» ГЭС выступает фактор регионального развития, так как это новые рабочие места, появление инфраструктуры, расширение промышленной базы. Согласно данным, приведенным на сайте компании «Русгидро» (www.rushydro.ru), в России на сегодняшний день задействовано 102 крупных ГЭС, мощностью более 100 МВт и ежегодной выработкой электроэнергии в 165

21

#12 /1 December 2012 / January 2013

HYDROENERGY

● Ecologists claims that HPP construction causes detrimental changes to natural environmental conditions. In photo: construction of Boguchany HPP. ● Строительство ГЭС в значительной степени меняет природные условия вокруг себя, что заставляет экологов бить тревогу. На фото: строительство Богучанской ГЭС.

According to data from RusHydro (www.rushydro.ru), currently 102 large HPPs are in operation in Russia, with a total capacity of 100 MW and annual electric power production of 165 billion kW.h. According to statistics of the RF Ministry of Energy (Minenergo), the hydropower industry portion of the total energy balance of the country does not exceed 21 percent (68 percent of power generation comes from thermal power plants, and 11 percent from nuclear).

Furthermore, Russia's water potential is only 20 percent devel-

Volgo-Kama Cascade Scheme (The Biggest HPPs) Схема Волжско-Камского каскада (крупнейшие ГЭС)

млрд кВт.ч. По статистике Министерства энергетики РФ (Минэнерго), доля гидроэнергетики в общем энергетическом балансе страны не превышает 21% (68% приходится на тепловые электростанции, 11% – на атомные), а гидропотенциал освоен примерно на 20%, тогда как в развитых странах этот показатель составляет 70-95%. Это означает, что в России речной потенциал используется далеко не полностью, а при наличии на территории страны более 2,5 млн рек можно электрифицировать самые удаленные регионы, используя энергию как больших ГЭС, так и мини-станций, которые могут работать на нужды небольших поселков или отдельных предприятий, что значительно сократит расходы на доставку энергии до конечного потребителя.

St. Petersburg Санкт-Петербург

Не проплыть Rybinsk / Рыбинская

Uglich / Угличская

Cheboksary Чебоксарская

Волга

Kazan Казань

Nizhny Novgorod Нижегородская

Saratov / Саратовская Don /

Votkinsk Воткинская Nizhnekamsk Нижнекамская

Zhiguli / Жигулевская Samara Самара

Saratov Саратов

Дон

Volgograd Волгоград

22

Vol ga

/ Во

лга

Moscow Москва

Volga /

Perm Пермь

Kam a

/ Ка ма

Kama / Камская

Volga / Волжская

Карта на странице 22 представляет схему Волжско-Камского каскада, комплекса гидростанций, построенных в Волго-Камском речном бассейне. Среди них такие крупные станции как Угличская ГЭС, Рыбинская, Нижегородская, Чебоксарская, Жигулевская, Волжская, Саратовская, Воткинская, Камская и Нижнекамская ГЭС, а также ряд малых ГЭС. На сегодняшний день самые оживленные дискуссии между общественностью, экологами и сторонниками ГЭС ведутся именно вокруг этого объекта. Для России это крупнейший глубоководный путь по стране, длина которого составляет около 6,5 тыс. км, и одна из главных задач каскада заключается в обеспечении движения судов, как пассажирских, так и грузовых, в том числе и нефтяных танкеров. Однако сейчас этот проект по созданию Единой глубоководной системы Европейской части России, которая, в свою очередь, включена в международный транспортный коридор «СеверЮг», не может быть реализован до конца. Причина заморозки заключается в том, что на каскаде не Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

PHOTO: ALEXANDER POPOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР ПОПОВ

oped, compared to 70-95 percent exploitation in developed countries. This means that Russian rivers are by far insufficiently utilized. Given that there are over 2.5 million rivers on the territory of the country, it could be possible to electrify the farthest remote areas using power from both large HPPs and mini-stations that could satisfy the power needs of small villages or particular enterprises. All of this could reduce the costs of power delivery to the end consumers.

Troubled River The map on page 22 shows the layout of hydroelectric power plants built in the Volga-Kama river basin – VolgaKama cascade. They include such large plants as Uglich HPP, Rybinsk, Nizhny Novgorod, Cheboksary, Zhiguli, Volzhsky, Saratov, Votkinsk, Kama and Nizhnekamsk HPP, and also a number of small HPPs. At present, the most spirited discussions among the public, environmentalists and HPPs’ supporters are focused on this geographic area. This is the largest deep-water river in the country, the length of which is approximately 6,500 kilometers. One of the main challenges of river development is to ensure the safe passage of both passenger and freight ships, including oil tankers, by maintaining the required standard depth for safe passage of large-capacity vessels on the river. At present, however, the project on creating the United Deep-Water System of the European part of Russia, which, in turn, is included in the international “North-South” transport corridor, is hindered by the fact that HPPs on the river prevent this standard depth from being reached.

Oil&Gas Eurasia recently toured the Cheboksary HPP, an overnight train ride due east from Moscow. In Cherborksary, this correspondent was told by representatives of RusHydro that, due to shallow water areas that continue to persist along this river course, a large amount of ships have to transport smaller amounts of cargo than is provided for by their dimensions and also by the original project of the Volga-Kama series. As a result, river Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

обеспечена нормативная глубина для крупнотоннажных судов. «Нефть и газ Евразия» недавно посетил город Чебоксары (ночным поездом примерно 660 км в восточном направлении от Москвы), где представители «Русгидро» подробно объяснили НГЕ, что из-за мелководных участков, сохраняющихся на речном пути, большое количество судов вынуждено перевозить меньший объем груза, чем это предусмотрено как габаритами судов, так и изначальным проектом ВолжскоКамского каскада. Лимитирующим является участок между городами Городец и Нижний Новгород (примерно 60 км), который речные суда должны проходить с 20% недогруза и в течение лишь одного-двух часов в сутки. И такая ситуация является одной из причин, почему в настоящее время речной транспорт находится на стадии спада. По одному только водному пути Волжско-Камского каскада сейчас перевозится около 100 млн т груза в год, а если этот объем переложить на автотранспорт, то, по данным «Русгидро», потребовалось бы порядка 3 тыс. грузовиков в сутки. Такая альтернатива выйдет гораздо дороже, не говоря об автомобильных выбросах в атмосферу.

Поднять нельзя оставить Уже несколько лет не утихает спор вокруг уже упомянутой Чебоксарской ГЭС, которая расположена на реке Волге недалеко от города Новочебоксарск Чувашской республики на границе с республикой Марий Эл и Нижегородской областью. «Яблоком раздора» стала проектная 68 отметка Чебоксарского водохранилища, под которую изначально и строилась ГЭС. Чебоксарская ГЭС была заложена в 1968 году, а в 1980 станция дала первый ток. Поскольку темпы строительства отставали от графика, ГЭС была запущена в эксплуатацию на пониженной промежуточной отметке – 61 м. В 1981 году для того, чтобы обеспечить навигацию через судоходные сооружения станции, отметка была повышена до 63 м. В 1987 году планировалось поднять уровень воды до проектных 68 м, однако этого так и не произошло: сначала

23

#12 /1 December 2012 / January 2013

HYDROENERGY ships must pass through a restrictive section (situated between Gorodets and Nizhny Novgorod, approximately 60 kilometers in length) 20 percent underloaded and during one-two hours per day only. This situation is one of the reasons for the presentday decline of river transportation.

Currently approximately 100 million tons of cargo is transported along the Volga-Kama cascade per year. If this amount of cargo were transported by automobiles, then, according to RusHydro data, about 3,000 trucks a day would be required. This option would be much more expensive, not to mention the increase in automobile emissions to the atmosphere.

The Endless Question

Problem Solution Extent due to Each Variation Степень решения задач при каждом из вариантов Current problems / Решаемые задачи

Normal water level 63 m + low-pressure level НПУ 63 м + низконапорный уровень

Normal water level 68 m НПУ 68 м

Reaching the project capacity at Cheboksary HPP / Выход Чебоксарской ГЭС на проектную мощность

No / Нет

Yes / Да

Navigable “North-South” channel procurement / Обеспечение судового хода Partially / Частично «Север-Юг»

Yes / Да

Flood control / Регулирование паводка

No / Нет

Yes / Да

Volga basin stream control / Регулирование стока Волжского бассейна

No / Нет

Yes / Да

Upgrade of self-purification capacity of reservoir / Повышение самоочищающейся способности водохранилища

No / Нет

Yes / Да

Arguments regarding the Will stabilize / Will increase / Fish resources / Рыбные запасы Cheboksary HPP have been on for sevСтабилизируются Увеличатся eral years, this HPP is located on the говорили о том, что комплекс инженерной защиты готов Volga river not far from the city of Novocheboksarsk in the Chuvash Republic, at the border не полностью, затем были разногласия между регионами, with the Republic of Mariy El and Nizhny Novgorod Region и в итоге все списали на нехватку финансирования. Проект (about 660 km from Moscow). The design 68-meter refer- был заморожен, а станция продолжает функционировать ence mark of the Cheboksary water-storage reservoir for на пониженной 63-й отметке, что вызывает ряд проблем, в which HPP initially was built became a so-called “bone of том числе и экологических. Как результат, в настоящий момент мощность станcontention”.

The Cheboksary HPP construction was started in ции составляет около 60% от проектной: ежегодная выра1968, and in 1980 the plant generated its first energy. Since ботка электроэнергии составляет примерно 2,2 млрд the construction was behind schedule, the HPP was put кВт.ч вместо 3,6. Руководитель отдела электроэнергеinto operation with a lower intermediate water mark – 61 тики «ВТБ Капитал» Михаил Расстригин, считает, что meters. In 1981 the mark was raised to 63 meters to ensure «в целом гидроэнергетический потенциал центральной navigation through the plant facilities. It was planned to части России практически полностью использован, и raise the water level to the designed 68 meters in 1987, Чебоксарская ГЭС – один из немногих потенциальных but that was not realized: first, the engineering protection проектов, который существенно не изменит баланс энерsystem was not completed in time, then there was disagree- гомощностей». Однако в данном случае речь идет даже ment among regional government, and in the end there не об увеличении выработки электроэнергии. Инженеры was a lack of project funding. The project was frozen and Чебоксарской ГЭС говорят об ускоренном износе оборуthe plant keeps operating at the reduced mark of 63 meters, дования станции, в частности, гидроагрегатов. Поскольку which causes a number of problems, including environ- ни станция, ни защитные сооружения не были рассчитаmental ones.

As a result, at present the plant is running at 60 percent capacity. It produces approximately 2.2 billion kW.h ● The reduced 63-mark results in regular overinstead of 3.6 billion kW.h per year. Mikhail Rasstrigin, hauls and additional cost at Cheboksary HPP. Head of the electric power department of VTB Capital, ● Промежуточная 63 отметка ускоряет износ thinks that “on the whole, the hydro-power potential of оборудования Чебоксарской ГЭС. the central part of Russia is virtually completely utilized, and the Cheboksary HPP is one of a few projects that could be improved, but it would not change the balance of power generating systems”. In this case, however, the question is not regarding the increase of electric power generation.

Engineers at the Cheboksary HPP are talking about the accelerated wear of the plant equipment, particularly, of hydroelectric generators. As neither the plant itself nor the protective structures were designed for the level of 63 meters, it results in regular overhauls and additional costs.

There are certain environmental issues as well: shallow water areas at the Cheboksary water storage reservoir are approximately 31.5 percent of the whole area (68 meter mark should reduce this parameter to 19.4 percent), that doesn’t comply with regulations (no more than 20 percent) PHOTO: ALEXANDER POPOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР ПОПОВ

24

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

63- and 68 Marks: Comparative Analysis Отметки 63 м и 68 м: сравнительные характеристики

and results in gradual degradation of the water quality.

One can list many more problems caused by the existing 63 meter mark, however 63 raising the water level to 68 Conservation of current meters could create even 63-meter level + Constraction more problems. Quite a large of low-pressure transport land area will be flooded, hydrosystem / Сохранение about 891 square kilomeсуществующей отметки 63 м + ters, which is 1.52 percent of строительство низконапорного the territory of the Republic транспортного гидроузла of Mariy El, 0.54 percent of Nizhny Novgorod Region and 0.52 percent of the Chuvash Republic. In the Soviet period, during construction of the Cheboksary HPP and its water storage reservoir, no construction was allowed in the floodable zone, but now there is the issue of the demolition of 2,668 houses and resettlement of their inhabitants, and agricultural lands will be damaged as well. All this will incur losses amounting to several hundred billion rubles, according to the opinion of the local authorities.

Now nobody can say with certainty who will reimburse these losses and whether the reimbursement will happen at all. Design engineers claim that there will be little damage to the environment, but the last word will be said by Glavgosexpertisa, where the question of increasing the reservoir water level will be addressed soon.

Up in the Air These questions, as well as many others, worry both area residents who are afraid of being flooded, and ecologists who are sure that an increase of the level of the Cheboksary water storage reservoir will worsen the environmental situation, destroying valuable species of fish, animals and plants. However, specialists of RusHydro are sure that the project for raising the water level to the 68 meters mark account all claims and will compensate them to the maximum possible degree. “All studied effects of the water storage basin at the full reservoir level of 68 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

68 Banking up water level of Cheboksary reservoir up to 68-meter level and landscaping development at reservoir zone / Поднятие уровня Чебоксарского водохранилища до проектной отметки 68 м с обустройством зоны водохранилища

ны под уровень 63 отметки, это регулярно влечет за собой капремонты и дополнительные издержки. Есть вопросы и с экологией: на Чебоксарском водохранилище мелководья составляют порядка 31,5% (68 отметка должна снизить этот показатель до 19,4%), что не соответствует нормативам (не более 20%) и постепенно приводит к ухудшению качества воды. Список проблем, которые вызывает существующая 63 отметка, можно продолжать довольно долго, однако и поднятие уровня воды до 68 отметки вызывает их не меньше. Так, будет затоплена довольно большая площадь земель, порядка 891 км2: это 1,52% республики Марий Эл, 0,54% Нижегородской области и 0,52% Чувашской республики. В советские годы во время строительства Чебоксарской ГЭС и водохранилища в зоне затопления было запрещено любое строительство, однако теперь перед гидроэнергетиками стоит вопрос ликвидации 2668 домов и переселения из них людей, пострадают также и сельскохозяйственные угодья. Все это повлечет за собой ущерб в несколько сотен миллиардов рублей, как считают представители местной власти, и пока никто не может с уверенностью сказать, кто будет возмещать эти суммы и будет ли вообще. Впрочем, проектировщики оперируют гораздо меньшими суммами ущерба, а точку в этом вопросе должна поставить Главгосэкспертиза, куда вскоре будет направлен проект подъема уровня водохранилища до проектной отметки.

Под вопросом Эти и многие другие вопросы беспокоят и рядовое население, которое боится быть затоплен-

25

#12 /1 December 2012 / January 2013

PHOTO: ALEXANDER POPOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР ПОПОВ

HYDROENERGY

PHOTO: ALEXANDER POPOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР ПОПОВ

meters on the inhabited territories and industrial zones can be prevented by the engineering measures proposed in the project documentation,” thinks Alexander Remezentsev.

According to his statement, the rise of the water level will also make it possible to avoid construction of coal and black oil thermal power plants in the adjacent regions.

Page 25 provides a comparative analysis of the Cheboksary water storage reservoir at the marks of 63 and 68 meters. One can make quite a logical conclusion that by all parameters the level mark 68 is more efficient not only to RusHydro. However, a question (not less logical) inevitably comes to our mind: if the rise in water level entails only positive economic effects, why does it draw this wide public response?

A leading Russian expert on issues of water, ecology and theory of the sustainable development, Director of the Institute of water problems of the Russian Academy of Science Viktor Ivanovich Danilov-Danielyan, who supports the water level rise, in his interview to “The Trud” newspaper expressed the following opinion: “I cannot answer this question as a water transport specialist and ecologist, but I could try and answer this question as a person. I think that they are driven by absence of a self-profit in the water storage reservoir level rise. Or they must have their personal interest in protesting against the water level rise.”

In the case of a positive decision regarding the 68 meter mark for the Cheboksary HPP, the water level will be gradually raised to the design level by 2020. Other HPPs of the Volga-Kama cascade will operate accordingly.

Meanwhile, inhabitants of Cheboksary and closest villages are impatiently asking: “So what, will it be raised?”

26

ным, и экологов, которые убеждены, что поднятие уровня Чебоксарского водохранилища еще больше усугубит состояние окружающей среды, а также уничтожит ценные виды рыб, животных и растений. Тем не менее, в «Русгидро» уверены, что составленный проект по поднятию уровня до 68 отметки, учитывает все претензии со стороны и компенсирует их в максимально возможной степени. «Все изученные воздействия водохранилища при НПУ 68 м на заселенные территории и промышленные зоны могут быть исключены инженерными мероприятиями, предложенными в проекте», – считает Александр Ремезенцев. Также, по его словам, подъем уровня водохранилища позволит избежать строительства угольных и мазутных ТЭЦ в прилегающих регионах. На странице 25 представлена сравнительная характеристика Чебоксарского водохранилища при отметках 63 и 68 м. Из этого можно сделать вполне логичный вывод, что 68 отметка по всем параметрам выгоднее, причем не только для самой «Русгидро». Однако тогда напрашивается другой не менее логичный вывод: если поднятие уровня несет с собой только положительные стороны, почему это вызывает такой общественный резонанс? Ведущий эксперт России по вопросам воды, экологии, а также теории устойчивого развития, директор Института водных проблем РАН и член-корреспондент РАН Виктор Иванович Данилов-Данильян, выступающий «за» поднятие уровня, в интервью газете «Труд» придерживается следующего мнения: «Как водник и эколог я не могу ответить на этот вопрос. Но могу попробовать ответить как человек. Думаю, ими движет отсутствие личной выгоды в поднятии уровня водохранилища. Или наличие выгоды в заявлении протеста против поднятия уровня водохранилища». При положительном для Чебоксарской ГЭС решении о 68 отметке, уровень воды будет постепенно поднят до проектного к 2020 годам. С учетом этого будут работать и остальные ГЭС Волжско-Камского каскада. А пока жители Чебоксар и ближайших деревень при встрече с представителями «Русгидро» нетерпеливо интересуются: «Ну, что, поднимаем?» ● River transport appears to be more effective and environ-

ment-oriented than railroading or automobile transportation.

In photo: the navigation lock of Cheboksary HPP. ● Речные перевозки считаются эффективнее и экологичнее, чем железнодорожные или автомобильные. На фото: судоходный шлюз Чебоксарской ГЭС.

Oil&GasEURASIA

я м ру о ам и П ос ван и ция же 7 п р ро в о п ед 12 во ни ндоим мен у: б. о е к к он о б р с т р с сь е ф 1 д со те ел 86 он й т 6 а с п а щ п о 937 р 5 49

об +7

Конференция и выставка SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике 2013 Москва, 15-17 октября 2013 года

ДЕВИЗ КОНФЕРЕНЦИИ: АЛЬЯНС НАУКИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ ДЛЯ ПРЕОДОЛЕНИЯ АРКТИЧЕСКИХ РУБЕЖЕЙ ОТКРЫТА ПОДАЧА РЕФЕРАТОВ НА КОНФЕРЕНЦИЮ! СРОК ПОДАЧИ РЕФЕРАТОВ – ДО 4 МАРТА 2013 ГОДА.

Со-председатели программного комитета конференции: • Владимир Вовк, ОАО «Газпром» • Рено Гоше, Тоталь Разведка Разработка Россия • Анатолий Золотухин, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Темы технических сессий для подачи рефератов: 1. Углеводородные ресурсы Арктики и районов Крайнего Севера 2. Технологии геолого-геофизических исследований в суровых природно-климатических условиях и Арктике 3. Технологии бурения и строительства скважин 4. Предотвращение разливов нефти. Глушение аварийных скважин – уроки Macondo 5. Разработка сухопутных и морских месторождений 6. Добыча и управление разработкой 7. Новейшие технологии и пределы их использования 8. Транспорт, логистика, морские перевозки 9. Инженерные изыскания для строительстванефтегазопромысловых сооружений 10. Охрана окружающей среды, промышленная безопасность и социальная ответственность 11. Подбор персонала и кадровые ресурсы для разработки месторождений Арктики и Крайнего Севера 12. Стандарты и правовое законодательство

Наталья Бабина, т: +7 495 937 6861 доб. 127 менеджер по продажам

e: natalia.babina@reedexpo.ru

Ирина Кузнецова, директор выставки

e: irina.kuznetsova@reedexpo.ru

т: +7 495 937 6861 доб. 152

www.arcticoilgas.com ti il

OIL PROCESSING

NIS Eyes Power Gen Play After Completing Key Refinery Upgrades

NIS модернизирует переработку

PHOTO / ФОТО: NIS

и развивает электроэнергетику

Elena Zhuk

28

Елена Жук

aving completed the more than 2-year-long landmark project to upgrade Serbia-based refineries, NIS (Naftna Indusrija Srbije) proceeds to the next stage of modernization, a move that will concurrently lead to diversifying its business

H

З

LIGHT Hydrocracking Today, HEAVY Remnants Tomorrow

Сегодня – ЛЕГКИЙ гидрокрекинг, завтра – ТЯЖЕЛЫЕ остатки

NIS, a subsidiary of Gazprom Neft, announced the completion of its large-scale project to modernize processing facilities in Serbia in early November 2012. The project cost Gazprom Neft a hefty €547 million (the Russians acquired a controlling stake in NIS under an inter-governmental agreement between Russia and Serbia in 2009). Add €440 million paid by the Russian company for the 56.15 percent stake in NIS (29.88 percent is owned by the Republic of Serbia, the remainder by minority shareholders), together with NIS’ own investments, and you will get the total of €1.5 billion injected in the modernization project since 2009.

The highlight of the program is the light VGO hydrocracking / diesel hydrotreatment unit with a maximum production rate of 3 million tons per year of petroleum products – its launch marked the end of the modernization project. The light hydrocracking unit absorbed the

В начале ноября дочерняя компания «Газпром нефти» NIS сообщила об окончании масштабного проекта модернизации перерабатывающих мощностей в Сербии. На его реализацию, начиная с момента приобретения контрольного пакета NIS в рамках межправительственного соглашения России и Сербии в 2009 году, «Газпром нефть» потратила €547 млн. С учетом €440 млн, которые российская нефтяная компания заплатила за покупку 56,15% NIS (29,88% – находятся в собственности Республики Сербия, остальные акции – в собственности миноритарных акционеров), и собственных инвестиций NIS, общая сумма вложений в развитие за два с небольшим года составила €1,5 млрд. «Гвоздем программы» стал комплекс легкого гидрокрекинга вакуумного газойля и гидроочистки дизельного топлива суммарной мощностью 3 млн т нефтепродуктов,

авершив масштабный проект модернизации нефтерерабатывающих заводов в Сербии, начатый более двух лет назад, компания NIS (Naftna Indusrija Srbije) приступает к следующему этапу обновления НПЗ, при этом диверсифицируя направления развития бизнеса.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

lion’s share of Gazprom Neft’s investment (€396 million); the rest was spent on installing industrial infrastructure, hydrogen plant and on environmental projects. Launch of the unit at the Pancevo refinery will boost the share of light oil production up to 76 percent, also increasing the refining depth to 84 percent.

Starting 2013, NIS is ready to supply its customers with the Euro-5 standard motor fuel. The company’s refineries will increase annual production of Euro-5 gasoline to 638,000 tons, and production of diesel fuel to 1.538 million tons. Yet the largest producer of motor fuels in the country has no intention of basking in the sun. “Next year, we plan to process 3.4 million tons of crude, boosting the volume by 2015 to 4 million tons. After the launch of a deep treatment unit (after 2016) we plan to reach the nameplate capacity of 4.7 million tons,” said Kirill Kravchenko, NIS CEO, in an interview with Oil&Gas Eurasia in November.

Construction of a deep processing unit (heavy stills processing unit) is the next stage of Pancevo refinery modernization. The project is currently at the stage of feasibility studies and processing method analysis (the company is leaning towards the choice between coking and hydrocracking). Capital intensity of the new modernization phase could well match the first stage, particularly considering that it includes construction of base oil production units at Novi Sad refinery.

The Bidding is on the Balanced Development

запуском которого ознаменовалось окончание проекта модернизации. Именно на строительство комплекса легкого гидрокрекинга была потрачена большая часть выделенных «Газпром нефтью» на модернизацию средств (€396 млн) с учетом того, что остальные ушли на строительство объектов промышленной инфраструктуры, сооружение водородной установки и экологические проекты. Ввод комплекса в эксплуатацию на заводе в Панчево позволит увеличить глубину переработки до 84%, а долю выхода светлых нефтепродуктов – до 76%. С начала следующего года NIS готов поставлять потребителям моторное топливо только стандарта Евро-5. При этом ежегодный объем производства бензинов стандарта Евро-5 на заводах компании увеличится до 638 тыс. т, а дизеля – до 1,538 млн т. Но на этом крупнейший производитель моторных топлив в стране останавливаться на намерен. «В следующем году мы планируем переработать 3,4 млн т сырья, до 2015 года довести объем переработки до 4 млн т и после запуска комплекса глубокой переработки планируем выйти (после 2016 года) на проектную мощность 4,7 млн т», – сообщил генеральный директор NIS Кирилл Кравченко журналистам в начале ноября. Проект строительства комплекса глубокой переработки (мощностей по переработке тяжелых остатков) – следующий этап модернизации НПЗ Панчево, который сейчас находится на стадии технико-экономического обоснования и выбора способа переработки (компания склоняется к выбору между коксованием и гидрокрекингом). Наряду со строительством установок производства базовых масел на НПЗ в Нови-Саде, новый этап модернизации в капиталоемкости может не уступить недавно завершенному.

PHOTO / ФОТО: NIS

In the medium-term, NIS plans to fork out €1.5 billion for development; however, only part of the funds will go towards modernization of refineries. Approved in 2011,

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

● The Pancevo refinery plans to process 4 million tons of crude by 2015, and to boost this volume up to 4.7 million tons after 2016. ● К 2015 году объем переработки сырья на НПЗ Панчево планируется увеличить до 4 млн т, а после 2016 – 4,7 млн т.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

29

#12 /1 December 2012 / January 2013

OIL PROCESSING

NIS Targets Shale Oil In late December, the Serbian government plans to announce a tender for exploration, production and processing of shale oil deposits in the Aleksinac basin. Serbia has 11 basins, the total shale oil reserves are estimated at about 4.5 billion tons – of which the Aleksinac holds almost half. Waiting for the tender and its key parameters and conditions, NIS analyzes economic opportunities for participation, considering options available for different technologies. “If we bid in the tender, it will be together with the AtomEnergoProekt”, says NIS CEO Kirill Kravchenko. With 70-year experience in shale processing technologies, Russia’s AtomEnergoProekt was able to offer a method at least twice, by NIS estimates, as efficient as other available technologies. Currently AtomEnergoProekt technology is used on two power plants in Estonia. There are prospective competitors, too Estonia’s «Esta» and a number of European and American investment funds. The winner of the tender is expected to use open-cut mining technology. The project nameplate capacity is calculated at 4 million tons of shale per year, with oil production level of about 11% (400-450 million tons).

the company’s development strategy through 2020 aims to balanced upstream and downstream development.

The bulk of investment in 2013 will be in production and exploration projects in Serbia, as well as in concession projects. “Our main production region is the Pannonian basin, which covers Serbia, Romania, Hungary, Bosnia, Slovenia and Croatia. This year we’ve started projects in Romania, Hungary and Bosnia, and are analyzing options of joining the Slovenian projects,” says Kravchenko. By 2020, the company expects to produce oil and gas in a 50/50 ratio; the oil will be sent to processing and the produced gas will either be sent to customers, or to gasification projects.

The company’s preliminary estimates put 2012 production at 1.6 million tons of oil equivalent (2/3 – oil, 1/3 – gas); this is likely to edge up about 5-6 percent in the next year.

At the same time, says Kravchenko, production results will largely depend on the volume of exploration drilling and seismic surveying. “In 2012 we plan 500 square kilometers for seismics, the next year between 600 to 800 square kilometers; by the end of 2014 we expect to cover entire Serbia

Ставка на сбалансированное развитие В среднесрочной перспективе NIS планирует выделить на развитие €1,5 млрд. Но на модернизацию НПЗ пойдет лишь часть этих средств. Утвержденная в прошлом году стратегия развития компании до 2020 года направлена на сбалансированное развитие добычи, переработки и сбыта. Львиную долю инвестиций следующего года компания вложит в добычу и разведочные работы в Сербии и концессиях. «Наш основной регион по добыче нефти и газа – Панонский бассейн, который охватывает, помимо Сербии, Румынию, Венгрию, Боснию, Словению и Хорватию, – отмечает Кравченко. – В этом году мы начали проекты в Румынии, Венгрии и Боснии, анализируем участие в словенских проектах». К 2020 году предполагается добывать нефть и газ в соотношении 50/50, при этом нефть будет направляться на переботку, а газ – либо поступать на продажу, либо монетизироваться через газогенерацию. По предварительным оценкам в 2012 году компания добыла 1,6 млн т нефтяного эквивалента (2/3 – нефть, 1/3 – газ), а в следующем году ожидается рост около 5-6%. При этом, считает Кравченко, результаты в добыче будут во многом зависеть от объемов разведочного бурения и сейсморазведочных работ. «На 2012 год мы планируем объем 500 км² по сейсмике, на следующий год – от 600 до 800 км², и к концу 2014 года рассчитываем покрыть 3D сейсмикой всю нашу территорию в Сербии». Похоже, инвестиции в оборудование и сервис оправдывают себя – на протяжении трех лет прирост резервов превышает уровень добычи, составляя 150-170%. В силу относительной неразвитости рынка нефтегазового сервиса в регионе, в NIS сочли продуктивным развивать собственный сервис и использовать привлеченный так, чтобы в будущем их соотношение составило 60-70% и 30-40%, соответственно. В этом году стартовал совместный проект с компанией Halliburton по вертикальному бурению на газ глубокого залегания. В случае успешных результатов опыт предполагается расширить внутри Сербии, а также в проектах компании в Румынии и Венгрии. Но для успеха на рынке много добывать и эффективно перерабатывать недостаточно. Важной составляющей коммерческого успеха является развитие розничной сети. К концу 2012 года компания планирует довести суммарное количество объектов (АЗС и участков под их строительство) за пределами страны до 120, к концу следующего года

30

PHOTO / ФОТО: NIS

● At the new complex opening ceremony (from right to left): NIS CEO Kirill Kravchenko, Prime-minister of Serbia Ivica Dačić, president of Serbia Tomislav Nikolić, Gazrom Neft Chairman of the Management Board Alexander Dyukov with interpreter Natalia Nenezić. ● На торжественной церемонии запуска комплекса гидрокрекинга и гидроочистки (справа налево): генеральный директор NIS Кирилл Кравченко, премьер-министр Сербии Ивица Дачич, президент Сербии Томислав Николич, председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков в сопровождении переводчика Наталии Ненезич.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

Development of power generation allows the company to cash in on a number of technological and logistical advantages. At the end of the first quarter of 2013, an 850 kW cogeneration plant will be launched at the deposit field near the Sirakov village. In mid-term the company plans to install at least 13 such units, which produce electricity using the associated gas as feedstock. Развитие электроэнергетики позволяет компании монетизировать ряд технологических и логистических преимуществ. В конце первого квартала 2013 года ожидается вввод в эксплуатации когенерационной установки мощностью 850 кВт на месторождении в районе населенного пункта Сираково. В среднесрочной перспективе предполагается установить не менее 13 таких установок, позволяющих иcпользовать попутный газ для производства электроэнергии. with 3D seismics.” It seems that investment in equipment and services pays off – for three years, resource stockpile gain (150170 percent) outruns the production levels. As regional servicing market is relatively immature, NIS decided to both develop its own servicing and use other servicing options, planning to reach the ratio of 60-70 percent and 30-40 percent, respectively. This year the company, jointly with Halliburton, started a project on vertical drilling for deep-bedded gas. If successful, the experience will be shared around Serbia, as well as in the company’s projects in Romania and Hungary.

Still, large production and efficient processing is not enough for market success. An important part of the business strategy is retail network development. By the end of 2012, the company plans to grow its foreign network to 120 sites (filling stations and sites for such stations), by the end of next year – to 200, with the total number of working stations set at 80 percent. By 2016, after completing the heavy stills processing program, NIS plans to create an extensive network of 700 filling stations (half in Serbia, half abroad).

On the Serbian market, NIS covers about 60-70 percent of the fuel market, of which 35 percent is net retail. The aim of the company is 80 percent and 40 percent, respectively.

Even in this case, NIS won’t get more than half of the market because there are EU restrictions to consider.

В фокусе внимания NIS - cланцевая нефть В конце декабря правительство Сербии планирует объявить тендер на разведку, добычу и переработку сланцевой нефти месторождения в бассейне Алексинац. В Сербии есть 11 бассейнов, запасы сланцев в которых оцениваются приблизительно в 4,5 млрд тонн, из низ почти половину составляют запасы отмеченного месторождения. Пока тендер не объявлен и неизвестны его ключевые параметры и условия, NIS анализирует экономические возможности участия, рассматривая варианты применения различных технологий. «Если мы будем участовать в тендере, то совместно с компанией “Атомэнергопроект”», - отмечает гендиректор NIS Кирилл Кравченко. Обладая 70-летней историей развития технологии переработки сланцев, российский «Атомэнергопроект» смог предложить метод, эффективность которого, по оценкам NIS, в два раза превышает эффективность других технологий, существующих в мире. В настоящее время с применением технологии «Атомэнергопроекта» работают две электростанций в Эстонии. Предполагаемые конкуренты – эстонская компания «Эста», а также ряд европейских и американских инвестиционных фондов. Вести добычу предполагается открытым способом. Проект расчитывается под переработку 4 млн тонн сланцев в год, выход нефти должен составить около 11% (400450 млн тонн).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

– до 200, при общем количестве работающих АЗС – 80%. Создать развитую сеть из 700 АЗС (половина в Сербии, половина – за рубежом), компания планирует к 2016 году, когда на заводе будет завершена программа переработки тяжелых остатков нефти. На топливном рынке Сербии NIS занимает около 60-70% рынка, из них 35% – в розничном сегменте. При этом целью компании являются 80 и 40%, соответственно. Но больше половины рынка NIS в любом случае не достанется – существуют ограничения со стороны Евросоюза.

Дополнительные помогут стать первыми Нефтехимия и электрогенерация – такими двумя сегментами NIS намеревается дополнить свою деятельность. Нефтехимические проекты будут реализованы на базе компании ХИП «Петрохемия», для которой NIS является традиционным поставщиком прямогонного бензина. Совместно с сербским правительством и рядом компаний в развитие «Петрохемии» планируется инвестировать около €60 млн. Развивать электрогенерацию на Балканах перспективно: потребители электроэнергии более платежеспособны, чем потребители газа, кроме того, рынок электроэнергии дефицитный и требует ввода новых мощностей. Во многом этими причинами обусловлено создание в рамках диверсификации бизнеса компании в 2011 году блока «Энергетика». В ближайшее время NIS собирается принять участие в строительстве ТЭЦ Панчево мощностью 170 МВт и реконструкции ТЭЦ Нови-Сад мощностью 230 МВт. Строительством и реконструкцией ТЭЦ, как и проектами в области нефтехимии, NIS займется в партнерстве с государством и частными компаниями, не претендуя на долю более 50%. В апреле консорциум во главе со словацкой GGE выиграл тендер на модернизацию ТЭЦ в Нови-Саде, первая стадия которой включает строительство до конца 2014 года когенерационного блока по тепло- и энергоснабжению города. Тогда же NIS вступила в коммерческие переговоры с CGG о вхождении в консорциум с долей 34%. Однако, в связи со сменой правительства, они еще не завершены.

Деньги на ветер и воду NIS может войти в европейскую генерацию и другим, нетрадиционным путем – через использование энергии ветра. В середине декабря 2012 года NIS получила 50% акций в проекте по строительству ВЭС «Пландиште», подписав договор с компанией «Энерговинд». Начало строительства первого за последние 25 лет ветроэнергетического объекта на территории Сербии намечено на лето 2013 года. Уже получено разрешение на проведение строительства и находятся в стадии заверше-

31

#12 /1 December 2012 / January 2013

The Portfolio Games Petrochemicals and power generation are segments that NIS plans to add to its portfolio. Petrochemical projects would be performed on the base of HIP Petrohemija company, to which NIS sells its straight-run gasoline.

The company will join the Serbian government and companies, investing some €60 million in Petrohemija development.

For the Balkans, development of power generation is a promising field: electricity consumers are more financially reliable than gas consumers. Also, the electricity market is under-served and requires new facilities. Largely due to these reasons the company, following its business diversification strategy, created the Energy Block in 2011.

In the short-term, NIS plans to construct a 170 MW thermal power plant at Pancevo and reconstruct the 230 MW thermal power plant at Novi-Sad. NIS will take part in TPP construction and reconstruction projects, as well as in petrochemical projects, in partnership with state and private companies, and will ask for not more than a 50 percent stake. In April, a consortium led by the Slovak-based GGE won the Novi-Sad TPP modernization tender. The first stage of the tender includes the construction of the cogeneration unit for heat and power supply of the city by the end of 2014, NIS entered into commercial negotiations with GGE on joining the consortium with a 34 percent share.

However negotiations are delayed due to the change of government.

PHOTO / ФОТО: NIS

OIL PROCESSING

● The light VGO hydrocracking / diesel

hydrotreatment unit allows to increase the refining depth to 84 percent. ● Комплекс легкого гидрокрекинга вакуумного газойля и гидроочистки дизельного топлива позволит увеличить глубину переработки до 84%.

Money in the Wind and Water NIS may enter the European power generation using an alternative route – through wind energy. In mid-December 2012, NIS signed a contract with Energovind and won a 50 percent stake in the project to build a Plandiste wind farm.

Construction of the first-in-25-years wind energy facility in Serbia is scheduled to begin in summer 2013.

Project approval has already been received; negotiations of joining terms for the third partner, Akuo Energypower (France), a company dedicated to “green” energy projects, are in the final stage. Operation of the first alternative energy stock in Serbia, consisting of 34 wind turbines with aggregate capacity of 102 MW, will ensure production of at least 212 GWh of electricity per year. Though the electricity price for industry in the country is among the lowest in Europe (5.7 cents per 1 kWh as of 2011), the law says that the state company Elektroprivreda Serbia (ESP) is ready to buy the first 400 MW of the domestic wind power for 11 cents per kWh. NIS needs wind energy and thermal energy to meet the EU demands on securing at least 20 percent of energy from alternative sources by 2020. The company estimates it requires 300400 MW from alternative energy sources. The opportunities in large-scale use of geothermal energy are not completely out of the picture. In early March, NIS and the Secretariat for Energy and Mineral Resources of Vojvodina signed a cooperation agreement with GMV and EU-FIRE (Hungary) to introduce advanced technologies for unlocking a dormant well in the region’s stock.

In the course of cooperation, the companies will build a small geothermal power plant to produce heat and electricity that NIS plans to use for its own purposes or for sale.

32

ния переговоры об условиях участия в проекте третьего партнера, французской компании Akuo Energy, специализирующейся в области реализации проектов «зеленой» энергетики. Эксплуатация первого электропарка Сербии, состоящего из 34 ветрогенераторов совокупной мощностью 102 МВт сможет обеспечить производство не менее 212 ГВт/часов электроэнергии в год. Несмотря на то, что пока цена на электроэнергию для промышленности в стране одна из самых низких в Европе и по данным на 2011 год составляла 5,7 евроцента за 1 кВт.ч, по законодательству государственная компания «Электропривреда Сербии» (ESP) готова покупать первые 400 МВт построенной ветрогенерации по 11 евроцентов за 1 кВт.ч. И энергия ветра, и тепловая энергия необходима НИС для выполнения требований ЕС, а именно – обеспечения не менее 20% энергии из альтернативных источников к 2020 году. В переводе на единицы измерения электрогенерации, по подсчетам компании, для NIS это равноценно 300-400 МВт. Возможности, связанные с масштабным использованием геотермальной энергии, тоже не сбрасывают со счетов. В начале марта NIS и Секретариат по энергетике и минеральным ресурсам Воеводины подписали соглашение о сотрудничестве с венгерскими компаниями GMV и EU-FIRE в целях эксплуатации геотермальных ресурсов на территории автономного края Воеводина. Технологии GMV и EU-FIRE в области разведки, добычи и использования геотермальной энергии помогут использовать нерабочую скважину из фонда NIS. В ходе сотрудничества предполагается построить геотермальную электростанцию небольшой мощности, производимую электрическую и тепловую энергию которой NIS планирует использоваться для собственных нужд или продажи.

Oil&GasEURASIA

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Analysis of a Broadband Processing Technology Applicable to Conventional Streamer Data

Технология широкополосной обработки сейсмических данных, полученных с привлечением стандартной морской буксируемой косы Zhengzheng Zhou, Milos Cvetkovic, Bing Xu, ION GX Technology, Philip Fontana, Polarcus Чжэнчжэн Чжо, Милош Цветкович, Бин Сюй, ION GX Technology; Филип Фонтана, Polarcus

W

e recorded 2D lines parallel to and in close proximity of one another, with streamers towed at different depths. We applied WiBand, GXT’s broadband processing method, to a deep tow line and recovered data free of receiver ghost notches. We find a good phase match between the WiBand result and a shallow tow line. The match validates the phase fidelity of the WiBand process. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В

рамках проекта выполнена регистрация данных 2D с привлечением двух буксируемых морских кос. Регистрация данных производилась одновременно при буксировке морских кос в непосредственной близости друг от друга, но на разных глубинах. Сейсмические данные, полученные с помощью морской сейсмической косы, буксируемой на бóльшей глубине, обработаны с применением технологии WiBand компании GXT для широкополосной обработки данных. Применение технологии обеспечило получение данных без врезов в амплитудно-частотной характеристике сигналов, возникающих на приемнике. По результатам выполненных работ установлена высокая сопоставимость между фазовыми характеристиками нижней (WiBand) и верхней буксируемых кос. Высокая сопоставимость подтверждает достоверность фазовых характеристик в случае применения технологии WiBand.

Введение В последнее время разработан целый ряд различных технологий и методов, которые обеспечивают уменьшение влияния или устраняют эффекты, возникающие в результате образования волн-спутников, и позволяют получать широкополосные отображения, характеризующиеся значительно более высоким разрешением. Тем не менее, для применения указанных методов (включая методы обработки зон над и под буксируемыми косами, технологии GeoStreamer и BroadSeis) необходима повторная регистрация сейсмических данных. Ни один из рассмотренных методов не может использоваться для обработки сейсмических данных, полученных с привлечением стандартной морской буксируемой косы в составе гидрофонов и соответствующих кабелей, которые буксируются на постоянной глубине на протяжении всего периода наблюдений. Специалисты нашей компании разработали эффективную методику широкополосной обработки сейсмических данных, которая обеспечивает подавление большинства волн-спутников в данных, полученных с привлечением стандартной морской буксируемой косы. Для краткости и в целях удобства восприятия в рамках данного обзора мы будем называть новую методику обработки технологией WiBand (WiBand — торговая марка компании GX Technology). Новая методика предназначена для устранения проблем, связанных с ослаблением амплитуд и фазовыми искажениями вследствие образования волн-спутников, с целью получения плоских спектральных характеристик в диапазоне частот от 4 Гц до 150 Гц, а также получения сфокусированного сейсмического импульса. В целях проверки эффективности данной методики был проведен эксперимент, в рамках которого предусматривалась буксировка нескольких морских кос на различных глубинах, и проводилась оценка достоверности восстановления фазовых характеристик для предлагаемого алгоритма на основе сравнения результатов обработки данных нижней косы по методу WiBand и стандартной обработки сейсмических данных, полученных с привлечением морской косы, буксируемой на меньших глубинах.

Анализ результатов обработки по методу WiBand В рамках эксперимента предусматривалась регистрация данных при различных комбинациях глубин установки источников и буксировки морской косы вдоль одного и того же сейсмопрофиля. Для целей настоящего анализа выбраны данные, полученные при глубине установки источника 5 м и глубине буксировки морской косы 12 м

33

SEISMIC PROCESSING

#12 /1 December 2012 / January 2013

и 7 м. В процессе анализа морская коса, буксируемая на глубине 12 м, будет условно называться нижней косой, а коса на глубине 7 м – верхней косой. В левой части рис. 1 показаны данные нижней косы после стандартной фильтрации с помощью фильтра ● Fig. 1. Left: Deep tow data high-cut filtered beyond receiver ghost notch. Right: WiBand result. низких частот. В правой ● Рис. 1. Слева: Данные нижней косы после фильтрации с помощью фильтра низких частот для части рис. 1 показаны отсечения значений ниже врезов в амплитудно-частотной характеристике сигналов. Справа: Результаты результаты обработки обработки по методу WiBand. того же сейсмопрофиля по методу WiBand. Соответствующий спектр показан на рис. 2 слева. Анализ Introduction Over the past few years, different techniques have графиков спектра и суммарных разрезов показывает, что emerged that make it possible to mitigate or remove в результатах обработки сейсмических данных по метоthe effects of the ghosts and obtain broadband images ду WiBand содержатся широкополосные характеристики. with greatly enhanced resolution. However, the methods, Технология WiBand обеспечила восстановление сигналов including over-and-under streamers, GeoStreamer, and в диапазоне 62 Гц и 123 Гц, которые ранее были значительBroadSeis, require new data acquisition. They are not но ослаблены, и удаление врезов в амплитудно-частотной applicable to conventional streamer data acquired with характеристике. Кроме того, наблюдается значительное hydrophone-only streamer cables tow at a constant depth усиление низких частот. Тем не менее, необходимо также проверить эффективность сохранения фазовых характеfor each survey.

We have developed an effective broadband processing ристик восстановленных сигналов. Для этой цели мы приmethod that can remove most of the ghost effects from няли сейсмические данные, полученные верхней косой, conventional streamer data. In this abstract we will refer to в качестве базового куба, с которым сравниваются фазовые this method simply as WiBand for convenience. (WiBand характеристики сигналов, полученных после обработки is a trademark of GX Technology.) This method is designed по методу WiBand. Нуль-фазовый фильтр низких частот применялся to address both the amplitude attenuation and the phase distortion introduced by the ghosts to obtain nearly flat для фильтрации данных верхней косы с целью отсечения spectral response from 4 Hz to 150 Hz, as well as a compact, сигналов выше врезки в амплитудно-частотные харакwell focused seismic wavelet. In order to validate our meth- теристики на приемнике на отметке примерно110 Гц. od, we carried out an experiment where multiple streamers Результаты обработки показаны на рис. 3 слева. На слеwere towed at different depths, and evaluated the phase дующем этапе осуществлена фильтрация данных нижreconstruction fidelity of the algorithm by comparing the ней косы после обработки по методу WiBand с помоWiBand result from the deep tow data with the standard щью другого нуль-фазового трапецеидального фильтра с целью формирования спектра данных WiBand по обраprocessing result from the shallow tow data. зу и подобию данных верхней косы после фильтрации с помощью фильтра низких частот. Результаты обработAnalysis of WiBand Results We acquired data with a number of source and stream- ки показаны на рис. 3 справа. Соответствующий спектр er depth combinations over the same general line loca- показан на рис. 2 справа. Необходимо отметить, что значение частоты вреза в амплитудно-частотную характеристику для дан ных нижней косы составляет 62 Гц и соответствует доминирующей частоте двух рассматриваемых кубов данных после фильтрации. Сравнительный анализ отображений, при● Fig. 2. Spectra. Left: green, raw deep tow data; red, after high-cut filter; blue, after WiBand. Right: red, shalведенных выше, показыlow tow data after high cut filter; blue, deep tow data with WiBand and shaping filter. вает, что фазовые харак● Рис. 2. Спектр. Слева: зеленым цветом обозначены необработанные данные нижней косы, красным теристики отображений цветом обозначены данные после фильтрации с помощью фильтра низких частот, синим цветом характеризуются высокой обозначены данные, полученные в результате обработки по методу WiBand. Справа: красным цветом степенью сопоставимообозначены данные верхней косы после фильтрации с помощью фильтра низких частот, синим сти. Далее были построецветом обозначены данные нижней косы после обработки по методу WiBand и фильтрации с помощью ны две сейсмотрассы, формирующего фильтра. по одной сейсмотрассе

34

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

tion. For this paper we focus on the data associated with the 5-meter source and the streamers at 12-meter and 7-meter depths. We will refer to the data from these two streamers as the deep tow line and the shallow tow line respectively.

In the left panel of Fig.1, we show the deep tow data after a standard high-cut filter. In the right panel, we dis- ● Fig. 3. Left: shallow tow data after 110Hz high cut filter. Right: WiBand data after shaping filter. play the WiBand result from ● Рис. 3. Слева: Данные верхней косы после фильтрации с помощью фильтра низких частот 110 Гц. the same line. The respective Справа: Данные, обработанные по методу WiBand, после фильтрации с помощью формирующего spectra are plotted in Fig.2, фильтра. left panel. As evident both from the spectrum plots and from the stack displays, the WiBand result contains broadband information.

WiBand has recovered the previously much attenuated signal around 62 Hz ● Fig. 4. Traces from the shallow tow data (blue) and from the WiBand result of the deep tow line. and 123 Hz and filled in the ● Рис. 4. Сейсмотрассы по данным верхней косы (синий) и сейсмотрассы нижней косы после notches. The low frequen- обработки WiBand. cies have also been considerably enhanced. However, we need to validate the phase для каждого сейсмопрофиля (см. рис. 4 слева). При построеfidelity of the recovered signal. For this purpose, we use the нии сейсмотрасс использовалась одна и та же точка ОГТ, shallow tow data as the standard against which we com- которая выбиралась в произвольном порядке. Для каждой pare the phase response of this WiBand result. сейсмотрассы заданы все перечисленные выше фильтры.

We apply a zero phase high cut filter to the shal- Анализ показывает, что фазовые характеристики сигналов low tow data to remove signal above its receiver notch, по основным отражениям практически совпадают. В связи which is at approximately 110 Hz. The result is displayed с тем, что в данном случае восстановленный сигнал с частоin Fig. 3, left panel. We then apply a different zero phase той приблизительно 62 Гц является важной составляющей trapezoidal filter to the deep tow data WiBand result to графика отклонений для трассы после фильтрации с помоshape its spectrum to be broadly similar to that of the щью формирующего фильтра и обработанной по методу high cut filtered shallow tow data. The resultant image is WiBand, столь высокое соответствие фазовых характериdisplayed in Fig. 3, right panel. The corresponding spec- стик может обеспечиваться только в том случае, если произtra are plotted in Fig. 2, right panel. Note that the deep водится корректное восстановление сигнала. Аналогичный tow notch frequency of 62 Hz is close to the dominant сравнительный анализ приводится справа. frequency of these two filtered results.

By comparing two images above, we determine that Выводы the two results match well in phase. We plot two traces, Авторам работы удалось получить широкополосный one from each line, in Fig. 4, left panel. These traces are сигнал для данных нижней буксируемой косы. Крупный from the same CDP location, chosen arbitrarily. The traces врез в амплитудно-частотной характеристике на частоте have the afore-mentioned filters applied. The phases of the 62 Гц на приемнике устранен. В диапазоне частот 4 Гц main events match remarkably well. Because the recovered и 150 Гц получен в значительной степени однородный signal around 62 Hz contributes strongly to the wiggle plot спектр характеристик. Достоверность полученных резульof the shape-filtered WiBand trace here, such a match can- татов проверена путем сравнения полученных данных not be obtained unless the phase of the recovered signal с данными верхней косы, которые характеризуются нульhas been reconstructed correctly. The right panel shows a фазовым импульсом в диапазоне частот ниже 110 Гц. similar comparison. Результаты сравнительного анализа показывают, что значения фазовых характеристик восстановленных широкополосных сигналов соответствуют аналогичным парамеConclusions We have successfully obtained broadband signal трам данных верхней косы. from deep tow streamer data. The prominent receiver ghost notch at 62 Hz is filled. An essentially flat power Acknowledgements spectrum is recovered between 4 Hz and 150 Hz. We have We thank Ophir Energy and the government of Gabon for allowing the acquisition of the expervalidated the result by comparing it to shallow tow data, imental data in Ophir’s block offshore Gabon. We thank Polarcus for acquiring this dataset. признательности which is known to have a near-zero-phase wavelet below Выражение Авторы выражают признательность компании Ophir Energy и правительству Габона 110 Hz. The comparison indicates that the phase of the за разрешение на проведение эксперимента и регистрацию экспериментальных данных в пределах лицензионного блока компании Ophir на шельфе recovered broadband data matches that of the shallow сейсмических Габона. Авторы также выражают благодарность компании Polarcus, которая выполнила регистрацию экспериментальных данных. tow data. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

35

SIESMIC PROCESSING

Getting Serious About Reserve Replacement ION Geo – LARGEO JV Optimistic as Producers Target Arctic, Tight Oil Data

Умный подход к новым запасам СП ION Geo – ЛАРГЕО: оптимистичный взгляд на добычу арктических ресурсов

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

rant MacRae has been with ION Geophysical Corporation’s GX Technology group since 1999 and is currently Director, Joint Ventures, based in London. Here Oil&Gas Eurasia talks with MacRae about ION’s collaboration with its Russian joint venture partner, LARGEO. ION and LARGEO formed their joint venture in 2008. LARGEO is an indigenous Russian company that specializes in processing seismic data and providing interpretation services. Through its JV relationship, it can leverage application of the latest ION GXT processing and imaging solutions. Here MacRae talks about the JV’s successful entry into marine data processing, perspectives for future business in West Siberia as well as further expansion into Russia’s very prospective Arctic offshore.

рант МакРей работает в компании GX Technology, входящей в состав корпорации ION Geophysical, с 1999 года и в настоящее время является директором совместных предприятий в лондонском офисе. «Нефть и газ Евразия» обсуждает с МакРеем сотрудничество корпорации ION с российским партнером, компанией ЛАРГЕО, в рамках альянса, созданного в 2008 году. ЛАРГЕО — российская компания, которая специализируется на обработке сейсмических данных и предоставлении услуг по их интерпретации. Действуя в рамках партнерского соглашения, ЛАРГЕО успешно применяет новейшие решения ION GXT в области обработки данных и построения изображений. МакРей рассказывает об успешном вступлении альянса в сектор обработки морских данных и перспективах будущей деятельности компании в Западной Сибири, а также о дальнейшем продвижении в подающий большие надежды район российской Арктики.

G

Oil&Gas Eurasia: How has ION’s joint venture with LARGEO fared this year and what are its perspectives?

Grant MacRae: ION’s JV with LARGEO has definitely experienced rapid growth in the last year or two. Business is very robust. This is largely a consequence of LARGEO establishing a foothold in the marine market, particularly in the Black Sea. Our JV has essentially processed most of the 3D data acquired in the Black Sea to date. Key processing technologies available through our partnership include 3D SRME multiple attenuation workflows, anisotropic velocity model building, and anisotropic depth migration. Likewise,

36

Г

Нефть и газ Евразия: Каковы успехи совместной работы компаний ION и ЛАРГЕО в этом году, и какими видятся перспективы на будущее? Грант МакРей: За последние два года отмечен заметный рост деятельности альянса ЛАРГЕО-ION/GXT. Это во многом связано с укрепившимся положением компании ЛАРГЕО на рынке морских операций и, в частности, на Черном море.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

I see opportunities in the Kara Sea which is the big emerging frontier play for Rosneft and their international oil company partners.

We are also continuing to be active onshore. We are busy introducing technologies such as offset vector tile (OVT) processing and OVT imaging, azimuthal anisotropy analysis (AZIM), and RTM to the land imaging world. RTM is a robust imaging algorithm and can assist in understanding complex subsurface structures in challenging foothills environments. Our strategy for growth with LARGEO is to routinely provide access to new technology, which providing business leverage in a competitive market.

OGE: Russian majors are increasingly looking at producing tight oil or shale oil to maintain West Siberian production. Is the ION-LARGEO JV involved in any of these projects?

MacRae: With regard to oil shale exploration, we have experience outside of the Russian Federation market that we can bring to support efforts in this arena. Going forward, we see this as an opportunity to support and sustain West Siberian production. ION can provide technology and workflows based on our experience outside of Russia and thus help LARGEO gain access to this potential business stream.

OGE: How do you translate experience outside of Russia into West Siberia?

MacRae: LARGEO has a lot of experience in processing data and providing interpretation services and products on conventional hydrocarbon reservoirs in West Siberia. ION also worked on oil shales in the United States.

So, the next step is to adapt these workflows and combine this with LARGEO’s local expertise; this will be an invaluable combination of technology and domestic knowledge to support companies evaluate the potential reserves.

That’s the beauty of what we do; geophysics and science can be imported anywhere.

OGE: Globally offshore, ION’s GeoVentures ™ division has been quite successful in its multi-client BasinSPAN™ studies. Can you comment?

MacRae: Our GeoVentures division is building a reputation as a leader in the harsh environment of the Arctic, having had a strong history of doing work in many of the

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ Совместно мы провели обработку бóльшей части 3D данных, полученных на Черном море до настоящего времени. Основные технологии обработки данных, доступные благодаря нашему взаимодействию, включают технологии 3D SRME (подавления кратных волн по методу поверхностно-согласованного моделирования), построение анизотропных скоростных моделей и анизотропной глубинной миграции. Я также вижу хорошие возможности в Карском море, где имеется новый большой объект поисково-разведочных работ компании «Роснефть» и ее международных нефтяных партнеров. Мы по-прежнему активно работаем на суше. Мы занимаемся внедрением таких технологий, как выборка сейсмограмм по азимутам (OVT), азимутальная анизотропия (AZIM) и обратная временная миграция (RTM) в системы построений на основе наземных данных. Технология RTM — это надежный алгоритм построения изображений, который может помочь нефтегазовым компаниям лучше понять сложные подземные структуры в сложных условиях предгорий. Наша стратегия развития с компанией ЛАРГЕО предполагает постоянное предоставление им доступа к новым технологиям, что обеспечит успешное развития бизнеса на конкурентном рынке.

НГЕ: Для поддержания уровня добычи в Западной Сибири крупнейшие российские компании все серьезнее рассматривают возможность извлечения нефти из малопроницаемых пластов или сланцевой нефти. Участвует ли альянс ЛАРГЕО-ION/GXT в каких-то из этих проектов? МакРей: Что касается разведки залежей сланцевой нефти, то у нас есть опыт подобных работ за пределами России. Мы готовы привнести этот опыт для поддержки таких проектов и в России. Смотря в будущее, мы считаем, что это будет способствовать поддержанию уровня добычи в Западной Сибири. Компания ION может предоставить технологии и методы работы, основанные на нашем опыте, полученном за пределами России, что должно помочь компании ЛАРГЕО получить доступ к этому потенциальному направлению бизнеса. НГЕ: Как вы переносите опыт, приобретенный за пределами России, в Западную Сибирь? МакРей: Компания ЛАРГЕО имеет большой опыт обработки данных и предоставления услуг по интерпрета-

Grant MacRae — Man at the Top of the ION GXT JV with LARGEO

Грант МакРей — руководитель совместного предприятия ION GXT с компанией ЛАРГЕО.

Grant MacRae is Director, Joint Ventures with ION GX Technology EAME Ltd. He completed a B.Sc. Honours in Geology from the University of Cape Town (1983). He then spent several years in mineral and mining exploration and also worked for SOEKOR (Southern Oil Exploration Corporation) drilling appraisal and exploration wells offshore South Africa. Grant received a Ph.D. in Oceanography (1994) from Texas A&M University, the latter focusing on salt tectonics and the evolution of the eastern Gulf of Mexico basin. Thereafter he joined the oil services sector working as a depth imaging and interpretation geophysicist gaining worldwide experience in both extensional basins and thrust belt terranes. He joined GX Technology in 1999. He is a member of SEG and AAPG.

Грант МакРей – директор совместных предприятий компании ION GX Technology EAME Ltd. В 1983 году закончил Кейптаунский университет, получив диплом бакалавра по геологии с отличием. В течение нескольких лет работал в области разведки минеральных ресурсов и горного дела, а также в SOEKOR («Южной корпорации нефтяной разведки»), принимал участие в бурении морских оценочных и разведочных скважин в акватории Южной Африки. В 1994 году Грант получил степень доктора наук в области океанографии в Техасском сельскохозяйственном и инженерном университете и занимался тектоникой соляных куполов и эволюции восточного бассейна Мексиканского залива. Затем перешел в сферу нефтесервиса и специализировался в области глубинного преобразования и интерпретации данных, благодаря чему получил международный опыт работы в сложных геологических условиях. В компании GX Technology Грант начал работать в 1999 году. Он является членом Общества специалистов по разведочной геофизике (SEG) и Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

SIESMIC PROCESSING

#12 /1 December 2012 / January 2013

● RTM technology can assist in understanding com-

plex rock structures. On the photo: Kimmeridge oil shale “blackstone” (Southern England). ● Технология RTM (ЛАРГЕО-ION/GXT) поможет лучше понять сложные структуры пород. На фото: сланцевые нефтяные породы в Киммеридже (Южное побережье Англии).

PHOTO: IAN WEST, 2008 / ФОТО: ЯН ВЕСТ, 2008

Arctic basins. The work we do with LARGEO as part of the JV is providing proprietary processing services. In contrast, our GeoVentures division generates multi-client programs that target specific regions around the world to understand the basin history, tectonics, structural styles, hydrocarbon migration pathways, and the potential for hydrocarbons in a frontier area.

Over the past few years GeoVentures has been successfully acquiring and processing data in Arctic offshore areas such as Greenland and the Beaufort and Chukchi seas off Alaska. As a consequence of this commitment to support exploration of the high Arctic ION has also developed under-ice technology to expand the limited seasonal data acquisition window.

OGE: How important is Russia to your future business globally?

MacRae: We certainly see the Russian market as an expanding opportunity and are committed to provide technology to LARGEO to support the drive to expand and increase hydrocarbon reserve potential.

Worldwide our business is very robust as oil companies are facing the challenges of reserve replacement.

Companies have already approved significant upstream exploration budgets for 2013. Momentum is strong and from both an oil company and service company perspective 2013 should be a very healthy year.

OGE: So are oil companies taking a long-term view with respect to exploration, despite the tendency of publically traded companies to react to the ups and downs of quarterly earnings and market psychology?

MacRae: Let me answer that with an example: You can make a significant discovery in a basin but how quickly you can bring oil on-stream depends on whether the necessary infrastructure is close at hand or already in place.

In deep water environments it can take five to ten years to bring a discovery to market. Oil companies realize they cannot just react to day-to-day fluctuations in the market.

They understand that to remain profitable, they have to replace reserves.

The Kara Sea is a great example, it’s a frontier region with huge reserve potential. Any discovery and commercial field development will require building significant infrastructure. However, if reserves are as significant as predict-

38

ции данных для традиционных коллекторов углеводородов в Западной Сибири. Компания ION работала с нефтеносными сланцами в Соединенных Штатах. Таким образом, на следующем этапе необходимо адаптировать технологические процессы и объединить их с местным опытом ЛАРГЕО; в результате будет получено бесценное сочетание технологии и местных знаний, которое поможет компаниям оценивать потенциальные запасы.

НГЕ: Если говорить о морских операциях по всему миру, подразделение GeoVentures™ корпорации ION успешно работает в рамках программ сбора многоклиентных сейсмических данных BasinSPAN™. Вы можете это прокомментировать? МакРей: Наше подразделение GeoVentures завоевывает репутацию лидера в суровых условиях Арктики, имея большой опыт проведения работ во многих арктических бассейнах. Деятельность, которую мы осуществляем совместно с ЛАРГЕО, включает предоставление запатентованных услуг по обработке данных. В то же время подразделение GeoVentures разрабатывает многоклиентные программы для конкретных регионов по всему миру для лучшего понимания истории развития бассейна, тектоники, структурных особенностей, путей миграции углеводородов, а также углеводородного потенциала новых районов. За последние несколько лет подразделение GeoVentures успешно провело работы по получению и обработке данных в арктических водах, например, в районе Гренландии, а также в море Бофорта и Чукотском море у побережья Аляски. Для подтверждения наших намерений продолжать поддерживать геологоразведочные работы в высоких широтах Арктики, компания ION разработала подледную технологию регистрации сейсмических данных, позволяющую расширить короткий полевой сезон. НГЕ: Насколько большое значение имеет Россия для вашей деятельности в целом? МакРей: Разумеется, мы видим растущие возможности российского рынка и стремимся предоставлять наши технологии компании ЛАРГЕО для поддержания их усилий по расширению и увеличению ресурсной базы. В мировом масштабе наш бизнес очень устойчив, так как нефтяные компании сталкиваются с необходимостью обновления ресурсной базы. Компании уже утвердили значительный бюджет на геологоразведочные работы в 2013 году. Это серьезный стимул, и с точки зрения как нефтяных, так и сервисных компаний, этот год будет очень благоприятным. НГЕ: Рассматривают ли нефтяные компании геологоразведочные работы в долгосрочной перспективе, несмотря на тенденцию акционерных компаний открытого типа реагировать на подъемы и спады квартальных доходов, а также на рыночную психологию?

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ ● Alexander Yakovlev, Managing Director of

LARGEO, at the LARGEO-ION Data Processing Center in Moscow. ● Управляющий директор ЛАРГЕО Александр Яковлев в Московском центре обработки данных LARGEO-ION.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

ed, and unless there is a total collapse in today’s oil price or a prolonged and devastating global recession, exploration there has to continue.

OGE: I believe the bulk of the data that is available on the Kara Sea is from the Soviet era. Is that true?

MacRae: There has been new data acquired recently but up until a few years ago only legacy had been available to understand the potential of the area. New data now includes 13,000 kilometers of 2D and the first modern 3D acquired this past season. Multiple 3D data sets are planned over the next four to five years.

Editor’s Note: ION Geophysical’s JV with LARGEO is one of several joint venture relationships ION has in various regions of the world. But besides being LARGEO’s regional partner in Russia, LARGEO itself works globally on its own, participating in tenders wherever they may be, including the North Sea, South America and West Africa.

Under its agreement with LARGEO, ION provides technology support in projects where LARGEO uses GXT software primarily in the Russian Federation and mainly on land. If LARGEO uses GXT technology, ION supports them.

Among the dozen or so ION GXT imaging centers using GX Technology globally, LARGEO’s Moscow facility ranks second only to ION’s Houston facility. Visit www.oilandgaseurasia.com and search “LARGEO” to read more.)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

МакРей: Позвольте мне ответить на конкретном примере: вы можете совершить значительное открытие в каком-то бассейне, но то, как быстро удастся начать добычу, зависит от наличия инфраструктуры на месте или на прилегающих территориях. В глубоководных районах может потребоваться от пяти до десяти лет, чтобы начать коммерческую эксплуатацию месторождения. Нефтяные компании понимают, что они не могут реагировать на ежедневные колебания рынка, и, чтобы сохранить рентабельность, они должны осуществлять воспроизводство ресурсной базы. Прекрасный пример – Карское море. Это малоизученный регион с огромным ресурсным потенциалом. Любое открытие и промышленная разработка месторождения потребуют создания серьезной инфраструктуры. Тем не менее, если запасы окажутся такими значительными, как ожидается, цены на нефть не рухнут, и не случится глубокой и длительной рецессии, продолжать работы в этом регионе просто необходимо. НГЕ: Насколько я понимаю, основной объем данных по Карскому морю получен еще в советское время. Так ли это? МакРей: Недавно были получены новые данные, но до этого момента для получения представления о потенциале района использовались только устаревшие данные. Новые данные включают 13 тыс. км 2D данных, а также первые современные 3D данные, полученные в прошедшем рабочем сезоне. На ближайшие четыре-пять лет запланировано получение большого количества данных 3D.

Примечание редактора: СП ION Geophysical и ЛАРГЕО – одно из нескольких успешных совместных предприятий корпорации ION, которые представлены в различных регионах мира. Являясь партнером ION в России, ЛАРГЕО также работает самостоятельно и участвует в тендерах по всему миру, в том числе и в таких регионах, как Северное море, Южная Америка и Западная Африка. В рамках соглашения с ЛАРГЕО корпорация ION занимается предоставлением техподдержки для тех проектов, где ЛАРГЕО применяет GXT-программы – это прежде всего наземные проекты в России. Среди примерно дюжины центров обработки данных корпорации ION по всему миру, центр обработки данных ЛАРГЕО-ION/GXT в Москве является вторым по величине после центра в Хьюстоне. Посетите сайт www.oilandgaseurasia.ru, где по запросу «ЛАРГЕО» вы сможете получить более подробную информацию.

39

SEISMIC PROCESSING

Applying EarthStudy 360 Full– azimuth Angle Domain Imaging and AVAZ Inversion to Study Fractures in Carbonate Reservoirs in the Middle Volga Region (Russia)

Применение системы получения и интерпретации полноазимутальных сейсмических изображений EarthStudy 360 и AVAZ инверсии для изучения трещин и разломов карбонатных коллекторов Средневолжского региона России Stepanov Igor, Galkin Alexander, Inozemtsev Alexander, Erchenkov Mikhail

Степанов Игорь, Галкин Александр, Иноземцев Александр, Ерченков Михаил

n onshore seismic exploration, standard migration technologies have traditionally been unable to provide sufficient detail and accuracy when imaging subsurface carbonate reservoirs. A new method was required to provide higher-quality depth images and reservoir characteristics, to both enable a more correct placement of exploration and production wells, and to improve production flow.

ри наземной сейсморазведке стандартные технологии миграции обычно не в состоянии обеспечить достаточную точность и детализацию изображений подземных карбонатных коллекторов. Для более точного определения мест бурения разведочных и эксплуатационных скважин, а также для улучшения производственного процесса требовался новый метод получения высококачественных изображений пластов-коллекторов и определения их параметров.

I

The Solution A project was performed in carbonate reservoirs in the Middle Volga region of Russia using the Paradigm EarthStudy 360® full-azimuth angle domain imaging system (Koren and Ravve, 2011), including tomography and anisotropic AVAZ inversion (Canning and Malkin, 2009).

3D seismic data from onshore surveys was first processed with careful amplitude preservation. The seismic dataset was characterized by an average fold of 90 with sparse

П

Решение Описываемый ниже метод с использованием системы получения и интерпретации полноазимутальных сейсмических изображений Paradigm EarthStudy 360® (Koren and Ravve, 2011), включая томографию и анизотропную инверсию AVAZ (Canning and Malkin, 2009), был применен для исследования карбонатных коллекторов Средневолжского региона России. Трехмерные сейсмические данные,

Sintez Petroleum, JSC: Stepanov Igor Viktorovich, Chief Seismic Exploration Specialist/Principle Seismic Consultant; Galkin Alexander Vasilyevich, Chief Specialist, JSC Zapprikaspiygeofizika.

Paradigm Moscow: Dr. Inozemtsev Alexander Nickolaevich, Business Development Manager & Chief Advisor for Processing and Inversion Technologies; Erchenkov Mikhail Viktorovich, Director. ЗАО «Синтез Петролеум»: Степанов Игорь Викторович, главный специалист в области сейсморазведки и ведущий консультант по сейсмическим вопросам; Галкин Александр Васильевич, главный специалист АО «Запприкаспийгеофизика». Отделение компании Paradigm в Москве: Иноземцев Александр Николаевич, к.т.н., менеджер по развитию бизнеса и главный советник по технологиям обработки и инверсии; Ерченков Михаил Викторович, директор.

40

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

full-azimuth distribution and a maximum offset of 3,900 meters. The maximum target depth was 4,000 meters.

The workflow included: ● 3D ray tracing to better understand subsurface angle domain illumination, taking into account velocity model anisotropy/heterogeneity and the seismic acquisition pattern of the data. ● Derivation of initial anisotropic velocity model parameters (VTI). ● Generation of full-azimuth directional angle gathers, extraction of dip, azimuth and continuity (DAC), and performance of both specular weighted and diffraction weighted energy stacks to enhance the image quality of subsurface continuous and discontinuous objects, respectively. ● Generation of full-azimuth reflection angle gathers in the specular direction, using residual moveouts (RMO) measured along the gathers for anisotropic tomographic velocity model updating. ● Re-generation of the full-azimuth reflection angle gathers, followed by azimuthal (HTI) residual moveout analysis and inversion to obtain optimal HTI effective parameters: Azimuth of axial HTI symmetry; HTI anisotropy intensity (Delta2); and relative residual velocity along fractures (Alpha). ● Performance of amplitude AVAZ inversion to obtain volumes of AVAZ attributes: Anisotropic and isotropic gradients, and volumes of fracture density and fracture orientation.

Detailed Analysis A comparison was made between the quality of the seismic depth image obtained using the EarthStudy 360 Imager and that of a Kirchhoff migration. The depth velocity model, migration aperture and other parameters in both cases were the same.

полученные на основе наземной разведки, были сперва обработаны при тщательном сохранении амплитуды. Сейсмограммы характеризовалась средней кратностью – 90, относительно равномерным полно-азимутальным распределением лучей и равномерным распределением удалений при максимальном значении – 3 900 м. Максимальная целевая глубина исследований составляла 4 000 м.

Технологический процесс включал следующие стадии: ● 3D-трассирование лучей для лучшего понимания углового распределения освещенности пластов с учетом анизотропии/неоднородности скоростной модели и общей конфигурации данных сейсморазведки. ● Определение начальных параметров анизотропной скоростной модели (VTI). ● Получение полно-азимутальных дирекционных угловых сейсмограмм, определение наклона, азимута и непрерывности (DAC), проведение взвешенного рефлекционного и дифракционного суммирования для улучшения качества изображения подземных непрерывных и неоднородных объектов, соответственно. ● Получение полно-азимутальных рефлекционных угловых сейсмограмм по зеркальной компоненте, оценка параметров остаточной кинематики (RMO), измеренных вдоль сейсмических трасс, для корректировки анизотропной томографической скоростной модели. ● Повторное получение полно-азимутальных рефлекционных угловых сейсмограмм с последующим проведением азимутального анализа остаточной кинематики для определения горизонтальной поперечной изотропии (HTI) и анализа по методике Swan для получения оптимальных эффективных параметров HTI: азимута оси симметрии HTI, интенсивности анизотропии HTI (Delta2) и относительной остаточной скорости вдоль трещин (Alpha). ● Проведение амплитудной инверсии AVAZ для расчета кубов параметров AVAZ: анизотропных и изотропных градиентов, кубов плотности трещин и их ориентации, включая разломы.

● Fig. 1. A comparison of the results of EarthStudy 360 Imager vs. Kirchhoff. ● Рис. 1. Сравнение результатов, полученных с использованием EarthStudy 360 Imager и на основе миграции по Кирхгофу.

EarthStudy 360 Imager EarthStudy 360

Kirchhoff migration Миграция по Кирхгофу

Terrigene thickness (C) Терригенная толщина (C)

Carbonate thickness (D3)

Terrigene thickness (D3) Толщина карбонатного коллектора (D3)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#12 /1 December 2012 / January 2013

SEISMIC PROCESSING Dip Volume / Наклон

Azimuth Volume / Азимут

Детальный анализ

Было проведено сравнение качества сейсмических изображений, полученных с помощью EarthStudy 360 и на основе миграции по Кирхгофу. Глубинная скоростная модель, апертура миграции и другие параметры в обоих случаях были одинаковыми. На рис. 1 приведены два сейсмических изображения, полученных с помощью разных методов миграции. Изображение слева (полученное с помощью EarthStudy 360) демонстрирует больше деталей в вертикальном и поперечном направлениях, а также улучшенное качество глубинного изображения, в том числе тонкую структуру пластов и сдвигов. В центре системы пластов усматриваются также признаки глобального разлома. При миграции ● Fig. 2. Dip (left) and azimuth (right) volumes automatically extracted from directional Кирхгофа видны только отдельные и angle gathers – it is possible to see that the complex reef is characterized by 50° dips. нечеткие признаки. ● Рис. 2. Наклон (слева) и азимут (справа), автоматически полученные из Были получены дирекционные дирекционных угловых сейсмограмм; можно видеть, что система пластов угловые сейсмограммы, в также автомахарактеризуется 50° наклонами. тически определены наклон, азимут и Fig. 1 shows two seismic images after applying the непрерывность (DAC) глубинных отраdifferent migrations. The image on the left (EarthStudy жающих горизонтов. Эта информация очень важна для 360) shows greater detail in the vertical and lateral direc- геологов, поскольку содержит количественные данные о tions, and improved depth image quality, including com- наклоне и азимуте геологических границ в каждой точке plex reef constructions and faults. There are also signs of пласта. Эта информация является гораздо более точной, a global fault in the center of the reef complex. With the чем результаты вычисления различных структурных параKirchhoff migration, only separate and indistinct signs are метров с помощью стандартных методов обработки данdiscernible. ных после суммирования. Эта информация также играет Directional angle gathers were created, and dip, azi- существенную роль при выполнении миграций, учитываюmuth and continuity (DAC) of the subsurface reflectors щих анизотропию TTI . were automatically extracted. This information is very С помощью модели фоновых скоростей были получены important for geologists, as it provides quantitative knowl- полно-азимутальные рефлекционные угловые сейсмограмedge about the dip and azimuth of the geological interfaces мы, показанные на рис. 3. Результаты демонстрируют как at each local subsurface point. The results are much more кинематические, так и динамические азимутальные отклоprecise than those obtained using standard techniques нения. Были проанализированы рефлекционные угловые 3D сейсмограммы, ● Fig. 3. An example of the input data for the analysis of HTI anisotropic 3D reflection gathers. регистрирующие ● Рис. 3. Пример анализа рефлекционных угловых 3D сейсмограмм, регистрирующих HTI-анизотропию.

HTI-анизотропию.

3D Reflection Gathers Azimuth Sectors Amplitude Volume Depth Velocity Model Кривые изменения амплитуды вдоль (9 sectors at 40° each) (9 sectors at 40° each) отражающих гориРефлекционные Азимутальные секторы Куб амплитуд Глубинная скоростная зонтов карбонатного 3D-сейсмограммы (9 секторов по 40°) модель пласта демонстри(9 секторов по 40°) руют значительные азимутальные вариации, что свидетельствует о наличии разломов или одностороннего давления. Рис. 4 показывает четкую корреляцию между сейсмическим изображением и параметрами AVAZ инверсии: Плотность трещин и ось симметрии HTI, связанные с почти вертикальным разломом. Азимут

42

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

оси симметрии HTI ориентирован под азимутальным углом 110-140°. На основе комбинации кубов сейсмических амплитуд и плотности трещин была проведена комплексная интерпретация. Эта комбинация позволила провести прямую оценку наличия трещин в различных фрагментах пластов. Было установлено, ● Fig. 4. The results of AVAZ inversion at the vertical section level, along the reef. что главные анома● Рис. 4. Результаты инверсии AVAZ на вертикальном срезе вдоль пласта. лии плотности трещин сосредоточены performed over post-stack data, normally obtained by в структуре рифов и распределены в его контуре неравноcomputing different structural attributes. This information мерно. is also essential when performing migrations that consider Сравнение полученных с помощью EarthStudy 360 TTI anisotropy. результатов на уровне карт амплитуд привело к интересFull-azimuth reflection angle gathers were generated ным данным. Поперечное сечение пласта на изображениusing the background velocity model shown in Fig. 3 below. ях, созданных с помощью EarthStudy 360, демонстрирует The results showed both kinematic and dynamic azimuthal более высокое горизонтальное разрешение, чем поперечvariations. HTI anisotropic 3D reflection angle gathers ное сечение, полученное на основе миграции по Кирхгофу. were analyzed. The curves of amplitude variations obtained В этом же районе геологи обнаружили барьерный палеоalong the carbonate reef reflectors showed considerable риф (на аэрофотоснимке показан современный Большой azimuthal changes, indicating the existence of fractures or барьерный риф в Австралии). Современный риф имеет preferred stress orientation. аналогичную палеоструктуру, состоящую из многих свяFig. 4 shows a clear correlation between the seismic занных (и несвязанных) сегментов, и расположен вдоль image and the AVAZ inverted attributes: Fracture density крупного разлома. Можно с уверенностью предположить, and HTI axis of symmetry along a near vertical fault within что палеориф и современный риф имеют одно и то же the reef. The azimuth of the HTI axis of symmetry is ori- происхождение, что вносит дополнительный вклад в наше ented at an azimuthal range of 110-140°. понимание механизмов образования рифов.

Integrated interpretation was performed by combinС помощью EarthStudy 360 из дирекционных сейсмоing volumes of seismic amplitudes and fracture density. грамм, за счет фильтрации энергии отражения в первой зоне This combination enabled a direct assessment of which Френеля и сохранения только энергии дифрагированноparts of the reef contained fractures. It was ascertained that отраженной волны, было получено дифракционное преthe main fracture density anomalies were concentrated in образование. Это было сделано с помощью специального процессора, включенного в модуль Seismic Amplitude Volume Overlaid on Fracture Density Volume «Навигатор скоКуб сейсмических амплитуд, наложенный на куб плотности трещин ростей» (Velocity Navigator module) системы построения скоростных моделей Paradigm GeoDepth®. Куб сейсмических данных, полученных с помощью дифракционного преобразования, дает гораздо более высокое разрешение характеристик нарушений и неоднородностей по сравнению ● Fig. 5. Integrated interpretation of AVAZ inversion results: A reef complex and separate reef are circled. с традиционным ● Рис. 5. Комплексная интерпретация результатов инверсии AVAZ. Кружками обведены рифогенный комплекс анализом на основе и отдельный рифовый объект. кубов когерентно-

Seismic volume Куб сейсмических данных

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Fracture density volume Плотность трещин

HTI axis of symmetry volume Ось симметрии HTI-анизотропии

43

#12 /1 December 2012 / January 2013

SEISMIC PROCESSING Kirchhoff Migration Миграция по Кирхгофу

EarthStudy 360 Migration Миграция на основе EarthStudy 360

Fragment of the Great Barrier Reef, сти, поскольку параметры когеAustralia / фрагмент Большого рентности вычисляются после суммирования, а взвешенный барьерного рифа, Австралия

дифракционный куб – на основе данных дирекционных угловых сейсмограмм до суммирования. Качество поперечного сечения, полученного на основе изучения дифракционного куба в деталях гораздо выше качества горизонтального разрешения на поперечном сечении, полученном с использованием куба когерентности (рис.

7), и на первом можно увидеть гораздо больше деталей, связанных с разломами разного масштаба. На нем можно даже заметить кольцеобразный объект (риф), аналогичный тем, ● Fig. 6. Amplitude slices following Kirchhoff and EarthStudy 360 migrations. For comparison, a fragкоторые присутствуют в совреment of the Great Barrier Reef is shown. ● Рис. 6. Карты амплитуда поперечного сечения, полученные с помощью миграции по Кирхгофу и менных барьерных рифах.

миграции на основе EarthStudy 360. Для сравнения показан фрагмент Большого барьерного рифа.

Результаты

Наиболее важным результатом данного проекта явилось определение плотности и азимутальной ориентации трещин исследуемого карбонатного коллектора. На рис. 8 приведены фрагменты двух таких карт изученного объекта. Слева приведена карта плотности трещин (желто-красный цвет указывает на более высокую плотность трещин), на которую наложено векторное изображение, показывающее ориентацию и интенсивность трещин. Справа приведена карта азимутальной ориентации трещин. Направление вектора совпадает с направлением трещин в азимутальном диапазоне 37-55°.

the structure of the reef, and were distributed non-uniformly in the reef layers.

Interesting information was obtained when comparing the results received using EarthStudy 360 at the amplitude map level. The depth slice in the reef after EarthStudy 360 imaging shows higher lateral resolution and detail than the Kirchhoff depth slice. In this same area, geologists have detected a barrier paleo-reef (the modern Great Barrier Reef in Australia, shown in an aerial photograph). The modern reef has a similar paleo-reef structure consisting of many connected (or unconnected) segCoherence Cube EarthStudy 360 Diffraction weighted stack Ring-shaped fragment ments, and it is located along a major Результаты расчета куба EarthStudy 360 a “black hole” (view fault. We may confidently assume that когерентности EarthStudy 360 Результаты дифракционного from Earth’s surface) the paleo-reef and the modern reef преобразования EarthStudy 360 / Кольцеобразный had the same origin, which further фрагмент contributes to our understanding of «черная дыра» (вид с the reef mechanism. поверхности Земли) Using EarthStudy 360, a diffraction weighted stack was obtained from directional gathers by filtering specular energy in Fresnel’s first zone and conserving only the energy of the diffracted reflections. This was done by means of a special processor Ring-shaped fragment in the Paradigm GeoDepth® Velocity a “black hole” (aerial Navigator module. The seismic volview) / Кольцеобразный ume of the diffraction weighted фрагмент – «черная stack has a much higher resolution дыра» (аэроснимок) of discontinuous features than the traditional Coherence Cube, as the coherence attribute is calculated along post-stack data (averaging), and the diffraction weighted stack is performed on pre-stack directional angle gathers. The quality of the slice extracted from a discontinuous cube ● Fig. 7. Depth slices extracted from Coherence Cube and diffraction weighted stack. is far better than the lateral resolution ● Рис. 7. Поперечные сечения, полученные из расчета куба когерентности и на основе quality of the slice obtained using the дифракционного преобразования.

44

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

● Fig. 8. Comparison of results of AVAZ inversion at the map level. ● Рис. 8. Сравнение результатов инверсии AVAZ на уровне карты амплитуд.

ОБРАБОТКА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ Fracture Density + Vector Image Плотность трещин + векторное изображение

Fracture Azimuth Orientation Азимутальная ориентация трещин

Coherence Cube (Fig. 7), and many more details relating to fractures of different sizes are visible. It is even possible to see a local ring-shaped object (reef) similar to the objects in a modern barrier reef.

Results The most important results obtained in this project were the identification of fracture density and fracture azimuthal orientation within the target carbonate reef. Fig. 8 shows fragments of two such maps in that area: At left – a fracture density map (the yellow-red color indicates increased fracture density) with a vector image imposed on it that shows the direction of minimum horizontal stress and stress intensity. At right – a map of azimuthal orientation of the minimum horizontal stress direction. The vector direction coincides with the fracture direction in a range of 37-55°.

The evidence showed that the use of EarthStudy 360 in onshore seismic exploration resulted in a higher resolution and more informative depth image than any traditional migration technology. The data provided more information about structural attributes such as dip and azimuth of the subsurface reflectors, and about reservoir properties characterized by fracture density and their azimuthal orientation. Furthermore, the seismic volume of the diffraction weighted stack had a much higher resolution of discontinuous features than that obtained using the traditional Coherence Cube technology. Together, this new information enabled a more certain identification of reef objects in carbonate thicknesses, and a reliable estimation of the distribution and orientation of fractures.

Based on that information, a new well was drilled, and for the first time in this region, oil was found in the Paleozoic zone. In addition, a large oil inflow was received from a Devonian reef.

37-55°

The volumes and maps obtained using the EarthStudy 360 full-azimuth imaging technology provide essential information for drilling and for improving production flow, as they give a full description of the subsurface parameters, including information about the distribution of large faults and fracture properties. This information ensures optimal horizontal drilling as well as the correct placement of exploration wells.

Данные свидетельствуют о том, что использование EarthStudy 360 в наземной сейсморазведке привело к более высокому разрешению и более информативным глубинным изображениям, чем при использовании любой традиционной технологии миграции. Полученные данные дают больше информации о структурных параметрах, таких как наклон и азимут глубинных отражающих горизонтов, а также о свойствах коллектора, выраженных в плотности трещин и их азимутальной ориентации. Кроме того куб сейсмических данных, полученный на основе дифракционного преобразования, имеет гораздо более высокое разрешение, чем результаты, полученные на основе традиционной технологии расчета куба когерентности. В совокупности эти новые данные позволяют более точно идентифицировать рифовые объекты в карбонатных пластах и надежно оценивать распределение и ориентацию трещин и разломов.

C учетом новой информации пробурена новая скважина, в которой впервые в этом регионе обнаружено нефтепроявление в Палеозойских отложениях на небольшой глубине, а в девонских отложениях вскрыт риф, где после испытания получен большой приток нефти. Кубы данных и карты, полученные с помощью системы построения и интерпретации полно-азимутальных сейсмических изображений EarthStudy 360, дают существенную информацию, необходимую для бурения и улучшения производственных процессов, поскольку эти данные и карты предоставляют полное описание параметров пластов, включая информацию о распределении масштабных сдвигов и о свойствах трещин и разломов. Эта информация обеспечивает оптимальное горизонтальное бурение, а также правильное размещение разведочных скважин.

References

Библиография

1. Koren, Z., I. Ravve, Full-azimuth Subsurface Angle Domain Wavefield Decomposition and Imaging, Geophysics, Vol. 76, No. 1, January-February 2011, pp. S1-S13.

2. Anat Canning and Alex Malkin, Paradigm, Azimuthal AVA Analysis Using Full-Azimuth 3D Angle Gathers: SEG, Houston, 2009, International Exposition and Annual Meeting.

1. Koren, Z., I. Ravve, Full-azimuth Subsurface Angle Domain Wavefield Decomposition and Imaging («Полноазимутальное разложение волнового поля и получение изображений подземных пластов»), Geophysics, том 76, № 1, январь-февраль 2011 год, стр. S1–S13.

2. Anat Canning и Alex Malkin, компания Paradigm, Azimuthal AVA Analysis Using FullAzimuth 3D Angle Gathers («Азимутальный анализ на основе изменения амплитуд в зависимости от угла падения с использованием полноазимутальных угловых 3D-сейсмограмм»). Международная выставка и ежегодная конференция Общества геофизиков-разведчиков (SEG), Хьюстон, 2009 год.

Benefit

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

LNG

Smit Lamnalco Takes the Key Service Role in Papua New Guinea LNG Project

Ключевая роль компании Smit Lamnalco в предоставлении услуг по проекту СПГ в Папуа – Новой Гвинее Article is provided by Smit Lamnalco Company

A

milestone has been reached in the ground-breaking Papua New Guinea Liquefied Natural Gas (PN LNG) project, following the award of the towage and marine support contract to global offshore and gas terminal service specialist Smit Lamnalco The award is the latest step forward in the multinational project that is scheduled to begin delivering LNG in 2014, with drilling work on the first of the fields gathering pace.

Work has been underway at the Hides natural gas field since late summer and, over the course of the project’s 30-year lifespan, more than 9 trillion cubic feet (tcf) of gas is expected to be sourced from the Hides, Angore, Juha, Kutubu, Agogo, Moran and Gobe Main fields at the rate of 6.6 million tons per annum. Investment in the initial phase of the project, excluding shipping costs, is estimated at $15.7 billion.

Each of the fields is located in the Southern Highlands and Western provinces of Papua New Guinea and the gas will be conditioned in the Highlands and transported by pipeline to an LNG plant approximately 20 kilometers northwest of Port Moresby. The PNG LNG project will supply major customers including Chinese Petroleum Corporation, Osaka Gas Company Limited, The Tokyo Electric Power Company Inc and Unipec Asia Company Limited, a subsidiary of China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec).

PNG LNG will have significant ramifications on the local economy and environment for decades to come. The independent research group ACIL Tasman has predicted that when the project is in production it will more than double the country’s GDP, triple export revenues and create significant employment and business development opportunities for Papua New Guineans while maintaining the crucial balance between promoting economic growth and protecting the environment. More than 10,000 Papua New Guineans are reckoned to have undertaken training associated with the project overall.

All of this in line with Smit Lamnalco company policy, which is centred on developing local expertise wherever it operates. The company’s 10-year marine support and towage contract will provide tugboats and crews to assist berthing LNG carriers in Papua New Guinea. It is worth approximately $120 million over the period, which could be extended to 25 years.

To meet its obligations, Smit Lamnalco has placed an order with Hong Kong-based shipbuilder, Cheoy Lee, for a series of four 32-meter long RAstar 3200 class Azimuth Stern Drive (ASD) tugs. Delivery of the first

46

Статья предоставлена компанией Smit Lamnalco

П

осле заключения договора на проведение буксировки и поддержки морских операций с мировым специалистом по морским операциям и обслуживанию газовых терминалов компанией Smit Lamnalco был достигнут важный рубеж в реализации новаторского проекта по сжиженному природному газу в Папуа – Новой Гвинее (ПНГ СПГ), Заключение контракта стало очередным шагом вперед в реализации многонационального проекта, который предусматривает начало поставок СПГ в 2014 году, при том, что бурение на первом из месторождений набирает обороты. На месторождении природного газа Hides работы ведутся с конца лета, и ожидается, что в ходе осуществления рассчитанного на 30 лет проекта на месторождениях Hides, Angore, Juha, Kutubu, Agogo, Moran и Gobe Main будет получено более 9 трлн кубофутов газа при ежегодном производстве около 6,6 млн тонн. Предполагается, что инвестиции на начальном этапе проекта (исключая расходы на транспортировку) составят $15,7 млрд. Все месторождения находятся в южном нагорье и западной провинции Папуа – Новой Гвинеи, подготовка газа будет осуществляться в горной местности, после чего газ будет перекачиваться по трубопроводу до завода СПГ, находящегося примерно в 20 км к северо-западу от города Порт-Морсби. Основными потребителями продукции проекта ПНГ СПГ будут такие компании, как Chinese Petroleum Corporation, Osaka Gas Company Limited, Tokyo Electric Power Company Inc и Unipec Asia Company Limited, дочерняя компания China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec). В течение ближайших десятилетий проект ПНГ СПГ будет оказывать значительное воздействие на местную экономику и окружающую среду. Независимая исследовательская группа ACIL Tasman прогнозирует, что в период добычи проект приведет к увеличению более чем в два раза валового внутреннего продукта страны (ВВП), увеличению доходов от экспорта более чем в три раза, а также обеспечит значительную занятость населения Папуа – Новой Гвинеи при сохранении критического баланса между содействием экономическому росту и защитой окружающей среды. Предусмотрено обучение более чем 10 тыс. жителей Папуа – Новой Гвинеи для участия в работах, связанных с реализацией проекта. Все это совпадает с политикой компании Smit Lamnalco, которая старается развивать профессиональные знания местного персонала, где бы она ни работала. В соответствии с десятилетним контрактом компании по поддержке морских операций и буксировке, будут предоставлены буксирные суда и команды для помощи в швартовке танкеров СПГ в Папуа-Новой Гвинее.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

СПГ

two new tugs from the Pearl River Delta yard is scheduled for October and November 2013 with the remaining two following in January and February 2014.

“Papua New Guinea is a proud seafaring nation and we are committed to creating local job opportunities,” says Paul Grizell, Smit Lamnalco General Manager Australasia. “Over time we intend to hire nationals to operate on our vessels, trained to international standards. Timely asset deployment and crew training standards played a key role in ExxonMobil entrusting us with this contract.”

Tug Match As part of its commitment to the project Smit Lamnalco will establish a dedicated operation in Papua New Guinea. “As in other markets, Smit Lamnalco will draw on its experience in cultivating strong ties with local interests in order to support our service offering,” Paul Grizell stressed.

“We are firmly committed to matching our international standards to local needs.”

The RAStar series was designed by Vancouver-based Robert Allan to provide the high power levels needed to undertake escort operations in weather- and sea-exposed areas, including LNG terminals, where high standards of sea keeping are required.

Smit Lamnalco has operated 36-meter long, 100-ton bollard pull rated RAstar 3600 tugs in the Middle East Gulf since 2009. “We have had a very positive experience with this hull type, so it was the natural choice to opt for the RAstar design once again,” noted Phil Cornish from Smit Lamnalco’s Projects Department. “However, because of the particular requirements of the PNG contract, we have opted for a shorter version with a lower bollard pull rating, which we believe will be a better match for the expected operating conditions.”

The four new buildings will have a maximum bollard pull of 65 tons astern and 69 tons ahead. A number of specific safety features have been included in the specifications to meet stringent safety requirements for operations in LNG terminal environments.

The tugs will be built to the demanding FiFi class 1 rating to deliver 2,400 cubic meters of water per hour. They will carry the Escort class notation and tow over the bow, hence the 65 tons astern pull rating. The four tugs will also be equipped with a render recovery winch capable of maintaining a consistent line tension in rough seas.

Papua New Guinea Папуа Новая Гвинея

SOURCE / ИСТОЧНИК: SMIT LAMNALCO

Kutubu oil facility Нефтебаза Кутубу

LNG Plant Завод СПГ

Oil export platform Платформа для экспорта нефти

Port Moresby Порт-Морсби

Gas Line / Газопровод Liquid Line / Нефтепровод

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Стоимость этих услуг в период действия контракта составит $120 млн, причем срок действия контракта может быть продлен до 25 лет. Для выполнения своих обязательств по контракту, компания Smit Lamnalco разместила заказ в базирующейся в Гонконге судостроительной компании Cheoy Lee на строительство четырех 32-метровых буксиров RAstar 3200 класса с азимутальной поворотно-откидной колонкой (Azimuth Stern Drive – ASD). Доставка первых двух новых буксирных судов с судоверфи Pearl River Delta запланирована на октябрь и ноябрь 2013 года, а остальных двух – соответственно на январь и февраль 2014 года. «Жители Папуа – Новой Гвинеи – это гордый народ мореплавателей, и мы обязались обеспечить рабочие места местным жителям, – сказал Пол Гризелл, главный управляющий подразделения компании Smit Lamnalco в Океании. – Со временем мы планируем нанимать местных жителей, подготовленных в соответствии с международными стандартами, для управления нашими судами. Оперативное развертывание систем и стандарты обучения команд сыграли ключевую роль в решении компании ExxonMobil поручить нам данный контракт».

Выбор буксирных судов

В рамках своих обязательств по проекту, компания Smit Lamnalco организует специализированные операции в Папуа – Новой Гвинее. «Так же, как и на других рынках, для поддержки наших предложений по оказанию услуг компания Smit Lamnalco привлечет свой опыт формирования прочных связей с местными интересами, – отметил Пол Гризелл. – Мы твердо намерены согласовывать наши международные стандарты с местными потребностями». Серия RAStar была разработана компанией Robert Allan, находящейся в Ванкувере, для обеспечения высоких уровней мощности, необходимых для операций по сопровождению судов в районах, подверженных воздействию погодных и морских факторов, включая терминалы СПГ, где требуются высокие стандарты мореходных качеств. Компания Smit Lamnalco эксплуатировала буксиры RAstar 3600 длиной 36 метров, с тяговым усилием на швартовах до 100 тонн в Персидском заливе с 2009 года. «Мы получили очень хороший опыт работы с таким типом корпуса, поэтому для нас был естественным выбор в пользу конструкции RAstar, – заметил Фил Корниш из отдела проектов компании Smit Lamnalco. – Однако, в связи с конкретными требованиями контракта для ПНГ, мы сделали выбор в пользу более короткого варианта с более низким тяговым усилием на швартовах, что, как мы считаем, больше подойдет для предполагаемых условий работ». Четыре новых сооружения будут иметь максимальное тяговое усилие на швартовах 65 тонн в обратном направлении и 69 Natural gas wells Газовые скважины тонн в прямом направлении. В техничеHides gas ские условия включен ряд специальных conditioning plant защитных характеристик для того, чтобы Завод по подготовке газа удовлетворить жесткие требования по Future Juhs Хайдс Production Facility безопасности, предъявляемые к операциБудущее ям в районе терминалов СПГ. оборудование для ведения добычи Буксиры будут построены в соответДжуха ствии с классом 1 систем пожаротушения и рассчитаны на подачу 2 400 м3 воды в час. Они относятся к классу судов сопровождения, и будут осуществлять букProduction trains сировку с носовой части, т.е. будет обеТехнологическая линия промысловой подготовки газа спечиваться 65 тонн тягового усилия на LNG storage tanks швартовах в прямом направлении. Четыре Резервуары хранения СПГ буксира будут также оснащены автоматиLoading arms чески регулирующей натяжение лебедкой, Загрузочный рукав СПГ способной обеспечивать постоянное натяжение троса при волнении на море. «Данный контракт свидетельствует, что LNG tanker / Танкер СПГ компания Smit Lamnalco намерена вкла-

47

PHOTO / ФОТО: SMIT LAMNALCO

LNG

● Smit Lamnalco diver emerges from single point mooring maintenance (in the Middle East). ● Дайвер Smit Lamnalco поднимается из воды после осмотра одноякорного причала (на Ближнем Востоке).

“This contract shows Smit Lamnalco is willing to invest in owned tugs to enhance our capabilities in the offshore terminals market and meet the demanding requirements of customers in the LNG sector,” says Cornish.

“This is a relatively new, but still tried and tested Robert Allan design, which we have customised to meet the particular needs of our first foray into the Papua New Guinea terminals market.”

Smith Lamnalco has used Cheoy Lee in the past and opted to go to the yard again because of its track record in building to the Robert Allan design. The vessels will be the first RAstar 3200 tugs to be delivered by the Chinese shipyard.

The Smit Lamnalco will conduct all crew training in house by offering officially recognised courses on STCW and other pertinent issues. The company’s long experience in operating in territorial waters and in compliance with cabotage legislation underpins its specialisation in using local labour to provide services.

ExxonMobil subsidiary Esso Highlands Limited is constructing and operating the overall project on behalf of the co-venture companies Oil Search Limited, NPCP, Santos, JX Nippon Oil & Gas Exploration, Mineral Resources Development Company and Petromin PNG Holdings Limited.

Esso Highlands has deployed the Nabors Rig 702 for drilling work on the first well. The rig has been designed to withstand earthquakes and includes containment equipment and facilities to protect the environment and the drilling team, including Papua New Guinean engineers, spent a year and a half in Melbourne studying ExxonMobil’s operations before starting work.

“Helping to bring Papua New Guinea’s natural gas to market while balancing economic growth, environmental protection and social development demands the integration of ingenuity, integrity, innovation and reliability with an unwavering commitment to delivering on our promises,” emphasized Peter Graham, Managing Director, Esso Highlands.

Smit Lamnalco’s is the latest commitment by a participant in the overall project to use local labor sources where feasible. More than 40 Papua New Guineans have completed the welding training program at the plant site some 20 kilometers from Port Moresby. During the three-week program, participants attended full-time training and learned, through sequential phases, welding techniques including structural, support and normal (or light) welding.

“We are committed to investing in and motivating our local workforce to develop skills,” says Plant Site Senior Project Manager Yow-Yeen Lee. “Skills development is important to their future and that of the LNG plant, as we need skilled workers for the site’s long-term operations.

48

#12 /1 December 2012 / January 2013

дывать средства в собственные буксирные суда для того, чтобы укрепить наши возможности на рынке морских терминалов и удовлетворять все более строгие требования клиентов в секторе СПГ, – сказал Корниш. – Это относительно новая, но уже опробованная и проверенная конструкция компании Robert Allan, которую мы модифицировали в соответствии с конкретными потребностями нашего вступления на рынок терминалов в Папуа – Новой Гвинее». Компания Smith Lamnalco уже обращалась к судоверфи Cheoy Lee в прошлом и приняла решение снова сотрудничать с ними из-за их опыта строительства судов по проектам Robert Allan. Эти суда станут первыми буксирами RAstar 3200, которые будут построены на этой китайской судоверфи. Компания Smit Lamnalco будет проводить обучение всех команд внутри компании, предоставляя официально признанные курсы в соответствии со стандартами обучения, сертификации моряков и несению вахты, а также по прочим имеющим отношение к проводимым работам вопросам. Большой опыт компании в операциях в территориальных водах и в соответствии с требованиями каботажного законодательства помогает ей использовать местную рабочую силу для осуществления услуг.

Esso Highlands Limited, дочерняя компания ExxonMobil, осуществляет разработку и реализацию проекта по поручению партнеров по проекту: Oil Search Limited, NPCP, Santos, JX Nippon Oil & Gas Exploration, Mineral Resources Development Company и Petromin PNG Holdings Limited. Компания Esso Highlands смонтировала установку Nabors Rig 702 для проведения буровых работ на первой скважине. Конструкция буровой установки позволяет ей выдерживать землетрясения и предусматривает защитные системы для оборудования и сооружений для защиты окружающей среды; до начала работ буровая бригада с участием инженеров со стороны Папуа – Новой Гвинеи провела полтора года в Мельбурне, изучая операции, проводимые компанией ExxonMobil. «Чтобы доставить природный газ Папуа – Новой Гвинеи на рынок при сохранении баланса экономического развития, охраны окружающей среды и социального развития, требуется объединение мастерства, работоспособности, инноваций и надежности с непоколебимыми обязательствами по выполнению наших обещаний», – подчеркнул Питер Грэхем, управляющий директор Esso Highlands. Компания Smit Lamnalco стала последним участником проекта, который принял обязательства по использованию местных трудовых ресурсов настолько, насколько это целесообразно. Более 40 жителей Папуа – Новой Гвинеи прошли курс по обучению сварочным работам на площадке завода, расположенной в 20 км от города Порт-Морсби. В течение трех недель обучаемые прошли полный курс обучения и последовательно освоили все методики сварки, включая сварку строительных конструкций, опор и сварку тонколистового металла. «Мы готовы целенаправленно вкладывать средства и стимулировать местных работников с целью совершенствования их профессиональных навыков, – заметил Яу-Йин Ли, руководитель проекта на заводе. – Это имеет большое значение как для их будущего, так и для будущего завода СПГ, поскольку для долгосрочных операций нам требуются квалифицированные кадры».

Oil&GasEURASIA

ФИНАНСОВЫЕ РЫНКИ

Looking Back on 2012: for Russia, More Positives than Negatives 2012 год в России в глобальном контексте Chris Weafer

Крис Уифер

here were quite a number of events last year, some represented positive developments while others can be considered negative. The list below breaks the more important events into several theme categories and lists the positives and negatives for each.

уходящем году мы стали свидетелями целого ряда событий и тенденций – как позитивных, так и негативных. Ниже перечислены самые основные из них, сгруппированные по соответствующим категориям.

Economy – Positives

Темп роста ВВП по итогам года, как ожидается, будет близок к тому, что прогнозировался в начале года, то есть составит примерно 3,5-4,0%. Таким образом, российская экономика растет относительно высокими темпами, если сравнивать ее с другими развивающимися экономиками, и быстрее, чем развитые страны. Баланс счета текущих операций в настоящее время не сильно отличается от прошлогоднего значения (положительное сальдо по итогам года ожидается на уровне $90 млрд). Сальдо бюджета, предположительно, окажется чуть ниже или чуть выше нулевого уровня (в зависимости от объема расходов в декабре). Катализаторами экономического роста выступают, скорее, потребительская активность, рост в секторе услуг и увеличение производственной эффективности, нежели наращивание производства в добывающих отраслях. Это дает еще один повод ожидать повышения доходности акций соответствующих компаний. Общий размер суверенного и корпоративного долга в течение года менялся незначительно и в среднем не превышал 30% ВВП. Перемены в подходе Банка России к регулированию валютного курса в этом году стали гораздо более очевидны. Гибкий подход к уравновешиванию динамики нефтяных котировок, в частности, стал одним из факторов, обусловивших большую устойчивость российской экономики к замедлению глобального роста и европейским рискам.

T

Headline growth will be close to that expected at the start of the year, i.e. between 3.5-4.0 percent, meaning that Russian growth is relatively good in the EM (Emerging Market) asset class and better than DM (Developed Market) economies. The current account surplus is not far off 2011’s level (expected around $90 billion) and the budget will be marginally on either side of breakeven (depends on level of spending in December).

Consumer activity, service sector expansion and some manufacturing efficiency gains are driving the growth rather than extractive industries. This gives very good support for our earnings assumptions for these themes.

Overall, sovereign and corporate debt levels have not materially changed all year and, in total, average less than 30 percent. The change in the Central Bank’s approach to managing the currency has been much more obvious this year and the greater flexibility seen in counterbalancing the oil price move, in particular, is one of the reasons we have seen greater resilience in the Russian economy to the slowdown and threat from Europe.

Economy – Negatives Inflation has been higher than anticipated at the start of the year. We started out expecting less than 5.0 percent, but it will end the year close to 6.5 percent. This is partly a result of imported food inflation but a lot of it is linked with the election spending and higher public sector salaries. The Finance Ministry’s actions, often at odds with those of the Central Bank, tightened the market and made the cost of debt more expensive.

The Central Bank hiked its benchmark rate as a result of the higher inflation rate, which was also unexpected.

The government has run with a “rainy day” mentality, i.e. constantly preparing for a crisis to come, which means the Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В

Экономика – позитивные факторы

Экономика – негативные факторы Инфляция оказалась значительнее, чем ожидалось в начале года. Напомним, изначально мы прогнозировали, что инфляция не превысит 5%, однако к концу года увеличили этот прогноз до 6,5%. Отчасти это было обусловлено повышением цен на импортные продукты питания, а также – в немалой степени – ростом расходов в связи с президентскими выборами и повышением зарплат в госсекторе.

49

#12 /1 December 2012 / January 2013

FINANCIAL MARKETS

Chris Weafer is Chief Strategist with Sberbank Investment Research in Moscow.

Chris has lived and worked in Moscow for almost 15 years and has consistently been ranked as one of Russia’s top strategists in annual surveys carried out by such groups as Institutional Investor and Thomson Reuters.

Chris rejoined Troika Dialog in 2011 from a similar role with UralSib Capital where he spent almost four years.

Chris previously worked for over four years as Head of Research with Troika Dialog, joining the company in the summer of 1998. He also worked for five years as Chief Strategist with Russia’s Alfa Bank.

Before coming to Moscow in 1998, Chris was Head of Equity Research in South East Asia for NatWest Markets, based in Thailand, for two years. Prior to this he was Senior Investment Manager for the Abu Dhabi Investment Authority, one of the largest self-managed investment funds in the world. He held this position for seven years and was based in Abu Dhabi city. Chris started his career in the investment industry, specializing in emerging markets, with the Irish Life Assurance Company in Dublin. He held the position of Head of Research, and later, Senior Portfolio Manager, for eight years. Chris was born and educated in Ireland. Крис Уифер занимает пост главного стратега Sberbank Investment Research. Живет и работает в Москве почти 15 лет. Регулярно занимает первые места среди стратегов по России в ежегодных опросах, проводимых Institutional Investor и Thomson Reuters. Вновь присоединился к команде Sberbank Investment Research (до октября 2012 года – аналитическое управление «Тройки Диалог») в качестве главного стратега в 2011 году. До этого занимал аналогичную должность в ФК «УралСиб», где проработал почти четыре года. С 1998 по 2002 год возглавлял аналитическое управление «Тройки Диалог», затем в течение пяти лет был главным стратегом «Альфа-Банка». До приезда в Москву в 1998 году, в течение двух лет руководил аналитическим подразделением NatWest Markets в Таиланде. Ранее семь лет был старшим инвестиционным менеджером в инвестиционном департаменте эмирата Абу-Даби (Abu Dhabi Investment Authority), одного из крупнейших в мире самоуправляемых инвестиционных фондов. Начал карьеру в инвестиционной отрасли в Irish Life Assurance Company в Дублине, специализируясь на развивающихся рынках. Проработал в этой компании восемь лет, занимая должности руководителя аналитического управления и старшего портфельного менеджера. Родился и получил образование в Ирландии.

Действия Министерства финансов, которые, зачастую, расходились с методами Центрального банка, привели к некоторому ухудшению рыночной конъюнктуры и увеличению стоимости заемных средств. Ввиду ускорения роста инфляции, ЦБ повысил базовую ставку, что также было довольно неожиданно. Правительство провело уходящий год, постоянно готовясь к повторению кризиса. В свете этого Минфин проводил ненужные операции на денежном рынке, что привело к сокращению объема ликвидности, доступной негосударственным заемщикам. В свою очередь, это несколько ограничило инвестиционную активность.

Геополитика – позитивные факторы Наметилось улучшение в отношениях с Грузией, начался диалог с новым премьер-министром страны. Есть признаки того, что новое правительство Японии, возможно, готово к переговорам о мирном договоре с Россией (который так и не был заключен после Второй мировой войны). Эта готовность явно обусловлена стремлением Токио расширить круг своих союзников на фоне ухудшающихся отношений с Китаем. Не исключено, что такое стремление обеспечит приток дополнительных инвестиций в дальневосточные регионы России. Саммит АТЭС признан сравнительно успешным. Поддерживаются хорошие отношения с Германией, причем запуск второй очереди газопровода «Северный поток» обеспечил их дальнейшее улучшение. Митт Ромни проиграл президентские выборы в США.

Геополитика – негативные факторы Позиция России по сирийскому вопросу идет вразрез с мнением большинства западных стран. В США принят «закон Магнитского», реакция Москвы была негативной (окончательной ясности в этом вопросе пока нет). Принятые меры по улучшению имиджа России пока не дали результата.

Markets in 2012* / Рынки в 2012 году* March high** to end May мартовский максимум – конец мая**

June to midMid-September to September*** date* июнь – середина середина сентября – сентября*** текущий уровень*

YTD* С начала года*

RTS Index / Индекс РТС

24,6%

27,8%

18,4%

2,8%

9,4%

MICEX Index / Индекс ММВБ

14,6%

18,7%

12,9%

0,2%

5,4%

FTSE Russia IOB Index

25,8%

26,6%

19,1%

1,7%

11,8%

RDX Index

24,3%

21,8%

14,3%

0,3%

10,8%

MSCI EM Index

15,7%

14,5%

6,9%

7,7%

13,8%

MSCI World Index

9,2%

8,8%

11,4%

2,2%

13,4%

S&P 500

9,0%

4,4%

11,3%

1,9%

13,7%

Copper, $/lb / Медь, $ / фунт

12,3%

12,6%

8,1%

2,1%

3,8%

Brent, Fwd, $/bbl / Брент, $ / барр.

17,3%

19,1%

12,2%

4,6%

1,5%

Gold, $/oz / Золото, $ / унция

9,2%

9,1%

11,9%

4,8%

5,8%

RUB/USD

8,2%

12,2%

3,8%

3,6%

4,5%

USD/EUR

1,2%

5,9%

3,8%

2,9%

1,8%

* as of close on December 21 ** market peak for 2012 was mid-March *** to September 10 Source: Bloomberg

50

January to midMarch** январь – середина марта*

*на закрытие рынка 21 сентября ** пиковый период в 2012 году пришелся на середину марта *** до 10 сентября Источник: Bloomberg

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ФИНАНСОВЫЕ РЫНКИ

ADR/GDR leaders and laggards YTD* Price*, $

YTD*

VimpelCom

10.85

14.6%

Trans Container

14.25

82.7%

RusHydro

2.35

23.1%

Severstal

12.50

9.7%

Chelyabinsk Zinc

2.45

14.0% 23.5%

Magnit

38.16

80.3%

PIK Group

1.89

Cherkizovo Group

11.98

8.9%

Etalon Group

5.30

12.8%

TMK

15.18

68.7%

Evraz (GBP)

258

31.2%

Polyus Gold (GBP)

208

8.0%

Yandex

22.15

12.4%

O’Key

11.35

65.7%

Petropavlovsk (GBP)

351

42.9%

Polymetal (GBP)

1,176

7.5%

Surgutneftegaz

8.77

12.0%

PhosAgro

13.25

57.0%

RusPetro (GBP)**

72.25

46.1%

Uralkali

38.32

6.4%

Highland Gold Mining (GBP)

99.75

46.9%

Eurasia Drilling Company

36.45

55.1%

IRC (HKD)

1.09

2.8%

Tatneft

42.51

43.6%

NLMK

20.19

2.8%

NOMOS Bank

13.54

42.5%

MD Medical**

12.00

0.0%

Mail.ru Group

34.17

31.4%

Global Ports

13.99

0.1%

AFI Development

0.55

31.0%

Gazprom Neft

23.37

0.6%

Rosneft

8.52

29.0%

UC RUSAL (HKD)

4.89

0.6%

MTS

18.47

25.8%

Ros Agro

6.50

1.5%

LUKOIL

65.25

23.2%

VTB

3.46

4.2%

LSR Group

4.12

22.0%

NOVATEK

119

4.6%

Raven Russia (GBP)

0.63

21.6%

CTC Media

8.09

7.8%

Norilsk Nickel

18.61

21.6%

NCSP Group

6.90

7.9%

MegaFon**

23.88

19.4%

HMS Group

4.03

8.7%

Globaltrans

16.40

19.3%

MMK

4.36

10.4%

Sberbank (RUB)***

93.47

17.8%

Gazprom

9.46

11.3%

Sistema

19.57

16.4%

Mechel

6.62

22.1%

Pharmstandard

16.38

16.2%

X5 Retail Group

17.60

22.9%

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

* as of close on December 21 ** YTD is from IPO issue price *** Sberbank is based on MICEX listing Source: Bloomberg

В России была запрещена деятельность не зарегистрированных в качестве иностранных агентов неправительственных организаций, финансируемых из-за рубежа.

Реформы – позитивные факторы В августе 2012 года Россия вступила в ВТО (переговоры об этом шли 19 лет). Это позитивный факт, свидетельствующий о том, что власти осознают необходимость привлечения в страну дополнительных иностранных инвестиций и активных инвесторов. Дан ход антикоррупционной кампании. Однозначной оценки соответствующих мероприятий пока нет, население также оценивает их по-разному. Почти половина граждан полагает, что это реальные действия, катализатором которых стало недовольство людей, получившее выражение в антиправительственных протестах. Другая половина придерживается мнения, что это лишь временные меры, обусловленные внутриполитической борьбой. Мы сможем понять истинную природу этого явления лишь в 2013 году, когда (и если) увидим новые антикоррупционные мероприятия. Продолжается реформирование финансового сектора. Выдана лицензия на осуществление функций центрального депозитария, который позволит системам Euroclear и Clearstream начать расчеты по сделкам на российском рынке облигаций уже в начале 2013 года. Ряд иностранных регистраторов получат доступ к рынку акций в апреле. К концу 2013 года всем компаниям придется перейти на финансовый учет по МСФО или аналогичным стандартам. Правительство приняло новое правило подготовки бюджета – новая норма ограничивает возможности для наращивания госрасходов на основании оптимистичных прогнозов цен на нефть. Теперь в бюджет будет закладываться не прогнозируемая, а средняя историческая цена нефти.

Реформы – негативные факторы Существенных достижений в реформировании экономики, помимо изложенных выше, практически нет. Достаточно высокие средние цены на нефть снова

51

#12 /1 December 2012 / January 2013

FINANCIAL MARKETS Finance Ministry has conducted unnecessary money market operations that have squeezed the liquidity available to non-state sector borrowers. This has restricted some investment activity.

Geopolitics – Positives Relations with Georgia have improved and a dialogue has been opened with the country’s new prime minister. Indications are that the new Japanese government will agree to finally negotiate a peace deal (WWII legacy) with Russia. This is no doubt prompted

by Tokyo’s desire to expand its allies as relations with China deteriorate, but it could also bring in more money to Russia’s Far East.

The APEC summit was deemed a modest success.

Relations with Germany are solid and improved with the opening of Phase 2 of the Nord Steam gas pipeline. Mitt Romney was not elected U.S. President.

Geopolitics – Negatives Russia’s position on Syria has put it at odds with most Western governments. The Magnitsky case and Moscow’s (still unclear as of this writing) response to the bill. Russia’s management of its image abroad and international perception of that image show no sign of improving. Russia has banned foreign-funded NGOs, unless they register as foreign agents.

Reforms – Positives WTO entry from August after nearly 19 years of negotiations – a positive reflection of the fact that the government understands it needs to bring in more foreign investment and active investors.

The campaign against corruption – the jury is still very split on this, as are the people. The campaign is almost equally split between the view that this is a real response to people’s frustration expressed in the protests and the view that it is only a temporary action aimed at internal political score-settling. We will only start to understand which view is right when, and if, we see further actions in 2013.

Financial sector reforms continue to roll ahead steadily – the Central Depositary is now in place, and Euroclear and Clearstream will gain access to the local debt market early in 2013. Some foreign custodians will get access for equities from April.

All companies will have to have adopted IFRS accounting or its equivalent by end 2013. The government has adopted a new budget fiscal rule which will restrict spending increases based on ever-optimistic oil prices. The budget oil revenue assumption will now be based on a historic average price rather than an assumed future price.

Reforms – Negatives Reform progress beyond that stated above is negligible. The current high average oil price has again slowed progress and there is no evidence that the agenda (pension reform and budget changes) will be more actively pursued until there is an economic need to do so. In other words, when and if there is a next crisis.

The debate about pension reform continues to be avoided. This is one of the most serious issues facing the economy.

52

Лидеры и отстающие на рынке депозитарных расписок с начала года * Цена*, $

С начала года*

Трансконтейнер

14,25

82,7%

Северсталь

12,50

9,7%

Магнит

38,16

80,3%

Группа Черкизово

11,98

8,9%

TMK

15,18

68,7%

Polyus Gold (GBP)

208

8,0%

O’Кей

11,35

65,7%

Polymetal (GBP)

1 176

7,5%

Фосагро

13,25

57,0%

Уралкалий

38,32

6,4%

Eurasia Drilling Company

36,45

55,1%

IRC (HKD)

1,09

2,8%

Татнефть

42,51

43,6%

НЛМК

20,19

2,8%

НОМОС Банк

13,54

42,5%

MD Medical**

12,00

0,0%

Mail.ru Group

34,17

31,4%

Global Ports

13,99

0,1%

AFI Development

0,55

31,0%

Газпром нефть

23,37

0,6%

Роснефть

8,52

29,0%

ОК РУСАЛ (HKD)

4,89

0,6%

МТС

18,47

25,8%

РосАгро

6,50

1,5%

ЛУКОЙЛ

65,25

23,2%

ВТБ

3,46

4,2%

Группа ЛСР

4,12

22,0%

НОВАТЭК

119

4,6%

Raven Russia (бр. фунты)

0,63

21,6%

СТС Медиа

8,09

7,8%

Норильский Никель

18,61

21,6%

Группа НМТП

6,90

7,9%

Мегафон**

23,88

19,4%

Группа ГМС

4,03

8,7%

Глобалтранс

16,40

19,3%

MMK

4,36

10,4%

Сбербанк (руб.)***

93,47

17,8%

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ФИНАНСОВЫЕ РЫНКИ

Газпром

9,46

11,3%

АФК Система

19,57

16,4%

Мечел

6,62

22,1%

Фармстандарт

16,38

16,2%

X5 Retail Group

17,60

22,9%

VimpelCom

10,85

14,6%

РусГидро

2,35

23,1%

Челябинский ЦЗ

2,45

14,0%

Группа ПИК

1,89

23,5%

Группа Эталон

5,30

12,8%

Evraz (GBP)

258

31,2%

Яндекс

22,15

12,4%

Петропавловск (GBP)

351

42,9%

Сургутнефтегаз

8,77

12,0%

RusPetro (GBP)**

72,25

46,1%

Highland Gold Mining (GBP)

99,75

46,9%

* по итогам торгов 21 декабря ** указана динамика с момента публичного размещения акций *** для Сбербанка указаны данные в соответствии с котировальными списками на ММВБ

Corporate / Market Actions – Positives The long-standing battle between BP and AAR, which regularly led to very bad media headlines about Russian investment risk, is finally at an end. Similarly, the long-standing battle between Altimo and Telenor over VimpelCom Ltd is at an end.

The start of the endgame in the shareholder battle within Norilsk Nickel has been seen. Management/owners appear to be more receptive to ideas about how to improve valuations, including free-float expansion or higher dividends. Dividend payouts have increased and there is more noise about raising the payout in many more companies. Dividends must also be paid within 60 days.

We had more buybacks in 2012, including LUKOIL and Uralkali. In 2012, $13 billion has been raised via IPOs, SPOs and strategic shareholder stake sales. This is up from less than $10 billion in 2011.

Corporate / Market Actions – Negatives The government priority in targeting lower inflation has meant (and will mean) lower than expected tariff increases and tighter regulation.

The state is still pursuing a policy of consolidation within strategic energy sectors. The domestic investor base remains far too small, sustains higher market volatility and is a big contributory factor to the unjustifiably high risk premium.

The structure of the stock market is skewed 70:30 toward the less interesting extractive industries and utilities. One third of the remainder is in banks. Rosneftegaz’ acquisitions in the utilities sector are a partial reversal of past privatizations. The actions, and plans to expand in 2013, have led to very obvious divisions at the top echelons of government. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

негативно повлияли на ход реформ, причем нет основания полагать, что реформы (в частности, пенсионной и бюджетной систем) активизируются, если у властей не будет к этому экономических стимулов. Иными словами, активизации можно будет ожидать только после нового кризиса. Власти по-прежнему избегают обсуждения вопроса о пенсионной реформе. Между тем, это одна из важнейших проблем для экономики страны.

Корпоративные события и ситуация на рынке – позитивные факторы Наконец, разрешился затянувшийся конфликт между ВР и AAR, ставший причиной негативных отзывов СМИ о российских инвестиционных рисках. Завершилось также не менее длительное противостояние между крупнейшими акционерами VimpelCom Ltd. – Altimo и Telenor. Наметилась тенденция к урегулированию споров между крупнейшими акционерами «Норильского Никеля». Менеджмент и собственники компаний, по-видимому, стали более восприимчивы к идеям о том, что оценку корпораций можно улучшить, в частности, за счет увеличения доли акций в свободном обращении и повышении дивидендных выплат. Дивиденды выросли, при этом заметно увеличилось число компаний, в которых активно обсуждается повышение таких выплат. Кроме того, теперь дивиденды должны выплачиваться в течение 60 дней. В 2012 году было больше обратных выкупов акций. В частности, выкупались акции «ЛУКОЙЛа» и «Уралкалия». В 2012 году за счет публичного размещения акций (как первичного, так и вторичного) и продажи долей в компаниях стратегическим инвесторам было привлечено $13 млрд. Для сравнения, в 2011 году таким образом было привлечено менее $10 млрд.

Корпоративные события и ситуация на рынке – негативные факторы Приоритетной задачей правительства стало снижение темпов инфляции. Это означает, что повышение регулируемых тарифов, вероятно, будет менее существенным, чем ожидалось, а режим регулирования станет более жестким. Государство продолжает делать ставку на консолидацию стратегически значимых секторов энергетики. Внутренняя инвестиционная база по-прежнему слишком мала, поэтому уровень волатильности на рынке сравнительно высок. Именно этим в значительной степени обусловлена неоправданно высокая премия за риск. В структуре отраслей, представленных на фондовом рынке, по-прежнему с большим отрывом преобладают менее интересные добывающие и электроэнергетические предприятия (их доля составляет около 70%). Среди остальных около трети составляют банки. Приобретение электроэнергетических предприятий «Роснефтегазом» является частичной национализацией ранее приватизированной отрасли. Эти приобретения, наряду с запланированными на 2013 год новыми покупками, явно спровоцировали разногласия в высших эшелонах власти.

53

CORE STUDIES

Structure of the Bazhenov Formation Deposits: Consistent Patterns and Variability Строение отложений баженовской свиты: закономерности и изменчивость Varvara D. Nemova

T

he necessity for maintaining the oil production level in West Siberia stimulates development of new plays, including well known black-shale formations, from which oil is recovered in a limited amount at present. The Bazhenov formation is one of these strata. Periodical publications write much about the similarity of the Bazhenov formation and the North-American formations containing a so-called “shale” oil. There are opinions that introduction of western technologies will enable efficient development of the Bazhenov oil pools. In this context, there appears a question, how similar the Bazhenov formation and producing “shale” formations are.

The Bazhenov formation contains abnormally high amount of sapropel-type organic matter, which provides the oil source rock properties of this formation. In the 1970s, it was determined that high-capacity oil reservoirs could be formed in the Bazhenov formation deposits. Oil pools in the Bazhenov formation are being developed only at six fields, whereas oil deposits were registered in this formation in more than 70 areas of West Siberia.

The Bazhenov formation is an unconventional play having a number of unique features. Questions related to the properties of this formation are much more numerous compared to legitimate answers. This is related to the scarcity and low degree of preservation of core material recovered from the Bazhenov formation deposits. It is important to understand that in case of core recovery from the Bazhenov formation lower than 70-80 percent, it becomes impossible to study reservoir layers (which are damaged) on the actual material. Meanwhile, it should be stressed that one of the most important and disputable questions on the Bazhenov formation concerns the characteristics of its reservoirs. To find an answer to this question, it is necessary to acquire sealed core samples and perform detailed laboratory studies of these samples.

In recent years, wells with 100 percent core recovery have appeared in the Bazhenov formation. Comprehensive laboratory studies of this core recovered from several fields in the central part of West Siberia enabled the researchers for the first time to study the reservoir using the rock

Немова В.Д.

Н

еобходимость поддержания уровня добычи нефти в Западной Сибири стимулирует разработку новых объектов, в том числе давно известных черносланцевых формаций, нефть из которых сегодня добывается в ограниченном объеме. Одной из таких толщ является баженовская свита. В периодических изданиях много пишут о схожести баженовской свиты и североамериканских формаций, содержащих так называемую «сланцевую» нефть. Высказываются мнения, что привлечение западных технологий позволит эффективно разрабатывать отложения баженовской свиты. В этой связи возникает вопрос о том, настолько схожи баженовская свита и разрабатываемые «сланцевые» формации. Баженовская свита содержит аномально большое количество органического вещества сапропелевого типа и благодаря этому обладает нефтематеринскими свойствами. В 1970-х годах было установлено, что в отложениях баженовской свиты могут формироваться высокоемкие коллекторы нефти. Разработка залежей нефти баженовской свиты ведется лишь на шести месторождениях, при этом нефтепроявления в ней зафиксированы более чем на 70 площадях Западной Сибири. Баженовская свита – нетрадиционный объект, обладающий рядом уникальных особенностей. Вопросов, касающихся свойств этой толщи, значительно больше, чем обоснованных ответов. Это связано со скудностью и низкой степенью сохранности кернового материала, отбираемого из отложений баженовской свиты. Важно понимать, что при выносе керна из интервала баженовской свиты менее 70-80% коллекторские слои, разрушающиеся в первую очередь, изучить на фактическом материале не удается. При этом один из наиболее важных и спорных вопросов баженовской свиты касается именно свойств ее коллекторов. Для ответа на него необходим отбор и детальные лабораторные исследования изолированного керна. В последние годы появились скважины со 100% выносом керна из отложений баженовской свиты. Разносторонние лабораторные исследования такого керна, отобранного на нескольких месторождениях центральной части Западной Сибири, позволили впервые изучить коллекторы непо-

Varvara D. Nemova, Senior Researcher of MiMGO (Simulation and Monitoring of Geological Features), Candidate of Geological and Mineralogical Science. Немова Варвара Дмитриевна, старший научный сотрудник ЗАО «МиМГО», к.г.-м.н.

54

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

ИССЛЕДОВАНИЕ КЕРНА

средственно на каменном материале и получить принципиально новые данные о строении баженовской свиты. Установлено, что отложения баженовской свиты центральной части Западной Сибири более чем на 50% состоят из кремнезема биогенного происхождения – остатков планктона с кремневым скелетом – радиолярий и диатомей. В разрезе баженовской свиты доминируют темно-бурые карбонатно-глинисто-кремнистые породы, обогащенные органическим веществом (ОВ). Они представляют собой тонкое чередование кремнистого (более 50%), глинистого (до 20%) и карбонатного (5-15%) вещества алевритопелитовой размерности (рис.1). Породы обладают тонкой субгоризонтальной слоистостью, ОВ в них выполняет роль цемента. В верхней части разреза баженовской свиты существенно кремнистые породы сменяются карбонатными – тонкослоистыми кокколитофоридовыми известняками, обогащенными глинисто-кремнистым материалом и органическим веществом. Толщина пачек, сложенных тонкослоистыми породами, обогащенными Field B. Well 2 Field A. Well 1 Ɇɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɟ Ⱥ ɋɤɜɚɠɢɧɚ 1. Ɇɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɟ Ȼ ɋɤɜɚɠɢɧɚ 2. ОВ, обладающими нефтематерински5DGLRDFWLYH 5DGLRDFWLYH ми свойствами, составляет 3-8 м. Ɋɚɞɢɨɚɤɬɢɜɧɵɣ Ɋɚɞɢɨɚɤɬɢɜɧɵɣ *5 ORJ 5 KRXU *5 ORJ 5 KRXU ȽɄ ɦɤɊ ɱ Между пачками, сложенными ȽɄ ɦɤɊ ɱ Over 400 km Thermal neutron *5 GHQVLW\ ORJ ɛɨɥɟɟ 400 ɤɦ J FP тонкослоистыми породами, в разреODWHURORJ UHI XQLWV ȽȽɄɩ ɝ ɫ ɦ ɇɄɌɛ ɭ ɟ зе баженовской свиты располагаются ɭ ɟ. слои, толщиной 0,5-3 м, состоящие из значительно более плотных пород, 6(0 PLFURJUDSK отличающихся отсутствием глини&RFFROLWKRSKRULG OLPHVWRQH HQULFKHG E\ 20 стой примеси и низким содержанием ɋɧɢɦɨɤ ɊɗɆ. Ʉɨɤɤɨɥɢɬɨɮɨɪɢɞɨɜɵɣ ОВ (рис.1). Результаты разносторонɢɡɜɟɫɬɧɹɤ ɨɛɨɝɚɳɟɧɧɵɣ Ɉȼ них лабораторных и промысловогеофизических исследований позво7KLQ VHFWLRQ SKRWR 6HFRQGDU\ OLPHVWRQH лили доказать, что основной объем ZKLFK UHSODFHG UDGLRODULWH Ɏɨɬɨɝɪɚɮɢɹ ɲɥɢɮɚ. коллекторов баженовской свиты ȼɬɨɪɢɱɧɵɣ ɢɡɜɟɫɬɧɹɤ ɡɚɦɟɫɬɢɜɲɢɣ формируются именно в маломощных ɪɚɞɢɨɥɹɪɢɬ плотных слоях [1]. Отметим, что ниже речь пойдет только о коллекторах, 7KLQ VHFWLRQ SKRWR 6LOLFLILHG UDGLRODULWH содержащихся в теле баженовской Ɏɨɬɨɝɪɚɮɢɹ ɲɥɢɮɚ. Ɉɤɪɟɦɧɟɧɧɵɣ свиты, вопросы карбонатных тел, расɪɚɞɢɨɥɹɪɢɬ положенных в подошве данной толщи 7KLQ VHFWLRQ SKRWR или кровле абалакской свиты затро6HFRQGDU\ GRORPLWH ZKLFK UHSODFHG UHDGLRODULWH нуты не будут. Ɏɨɬɨɝɪɚɮɢɹ ɲɥɢɮɚ. Среди пород, слагающих плотм4 ȼɬɨɪɢɱɧɵɣ ɞɨɥɨɦɢɬ ɡɚɦɟɫɬɢɜɲɢɣ ɪɚɞɢɨɥɹɪɢɬ 3 ные слои в баженовской свите, встречаются разнообразные вторичные 2 7KLQ VHFWLRQ SKRWR 7KLQ ODPLQDWHG известняки, вторичные доломиты в 1 DUJLOODFHRXV VLOLFHRXV URFN HQULFKHG E\ 20 0 различной степени кремнистые, а Ɏɨɬɨɝɪɚɮɢɹ ɲɥɢɮɚ. Ɍɨɧɤɨɫɥɨɢɫɬɚɹ также радиоляриты. Детальные литоɝɥɢɧɢɫɬɨ ɤɪɟɦɧɢɫɬɚɹ ɩɨɪɨɞɚ логические исследования позволили ɨɛɨɝɚɳɟɧɧɚɹ Ɉȼ доказать, что вышеперечисленное разнообразие литотипов сформироLegend валось в результате вторичных преУсловные обозначения образований единственной породы – $UJLOODFHRXV VLOLFHRXV URFNV HQULFKHG E\ 20 ɝɥɢɧɢɫɬɨ ɤɪɟɦɧɢɫɬɵɟ ɩɨɪɨɞɵ ɨɛɨɝɚɳɟɧɧɵɟ Ɉȼ радиолярита, состоящего из скелет&RFFROLWKRSKRULG OLPHVWRQH HQULFKHG E\ DUJLOODFHRXV VLOLFHRXV DGPL[WXUH DQG 20 ных остатков радиолярий. Этот вывод ɤɨɤɤɨɥɢɬɨɮɨɪɢɞɨɜɵɟ ɢɡɜɟɫɬɧɹɤɢ ɨɛɨɝɚɳɟɧɧɵɟ ɝɥɢɧɢɫɬɨ ɤɪɟɦɧɢɫɬɨɣ ɩɪɢɦɟɫɶɸ ɢ Ɉȼ &DUERQDWH OD\HUV ORFDWHG LQ WKH WRS RI WKH $EDODN IRUPDWLRQ имеет важное практическое значение, ɤɚɪɛɨɧɚɬɧɵɟ ɫɥɨɢ ɪɚɫɩɨɥɨɠɟɧɧɵɟ ɜ ɤɪɨɜɥɟ ɚɛɚɥɚɤɫɤɨɣ ɫɜɢɬɵ поскольку известно, что радиолярие/D\HUV RI VHFRQGDU\ WUDQVIRUPHG UDGLRODULWHV ɋɥɨɢ ɜɬɨɪɢɱɧɨ ɩɪɟɨɛɪɚɡɨɜɚɧɧɵɯ ɪɚɞɢɨɥɹɪɢɬɨɜ: вые илы накапливаются в виде слоев, 6LOLFLILHG UDGLRODULWHV 6HFRQGDU\ VLOLFHRXV GRORPLWH имеющих широкое площадное расFDUERQDWL]HG WR YDULRXV GHJUHH ɜɬɨɪɢɱɧɵɟ ɤɪɟɦɧɢɫɬɵɟ ɞɨɥɨɦɢɬɵ ɨɤɪɟɦɧɟɧɧɵɟ ɪɚɞɢɨɥɹɪɢɬɵ ɜ ɪɚɡɥɢɱɧɨɣ ɫɬɟɩɟɧɢ ɤɚɪɛɨɧɚɬɢɡɢɪɨɜɚɧɧɵɟ пространение [1]. Слои радиоляритов 6HFRQGDU\ OLPHVWRQH ZLWK YDULRXV SRURSHUP SURSHUWLHV 3

Radiolarite member ɪɚɞɢɨɥɹɪɢɬɨɜɚɹ ɩɚɱɤɚ

3

Lithology Литология

3

Stratigraphy Стратиграфия

0

37

Lithology Литология

1

BAZHENOV FORMATION / БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА

BAZHENOV FORMATION / БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА

Stratigraphy Стратиграфия

material and receive essentially new data on the Bazhenov formation structure. It was determined that the Bazhenov formation deposits in the central part of West Siberia consist of more than 50 percent of biogenic silica: remains of plankton having a framework of silica – radiolarians and diatoms. Dark-brown carbonate-argillaceous-siliceous rocks enriched in organic matter (OM) dominate the Bazhenov formation section. They are characterized by the thin lamination of siliceous (over 50 percent), argillaceous (up to 20 percent) and carbonaceous (5-15 percent) matter of aleuritic-pelitic size (Fig.1). The rocks have thin subhorizontal lamination, with OM working as cement. In the upper part of the Bazhenov formation section mostly siliceous rocks are replaced with carbonaceous ones – thinly bedded coccolithophorid limestone, enriched by argillaceous-siliceous material and organic matter. Thickness of the formation members composed by thinly bedded rocks

ɜɬɨɪɢɱɧɵɟ ɢɡɜɟɫɬɧɹɤɢ ɫ ɪɚɡɥɢɱɧɵɦɢ Ɏȿɋ *HQHUDOL]HG VHFWLRQV RI WKH %D]KHQRY IRUPDWLRQ GHSRVLWV RQ WKH ZHVWHUQ OHIW DQG HDVWHUQ ULJKW VLGHV RI WKH )URORYVND\D PHJD GHSUHVVLRQ 7KH IRUPDWLRQ VHFWLRQ VWUXFWXUH LV FRQVLVWHQW LQ JHQHUDO UHVHUYRLU LQWHUYDOV DUH FKDUDFWHUL]HG E\ D KLJK GHJUHH RI YDULDELOLW\ RI WKH SRURSHUP SURSHUWLHV Ɉɛɨɛɳɟɧɧɵɟ ɪɚɡɪɟɡɵ ɨɬɥɨɠɟɧɢɣ ɛɚɠɟɧɨɜɫɤɨɣ ɫɜɢɬɵ ɧɚ ɡɚɩɚɞɧɨɦ ɫɥɟɜɚ ɢ ɜɨɫɬɨɱɧɨɦ ɫɩɪɚɜɚ ɛɨɪɬɚɯ Ɏɪɨɥɨɜɫɤɨɣ ɦɟɝɚɜɩɚɞɢɧɵ ɋɬɪɨɟɧɢɟ ɪɚɡɪɟɡɚ ɬɨɥɳɢ ɜ ɰɟɥɨɦ ɜɵɞɟɪɠɚɧɧɨɟ ɤɨɥɥɟɤɬɨɪɫɤɢɟ ɢɧɬɟɪɜɚɥɵ ɨɬɥɢɱɚɸɬɫɹ ɜɵɫɨɤɨɣ ɫɬɟɩɟɧɶɸ ɢɡɦɟɧɱɢɜɨɫɬɢ Ɏȿɋ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Fig.1 ● Рис.1

55

CORE STUDIES enriched by the OM and characterised by oil source rock properties varies from 3 to 8 meters.

Between the members composed by thinly bedded rocks, there are layers 0.5-3 meter thick in the Bazhenov formation section consisting of significantly denser rocks characterized by absence of argillaceous admixtures and low OM content (Fig. 1). The results of various laboratory studies and field surveys made it possible to prove that the main volume of reservoirs in the Bazhenov formation is formed in the thin dense layers [1]. It should be mentioned that below we’ll talk only about reservoirs located in the body of the Bazhenov, and issues of the carbonate bodies located in the bottom of this formation or in the top of the Abalak formation will not be discussed.

Rocks composing dense layers of the Bazhenov formation include various secondary limestone, secondary dolomite (siliceous to a variable degree), and also radiolarite. The detailed lithological studies proved that the above listed lithotype variety was formed as a result of the secondary transformations of the single rock – radiolarite consisting of the skeletal remains of radiolarians. This conclusion is of a very significant practical importance, as it is known that radiolarian ooze was accumulated in the form of layers having extensive areal spread [1]. Radiolarite layers up to one meter thick are correlated confidently by the log data within the limits of neighboring fields. In the central part of the Bazhenov formation section, radiolarite layers 1-3 meter thick form “radiolaritic members”, being interbedded with thinly laminated matrix rocks. These members are 3-8 meter thick, and they can be traced in wells at distances of hundreds of kilometers.

Alternation of the thinly laminated rocks enriched with OM and layers of the secondary transformed radiolarite in the Bazhenov formation section, and also continuity of the section’s structure and its gradual changes at large distances are predetermined by the regional depositional environment. It should be noted that tectonic-textural and poroperm properties of rocks which are regarded as reservoirs can vary in a wide range within small distances.

Radiolarians have a strong framework of silica, due to which a rigid rock matrix is formed in radiolarites, retaining a high permeability at the early stages of lithogenesis. Against the background of thinly laminated enclosing rocks enriched by OM, specifically radiolarites obtain a higher tendency to various secondary transformations which significantly influence the rock poroperm properties. The results of the comprehensive lithological and petrophysical studies of core samples correlated with well log data made it possible to find a relationship between the secondary transformations of rocks and their poroperm properties [2].

It is proven that depending on the physical-chemical conditions which dominated in the sediment at the early stages of lithogenesis, radiolarian ooze was cemented by either siliceous or carbonate matter. In the first instance, radiolarite cementation by a siliceous matter created preconditions for the consequent silica leaching. As a result, a secondary porosity was formed in the silicified radiolarites, which facilitated rock catagenetic dolomitization.

Dolomitization resulted in preservation of the secondary porosity and rigid rock matrix. At the stage of realization of oil-generational potential of the stratum, when the volume of the newly generated liquid hydrocarbons significantly exceeded the volume of the rock pore space,

56

#12 /1 December 2012 / January 2013

толщиной до метра уверенно коррелируются по данным ГИС в пределах соседних месторождений. А слои радиоляритов толщиной 1-3 метров формируют в центральной части разреза баженовской свиты «радиоляритовые пачки», переслаиваясь с тонкослоистыми вмещающими породами. Толщина таких пачек 3-8 метров, прослеживаются они в скважинах на расстоянии в сотни километров. Чередование в разрезе баженовской свиты тонкослоистых пород, обогащенных ОВ, и слоев вторично преобразованных радиоляритов, а также выдержанность строения разреза и плавные его изменения на больших расстояниях предопределены региональными условиями осадконакопления толщи. При этом структурнотекстурные особенности и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород, с которыми ассоциируются коллекторы, могут меняться в широком диапазоне на небольших расстояниях. Радиолярии обладают прочным ажурным кремневым скелетом, благодаря чему в радиоляритах формируется жесткий минеральный скелет породы, сохраняющий на ранних этапах литогенеза высокую проницаемость. На фоне вмещающих тонкослоистых пород, обогащенных ОВ, именно радиоляриты приобретают повышенную склонность к разнообразным вторичным преобразованиям, которые в значительной степени влияют на ФЕС пород. Результаты комплексных литологопетрофизических исследований образцов керна, сопоставленные с промыслово-геофизическими данными по скважинам, позволили выявить зависимость между вторичными преобразованиями пород и их ФЕС [2]. Доказано, что в зависимости от физико-химических условий, господствовавших в осадке на ранних этапах литогенеза, радиоляриевые илы цементировались либо кремнистым, либо карбонатным веществом. В первом случае цементация радиоляритов кремневым веществом создавала предпосылки для последующего выщелачивания кремнезема. В результате в окремненных радиоляритах формировалась вторичная пористость, способствующая катагенетической доломитизации пород. Доломитизация приводила к сохранению вторичной пористости и жесткого минерального скелета породы. На стадии реализации нефтегенерационного потенциала толщи, когда объем новообразованных жидких углеводородов (УВ) значительно превышал объем емкостного пространства в породах, распространялись многочисленные трещины автофлюидоразрыва, объединяющие емкостное пространство породы в единую флюидодинамическую систему, благодаря чему в кремнистых доломитах, заместивших радиоляриты, формировались высокоемкие коллекторы. Во втором случае, на ранних этапах литогенеза радиоляриевые илы цементировались кальцитом, образовавшимся за счет анаэробного бактериального разложения ОВ осадка. Ранняя карбонатизация радиоляритов способствовала формированию пород с разными ФЕС. В случае, когда все пустотное пространство радиолярита полностью запечатывалось кальцитом, порода приобретала свойства близкие к монолитным. Это затрудняло проникновение в нее насыщенных флюидных растворов. В отсутствие фактора, способного создать в породе систему трещин, вторичные известняки, заместившие радиоляриты, не приобретали коллекторских свойств. Однако в отдельных случаях и в таких породах развивались трещины автофлюидоразрыва или тектонические, формирующие коллекторы трещинного типа.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

numerous fractures of auto-fluid-fracturing were spreading, which integrated the rock pore space into the unified fluid-dynamic system, due to which high-capacity reservoirs formed in siliceous dolomites replaced radiolarites.

In the second instance, at the early lithogenesis stages, radiolarian ooze was cemented by calcite formed due to anaerobic bacterial decomposition of OM sediment. Early radiolarite carbonatization facilitated formation of rocks having different poroperm properties. In cases when all radiolarite voids were completely sealed with calcite, the rock acquired properties close to those of monolith. This impeded penetration of saturated fluid solutions into this rock. In absence of factors capable to form a system of fractures in the rock, secondary limestone, which replaced radiolarites, did not acquire any reservoir properties. However, in individual cases fractures of auto-fluid-fracturing or tectonic fractures forming reservoirs of a fractured type developed in these rocks.

Along with the secondary transformations, reservoir poroperm properties are affected by the tectonic factor, which can either facilitate improvement of reservoir properties or result in their loss. There is a number of examples, when rock void space of the Bazhenov formation in the wells located close to the faults was completely lost as a result of the complete carbonatization or ozokeritization of the existing rock void space.

Thus, reservoir properties in the Bazhenov formation are formed as a result of rock (most commonly radiolarites) secondary transformations, processes of auto-fluidfracturing, and in response to the tectonic factor. At that, all the above listed processes could either improve the reservoir properties or completely destroy them. Therefore, porosity and permeability of the Bazhenov formation reservoirs vary significantly even within the limits of one and the same layer at small distance, which makes it really difficult to predict these properties and develop the Bazhenov formation.

To solve the problem of the low degree of confirmability of seismic prediction of the Bazhenov formation properties in the inter-well space, it is necessary to perform comprehensive laboratory studies of the representative core material, and to use the results of these studies in seismic prediction and 3D modeling. It is necessary to study core from the Bazhenov formation deposits with the aim of identification of peculiarities of reservoirs and the potential range of their poroperm properties’ variation for each field in West Siberia, as the analog method does not bring the desired results in generation of geological models of the Bazhenov formation structure and planning the exploratory work at a particular field.

It is necessary to point out that the properties of the Bazhenov formation and its reservoirs differ from similar formations under development in other parts of the world.

Thus, for example, black-shale formation in the North America include a single pay bed several dozen meters thick, and reservoirs of the Bazhenov formation are related to discrete layers having total thickness of 3 to 8 meters.

Therefore, to enhance the oil recovery from the Bazhenov formation deposits, it is important to adapt efficient technologies for the black-shale deposit development to the unique features of the Bazhenov formation, such as isolation and small thickness of the reservoirs, high degree of variability of their poroperm properties, permeability anisotropy, etc. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИССЛЕДОВАНИЕ КЕРНА Кроме вторичных преобразований на изменение ФЕС коллекторов влияет тектонический фактор, который может способствовать как улучшению коллекторских свойств, так и привести к их утрате. Существует ряд примеров, когда пустотное пространство в породах баженовской свиты в скважинах, расположенных вблизи разломов, полностью утрачивалось в результате полной карбонатизации или озокеритизации существующего емкостного пространства породы. Таким образом, в баженовской свите ФЕС коллекторов формируются в результате вторичных преобразований пород (чаще всего, радиоляритов), процессов автофлюидоразрыва и под влиянием тектонического фактора. При этом все перечисленные процессы могут как улучшать ФЕС пород, так и ликвидировать их полностью. Поэтому ФЕС коллекторов баженовской свиты значительно меняются даже в пределах одного слоя на небольшом расстоянии, что создает значительные трудности для прогноза этих свойств и разработки баженовской свиты. Для решения проблемы низкой степени подтверждаемости сейсмических прогнозов свойств баженовской свиты в межскважинном пространстве необходимо проводить комплексные лабораторные исследования представительного кернового материала, а результаты таких исследований учитывать при сейсмическом прогнозе и построении трехмерных моделей. Причем изучать керн отложений баженовской свиты с целью выявления индивидуальных особенностей коллекторов и возможного диапазона изменчивости их ФЕС необходимо на каждом месторождении Западной Сибири, поскольку при создании геологических моделей строения баженовской свиты и планировании геологоразведочных работ на конкретном месторождении метод аналогий не приносит желаемых результатов. Отдельно необходимо подчеркнуть, что свойства баженовской свиты и ее коллекторов отличаются от разрабатываемых в мире подобных формаций. Так, например, черносланцевые формации Северной Америки содержат единый продуктивный пласт толщиной в десятки метров, а в отложениях баженовской свиты коллекторы связаны с разобщенными слоями суммарной толщиной 3-8 метров. Поэтому для повышения уровня нефтеотдачи отложений баженовской свиты важно адаптировать эффективные технологии разработки черносланцевых толщ к уникальным особенностям баженовской свиты, таким как разобщенность и небольшая мощность коллекторов, высокая степень изменчивости их ФЕС, анизотропии проницаемости и др.

References 1. Stages and Trends of Secondary Transformations of Reservoir Rocks in the LowerTutleymian Sub-suite in the Western Area of the Mid-Ob Region / V.D. Nemova, V.N. Koloskov, S.S. Gavrilov, B.G. Pokrovsky // Oil and Gas Geology, No. 6, 2010, рр. 22-28.

2. Environment for Reservoir Formation in the Bazhenov Horizon Deposits in the Area of the Krasnoleninsky Arch and Frolovskaya Mega-depression Junction / V.D. Nemova // Petroleum Geology. Theory and Practice. Electronic academic periodical. St.Peterburg: VNIGRI, 2012, vol. 7, No. 2; http://www.ngtp.ru/rub/4/23_2012.pdf.

Литература 1. Стадийность и направленность вторичных преобразований пород-коллекторов нижнетутлеймской подсвиты на западе Широтного Приобья / Немова В.Д., Колосков В.Н., Гаврилов С.С., Покровский Б.Г. // Геология нефти и газа, № 6, 2010, с. 22-28.

2. Условия формирования коллекторов в отложениях баженовского горизонта в районе сочленения Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины / Немова В.Д. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. Электрон. науч. журнал. СПб.: ВНИГРИ, 2012, т. 7, № 2; http://www.ngtp.ru/rub/4/23_2012.pdf.

57

SPE

SPE Moscow Section Turns 20 Московская секция SPE отметила 20-летие Elena Zhuk

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Елена Жук

В

T

he regular monthly meeting of the Society of Petroleum Engineers (SPE) Moscow section took place in early December. In recent years, the gatherings have been popular among engineers and industry leaders alike; this time, rather than joining yet another traditional seminar on upstream issues, they were treated to a ceremony marking the 20th anniversary of the Moscow-based SPE section. Founded in 1992, the Moscow section was among the first sections of the International Society of Petroleum Engineers established in Russia and the Caspian region. Today it is a regional leader by the member count – 600 members, or more than 30 percent of the region’s total.

At the ceremony, SPE Regional Director in Russia and the Caspian region Andrei Gladkov recalled the SPE mission – to collect and distribute information on exploration, development and production issues, providing professional-level opportunities to enhance the skills. “By and large, SPE is a platform for collecting and sharing knowledge, which also provides an opportunity for continuous learning,” said

58

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

первой половине декабря состоялась очередная ежемесячная встреча Московской секции Общества инженеров нефтегазовой промышленности SPE. В последнее время встречи пользуются большой популярностью среди инженеров и руководителей отрасли, но на этот раз собравшихся ожидал не традиционный семинар по вопросам разведки, освоения и добычи нефти и газа, а торжественное мероприятие по случаю 20-летнего юбилея секции в российской столице. Основанная в 1992 году, Московская секция стала первой секцией SPE, созданной в России и Каспийском регионе. Сегодня она является лидером в регионе по количеству участников, которое составляет более 30% от общей численности, – 600 человек. Региональный директор SPE в России и Каспийском регионе Андрей Гладков напомнил присутствовавшим на торжественном мероприятий о миссии SPE: сборе и распространении информации в области разведки, освоения и эксплуатации

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

second – in 1981, and the third – in the post-Soviet period.

Zolotukhin chaired the Program Committee of the first SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition (AEE 2011) that had been held in Moscow in 2011. SPE Moscow Section, currently chaired by Yakov Volokitin and SPE Moscow Office (established in 2007 to assist the regional sections) headed by Klavdia Rodionova – hope that this event will become a tradition and that it will be as popular as the SPE RO&G Exhibition and Conference first held in 2006. In addition to two large-scale biennial conferences, SPE annually conducts five technical conferences on exploration and production engineering technology. SPE activities in Russia are largely supported by the companies, and the international society is thankful. Moscow section awarded compamies that constantly supports its activities - Rosneft, TNK-BP, Chevron and Schlumberger.

“TNK-BP’s effort to promote SPE values had been already recognized in the past – for example, just a year ago, we received the distinguished corporate support 2010 from the president of the SPE,” said Emerson Milenski, VP, Major and Capital Projects, TNK-BP.“Over the years, the numbers of our own SPE members have been rising steadily. Today, we have over 250 Russian members with participants from all of our subsidiaries with active membership in the Nizhnevartovsk, Tyumen, and, of course, Moscow sections,” Milenski added.

In July the Northwestern SPE section was established in Saint Petersburg, the 1th one in Russia The Novosibirsk and Krasnoyarsk sections are to be launched next year. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Gladkov. As part of this mission, in 2012 the society initiated about 150 conferences and seminars around the world; some 30 SPE distinguished lecturers made presentations for oil and gas industry experts. This year, the distinguished lecturer community was joined by a lecturer from Russia – Anatoly Zolotukhin, Vice President for International Work at Gubkin’s State Oil and Gas University. In the next lecturing season that is to start in September 2013, the Russian expert will speak to SPE audiences all over the world on the prospects of oil and gas production in the Arctic.

Congratulating the SPE Moscow Section on its 20th anniversary, Zolotukhin noted, “If I were asked, just what did SPE give me, I would have simply said, ‘Everything! Opportunity to exchange experiences, visits to research centers around the world, a large number of interesting contacts’.” The famed scientist highly appreciates the code of honor and decency that unites the SPE professionals. The “thrice times SPE member”, Zolotukhin joined the Society of Petroleum Engineers three times: the first time was in 1978 during the state business trip to the U.S., the

SPE

нефтяных и газовых месторождений, обеспечения специалистов возможностью повышать профессиональное мастерство. «По большому счету, SPE – это площадка для накопления и обмена знаниями, обеспечивающая возможность непрерывно учиться», – отметил Гладков. В рамках этой миссии, в 2012 году обществом было проведено около 150 конференций и семинаров по всему миру, и 30 заслуженных лекторов SPE выступили с докладами перед специалистами нефтегазовой отрасли. Как сообщил Гладков, в этом году к сообществу заслуженных лекторов присоединился и профессионал из России. Им стал Анатолий Золотухин, проректор по международной работе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В следующем сезоне лекций, который начнется в сентябре 2013 года, российский докладчик выступит в секциях SPE по всему миру с презентацией о перспективах добычи нефти и газа в условиях Арктики. Поздравляя Московскую секцию SPE с 20-летием, Золотухин сказал: «Если бы меня спросили, что мне дало SPE, я бы ответил просто – „Все! Возможность обмена опытом, посещения научных центров по всему миру, большое количество интересных контактов». «Трижды член SPE», Золотухин вступал в Общество три раза: сначала – в 1978 году во время деловой поездки в США, затем – в 1981 году и в третий раз – в пост-советский период. Анатолий Золотухин возглавил программный комитет первой в России Конференции и выставки SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, которая состоялась в Москве в 2011 году. Московская секция SPE, возглавляемая сегодня Яковом Волокитиным, и Московский офис SPE, открытый в 2007 году в помощь региональным секциям и возглавляемый Клавдией Родионовой, – надеются, что новая конференция и выставка станет регулярным мероприятием, не менее популярным, чем Российская техническая нефтегезовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, впервые проведенная в 2006 году. Помимо двух масштабных конференций, каждая из которых проводится раз в два года в Москве, SPE ежегодно организует в России пять технических конференций по различным дисциплинам в области разведки и добычи. Деятельность SPE в России активно поддерживается компаниями, за что Общество выражает им глубокую признательность. Московская секция отметила наградами вклад компаний, оказыващих постоянную поддержку ее работе - ОАО «НК «Роснефть», TНКВР, Chevron и Schlumberger.

«SPE и ранее выражало признательность ТНК-BP за содействие в развитии и продвижении Общества в России. Так, всего год назад мы получили Награду за Корпоративную поддержку 2010 от президента SPE», – сказал Эмерсон Миленски, вице-президент ТНК-BP по крупным и капитальным проектам. «Количество членов SPE среди специалистов компании непрерывно растет. Сегодня в ТНК-ВР свыше 250 членов общества, которые принимают активное участие в работе Нижневартовской, Тюменской и, конечно, Московской секции», – добавил Миленски. В 2012 году была открыта Северо-западная секция SPE в СанктПетербурге, двеннадцатая по счету в России. В следующем году запланировано создание секций в Новосибирске и Красноярске.

59

R&D CENTER

Tatneft Set to Launch R&D Center in Skolkovo «Татнефть» создает НТЦ в «Сколково»

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Lada Ponomareva

Лада Пономарева

atneft is preparing to set up an R&D center in the Skolkovo technology hub.

The agreement was signed in the presence of Tatarstan President Rustam Minnikhanov, Skolkovo fund president Viktor Vekselberg and Tatneft’s General Director Shafagat Takhautdinov.

The company has already mapped out a plan of operations, says Ravil Ibatullin, director of TatNIPIneft R&D Center, which will initially house the Tatneft R&D team.

Tatneft’s research projects will be launched once the team is firmly established in Skolkovo, together with industry professionals from such education centers as Kazan University, Mendeleev’s Russian Chemical Technology University and oth-

омпания «Татнефть» создаст свой Научно-технический центр на территории инновационного центра «Сколково». Соответствующее соглашение было подписано при участии Президента республики Татарстан Рустама Минниханова, президента фонда «Сколково» Виктора Вексельберга и генерального директора ОАО «Татнефть» Шафагата Тахаутдинова. По словам Равиля Ибатуллина, директора научно-исследовательского и проектного центра «ТатНИПИнефть», на базе которого первое время будет размещаться НТЦ «Татнефти», у компании уже намечен примерный план работ. Исследовательскими проектами «Татнефть» будет заниматься уже в качестве резидента «Сколково»

● Tatneft’s General Director Shafagat

Takhautdinov ● Генеральный директор ОАО «Татнефть» Шафагат Тахаутдинов

60

● Tatarstan President Rustam Minnikhanov ● Президент республики Татарстан Рустам

Минниханов

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

К

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

T

● Skolkovo fund president Viktor Vekselberg ● Президент фонда «Сколково» Виктор

Вексельберг

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

НТЦ PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

ers. According to Ravil Ibatullin, Tatneft’s совместно с ведущими специалистами отрасли из таких универresearch activities are defined by the comситетов, как Казанский, РХТУ им. Менделеева и др. Как заметил pany’s core values: protection of the enviРавиль Ибатуллин, вся научная деятельность «Татнефти» опредеronment, researching the production methляется базовыми ценностями компаниями: сохранение экологии, ods for difficult reserves (only in Tatarstan разработка методов добычи трудноизвлекаемых запасов (которые these are estimated at 7 billion tons, largтолько на территории Татарстана оцениваются в 7 млрд т и считаest in Russia) and utilization of crude and ются крупнейшими в России) и использование сырья и произвоits products to their maximum potential. димой продукции с максимальной отдачей.

At the signing ceremony, Tatneft На торжественной церемонии подписания cоглашения комunveiled three projects planned for develпания «Татнефть» озвучила три проекта, разработка которых opment in 2013. запланирована на 2013 год.

First is the microbiological methods of Первый – это микробиологические методы увеличения нефтеenhanced oil recovery (the company has отдачи, над которыми компания уже начинала работу. Сейчас dipped the toe in this field earlier). Now «Татнефть» будет заниматься этим направлением совместно со Tatneft researches the challenge togethспециалистами из Института микробиологии РАН. Такие метоer with specialists from the Institute of ды, прежде всего, будут ориентированы на карбонатные коллекMicrobiology of Russian Academy of торы с высоковязкой нефтью, которая относится к трудноизвле● Ravil Ibatullin, director of TatNIPIneft Sciences. Such methods will primarily каемым запасам.

R&D Center focus on carbonate deposits with heavy oil, Второй проект – это применение метода ядерно-магнитного ● Равиль Ибатуллин, директор научноwhich are considered difficult reserves. резонанса для определения вязкости тяжелой нефти в скважине. исследовательского и проектного центра Актуальность метода заключается в том, что на сегодняшний день The second project focuses on using «ТатНИПИнефть» the method of nuclear magnetic resoне представляется возможным измерить вязкость тяжелых нефnance to determine the viscosity of heavy тей (свыше 10 тыс. сантипуаз) непосредственно в скважине, равно oil in the well. This would solve the challenges of measuring the viscosity of как и взять пробы сырья. Учитывая, что устанавливаемые льготы по экспортным heavy (over 10,000 cps) oil directly inside the well and of sampling the crude пошлинам основаны именно на показателях вязкости пластовой нефти, такой метод (currently both are off the limits for the science). As export duties’ concessions будет востребован компаниями, которые будут подавать заявки на получение льгот. are based on the indicators of reservoir oil viscosity, this method will be popular Директор «ТатНИПИнефть» выразил надежду, что метод ядерно-магнитного резонанwith the companies applying for such benefits. Hopefully the nuclear magnet- са удастся довести до практического применения в течение уже ближайших трех лет. ic resonance method will be ready for the field within three years’ period, noted Третий проект направлен на разработку методов очистки попутно добываемой TatNIPIneft director. воды, которая извлекается вместе с тяжелой нефтью. Такая вода не может быть The third project aims to develop methods of cleaning the water produced использована для парогенерации из-за большого количества примесей: нефтяные with the heavy oil. This water cannot be used in steam generation as it contains остатки, частицы песка и сероводород. Метод будет разрабатываться совместно с many impurities: oil resРХТУ им. Менделеева. idue, sand particles and Сегодня научно-технический потенциал компании «Татнефть» hydrogen sulfide. The по патентам составляет около 2 400 изобретений. Благодаря рабоmethod will be develте на площадке «Сколково» компания надеется выйти на федеoped jointly with experts ральный уровень, активно развивая энергоэффективность и of Mendeleev’s Russian IT-технологии на своих объектах. Компания также не исключает University of Chemical возможности применения ее разработок другими нефтедобываюTechnology. щими компаниями (большинство технологий, разработанных спеTo date, Tatneft sciциалистами «Татнефти» уже активно применяются на промышленence team holds patents ных объектах как российскими компаниями, так нефтяными комfor about 2,400 invenпаниями других стран). tions. Using the Skolkovo Генеральный директор «Татнефти» Шафагат Тахаутдинов, hub, the company hopes выступая на церемонии подписания соглашения, подчеркнул, что to enter the federal level; PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ за последние несколько лет компании удалось увеличить объеit already puts much мы добычи почти на треть именeffort in IT-technologies and energy efficiency of its facilities. но благодаря использованию The company also does not rule out application of its products методов увеличения нефтеотдачи: by other oil producers (most of the technologies developed около 45% добываемой компаниby Tatneft experts are already used extensively in the field by ей нефти извлекается с применеboth Russian companies and foreign producers). нием МУН.

General Director of Tatneft Shafagat Takhautdinov, speakСоглашение с компаниing at the signing ceremony, said that over the past few years, ей «Татнефть» президент фонда using enhanced oil recovery methods the company boosted «Сколково» Виктор Вексельберг production by almost a third: about 45 percent of produced считает очень значимым для всего crude entails EOR. инновационного центра: «История Viktor Vekselberg, Skolkovo president, says that agreeразвития российской нефтяной проment with Tatneft is very important for the innovation center: PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ мышленности корнями уходит в “History of the Russian oil industry is rooted in Tatarstan. The basis of the scientif- Татарстан. Основа научного потенциала в нефтедобывающей сфере также берет свое ic potential of the upstream has its roots in Tatarstan, too. I hope that we will be able начало в Татарстане. Надеюсь, что мы сможем оказать существенную поддержку в созto provide solid support for creation of Tatneft’s R&D center and engage internation- дании центра НИОКР „Татнефти“ и привлечь международных партнеров к реализации al partners in this project.” этого проекта».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

61

HONEYWELL USERS GROUP 2012

Honeywell Unveils New Process Control, Automation Technologies at Annual Customer Meet Up Honeywell представляет новые автоматизированные системы контроля Article was supplied by Honeywell

Статья предоставлена компанией «Honeywell»

oneywell announced record attendance at its annual Honeywell Users’ Group (HUG) conference for Europe, Middle East and Africa (EMEA). In total, over 900 delegates representing more than 285 companies attended the conference, which took place in Istanbul, Turkey from November 13-16, 2012.

Themed “Sustain.Ability”, HUG EMEA 2012 informed attendees how the latest advancements in process automation and control can help them sustain their performance and existing assets to maximize plant safety, reliability and efficiency.

The conference program featured an extensive selection of presentations, industry breakout sessions and panel discussions based on the conference theme.

Throughout the event, Honeywell customers such as Shell, SASOL, Saudi Aramco, Marathon Oil and Repsol shared insights and best practices from their respective industries, including hydrocarbon processing; pulp and paper; metals, mining and minerals; power generation; chemicals and oil and gas.

A major technology focus was the next generation of Honeywell’s flagship process automation system, Experion® Process Knowledge System (PKS). Launched in June

орпорация Honeywell объявила о рекордном количестве участников ежегодной конференции Honeywell Users Group (HUG) для представителей стран Европы, Ближнего Востока и Африки (EMEA). Всего на конференцию, которая проходила в Стамбуле (Турция) с 13 по 16 ноября 2012 года, съехалось более 900 делегатов, представляющих более 285 компаний. На конференции, проходившей под девизом «Sustain.Ability» (англ. «Поддержка. Возможность»), были представлены последние достижения в области автоматизации и управления технологическими процессами. Эти разработки направлены на обеспечение устойчивой работы производственных активов компаний для достижения максимальной безопасности, надежности и эффективности. В рамках конференции была проведена презентация обширной подборки докладов, а также участники HUG имели возможность посетить секционные заседания по отраслям и принять участие в экспертных дискуссиях по тематике конференции. Участники мероприятия – представители компаний-заказчиков Honeywell, таких как Shell, SASOL, Saudi Aramco, Marathon Oil и Repsol – делились опытом и наработками в своих отраслях, включая нефтеперерабатывающую, целлюлозно-бумажную, горнодобывающую, металлургическую, энергетическую, химическую и нефтегазовую отрасли. Из технологических решений основное внимание было уделено новому поколению флагманской АСУ ТП Honeywell – Experion® Process Knowledge System (PKS). Система Experion® PKS Orion, которая была впервые представлена в июне 2012 года и отметила в Стамбуле свой европейский дебют. Существенные усовершенствования, внесенные в систему, позволили увеличить производительность предприятия на 13%, радикально уменьшить вероятность связанных с ошибками операторов аварийных ситуаций и сократить общую стоимость владения на 30%.

H

62

К

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2012 / Январь 2013

2012, Experion® PKS Orion saw its European debut at Istanbul and includes major advancements that can help significantly improve plant production by up to 13 percent, dramatically reduce operator-related safety incidents and lower the total of cost of ownership by up to 30 percent.

Honeywell also made several global product announcements in Istanbul including: ● A new range of SmartLine™ industrial pressure transmitters, which enhance communication abilities, improve operational efficiency and reduce lifecycle costs for process manufacturers; ● The next generation of Terminal Manager server software that will allow bulk terminal operators to integrate any disparate business, operations, safety, security and access control systems into a single control and operating solution; ● The Enhanced High-Performance Process Manager (EHPM) controller which allows 25 years of distributed control system installed base to seamlessly migrate to the Experion® Process Knowledge System. With EHPM, the cost of migration is significantly reduced by preserving control strategies and wiring.

In addition, Honeywell unveiled the winner of its fifth annual student competition dedicated to the encouragement of design and innovation in the process industry.

This year’s competition, which focused on the use of Honeywell’s UniSim® Design process simulation technology, was won by Davide Bocciardo from the University of Edinburgh for his entry: “Customising UniSim Design: membrane separation and its application to carbon capture.”

The conference also included an extensive demonstration area where Honeywell showcased solutions such as Universal Process I/O, Experion Virtualization, Safety Management, Advanced Software Applications and Cyber Security alongside all of its newly announced products.

Parallel conferences organized by Honeywell, and running at the same venue, included the Honeywell Enraf Global Distributor Conference and Field Products Channel Partner Conference, the latter attracting almost 90 distributors and system integrators.

Honeywell’s User Group Conferences are developed by and for Honeywell’s industrial automation customers and feature educational presentations on process industry innovations and advancements. The agenda is developed by the Customer Steering Committee, which includes delegates from companies such as Total, Shell, BP, ConocoPhillips, Repsol, Rio Tinto Alcan, SABIC and ExxonMobil.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КОНФЕРЕНЦИЯ На конференции HUG Honeywell также объявила о выходе ряда новых продуктов, в частности: ● новой серии промышленных датчиков давления SmartLine™, способных расширить возможности обмена информацией, повысить эффективность эксплуатации и снизить расходы на сопровождение жизненного цикла; ● следующего поколения серверного программного обеспечения Terminal Manager, которое позволит операторам терминалов обработки массовых грузов объединить разрозненные коммерческие системы, системы операционного управления, безопасности, охраны и контроля доступа в единую комплексную систему контроля и управления операциями; ● контроллера Enhanced High-Performance Process Manager (EHPM), обеспечивающего беспроблемную интеграцию распределенных систем управления, внедренных за последние 25 лет, с АСУ ТП Experion® Process Knowledge System. Обусловленное применением EHPM сохранение существующих стратегий управления и электропроводки значительно снижает стоимость такой интеграции. Кроме того, на конференции был объявлен победитель пятого ежегодного студенческого конкурса. В этом году конкурс, основной целью которого является стимулирование исследований и разработок в сфере обрабатывающей промышленности, был посвящен применению разработанной корпорацией Honeywell технологии динамического моделирования производственных процессов UniSim® Design. Победителем стал Дэвид Бочардо из Эдинбургского университета за свою работу под названием «Использование системы UniSim Design® для моделирования процесса мембранной сепарации, применяемого для улавливания углерода». На конференции была организована демонстрационная площадка, где посетители смогли ознакомиться с такими решениями Honeywell, как универсальный модуль ввода/вывода, виртуализация Experion, Safety Manager, усовершенствованные программные приложения и решения для защиты вычислительных систем, а также со всей новой продукцией, о выпуске которой было объявлено в ходе конференции. Параллельно в Стамбуле проходили также и другие конференции, организованные Honeywell, включая всемирную конференцию дистрибьюторов Honeywell Enraf и конференцию для торговых партнеров по устройствам КИПиА (в последней приняло участие почти 90 дистрибьюторов и системных интеграторов). Конференции Honeywell User Group проводятся для заказчиков систем промышленной автоматизации Honeywell и с их участием. В рамках этих конференций проходят познавательные презентации о новых технологиях и технологических усовершенствованиях в обрабатывающей промышленности. Программа каждой конференции разрабатывается организационным комитетом, в состав которого входят представители таких компаний, как Total, Shell, BP, ConocoPhillips, Repsol, Rio Tinto Alcan, SABIC и ExxonMobil.

63

PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

Practice of Pump Retrofit and Introduction of Energy Saving Technologies for Water Injection Systems

Практика модернизации насосных агрегатов и внедрения энергосберегающих технологий для систем ППД Article provided by HMS Group

Статья предоставлена ОАО «Группа ГМС»

odern pumps for the oil & gas industry, specifically pumps for water injection systems (WIS), must comply with a number of requirements.

Major requirements include performance, efficiency and reliability.

Centrifugal pumps are the largest power consumers in WIS. As practice shows that WIS accounts for over 30% of the total electric power consumed for oil production; and 60-70 percent of that falls on centrifugal pumps, CNS series.

At present, major companies still have many pumps in operation in oil & gas fields with operating parameters having been in the course of typical way of conducting overhaul. That was confirmed by energy audit results that were undertaken in the number of oil & gas companies. Use of obsolete technologies in field development, well and WIS operation also leads to low energy efficiency.

The situation should be noted to be systematically improving albeit at slower pace.

Reduction of power consumption in WISs is considered an urgent and technically challenging problem. Engineering and manufacturing companies of HMS Group have been dealing with it for several years.

Nizhnevartovskremservice, oil service company, part of HMS Group has been one of the active participants in the process of development and implementation of energy saving in pump● CNS 500-1900 Pump. ing systems. They have sig● Насосный агрегат ЦНС 500-1900. nificant experience in pump retrofit and in the implementation of energy-saving technologies at the Samotlor oil field and others.

With the considerable expertise in development and implementation of energy saving systems acquired in the course of water injection pump retrofit specialists of HMS Group recommend certain steps to reduce power consumption and increase service life of centrifugal pumps after the overhaul.

овременное насосное оборудование для нефтегазового комплекса, в частности, насосы для систем поддержания пластового давления (ППД), должно соответствовать целому ряду требований. К основным требованиям относятся эффективность, экономичность и надежность насосных систем. В системах ППД наиболее крупными единичными потребителями электроэнергии являются центробежные насосы. Как показывает практика, из общего объема потребляемой электроэнергии при добыче нефти на системы ППД приходится более 30% потребления электроэнергии, из которых более 60-70% на насосы типа ЦНС. На нефтяных и газонефтяных месторождениях в настоящее время в эксплуатации находится значительное количество насосов, технические показатели которых потеряны в ходе проведения традиционной схемы капитальных ремонтов. Данная ситуация подтверждается результатами энергоаудитов, проведенных рядом нефтегазодобывающих предприятий. Причиной низкой энергоэффективности также является применение устаревших технологий как при разработке месторождений, так и в процессах эксплуатации скважин систем ППД. Необходимо также отметить, что ситуация в данных вопросах системно улучшается, однако темпы этого процесса значительно растянуты во времени. Снижение потребления электроэнергии в системах ППД является актуальной и технически сложной проблемой. Данной задачей в течение ряда лет занимаются проектные, инжиниринговые и производственные предприятия, входящие в машиностроительный и инжиниринговый холдинг ОАО «Группа ГМС». Одним из активных участников процесса разработки и внедрения систем энергосбережения насосного оборудования является нефтесервисное предприятие ЗАО «Нижневартовскремсервис», входящее в структуру Группы ГМС. Предприятие имеет значительные опыт модернизации насосных агрегатов и внедрения энергосберегающих технологий на Самотлорском и ряде других крупных месторождений. Значительный опыт в разработке и внедрении энергосберегающих систем в рамках работ по модернизации насосного оборудования систем ППД позволяет предложить ряд рекомендаций по снижению электропотребления и повышению ресурса насосов типа ЦНС после капитального ремонта.

M

Recommendations and targets to reduce energy consumption and extend service life of centrifugal pumps after the overhaul: ● ● ● ● ●

●

64

Carry out overhaul if efficiency of CNS180/CNS200/CNS240 pumps falls by 7-8%, and for CNS500 pumps – by 5-6%.

Ensure that operating parameters of CNS pumps after overhaul are brought to the level of new pumps.

Double at least the pump service life till overhaul.

Reduce power consumption by increasing pump efficiency.

CNS180 pump retrofit during their overhaul to provide 45 to 240 m3/h flow-rate range in the area of max efficiency by installing replaceable flow parts for the following flow-rates: 45/63/90/180/240/315/500(630) and 800.

Adapt operating parameters of high-pressure pumps for specific operating conditions.

С

Рекомендации и задачи по снижению электропотребления и повышению ресурса насосов типа ЦНС после капитального ремонта: ● ● ● ● ●

Вывод в ремонт насосов ЦНС180, ЦНС200, ЦНС240, при снижении КПД на 7-8%, а насосов ЦНС500 – при снижении КПД на 5-6%. Обеспечение доведения характеристик эксплуатирующихся насосов ЦНС после проведения капитального ремонта до уровня новых. Увеличение ресурса работы насосов до капремонта как минимум в два раза. Снижение энергопотребления насосов за счет повышения КПД. Модернизация насосов ЦНС180 при капитальном ремонте с целью обеспечения производительности от 45 до 240 м3/ч в зоне максимального Oil&GasEURASIA

НАСОСЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Showing pumps performance tester. ● Стенд для параметрических испытаний насосов.

●

КПД, путем установки в насосы сменных проточных частей на параметры 45, 63, 90, 180, 240, 315, 500 (630), 800. Адаптация рабочих характеристик высоконапорных насосов под конкретные условия эксплуатации.

Реализация данных мероприятий позволяет обеспечить снижение потребления электроэнергии в системах ППД от 5 до 16%.

Once they have been carried out power consumption in WIS may fall by 5 – 16%.

To achieve targets on power consumption reduction and service life till overhaul increase specialists of HMS Group and Nizhnevartovskremservice carried out a number of actions to improve overhaul technologies and pump testing after their assembly.

As part of gained experience they offer the following activities to ensure power consumption reduction and extension of pump service life: ● High-pressure pump overhaul with use of a full repair kit consisting of new flow parts (impellers, diffusers, wear rings, shaft) and, as a rule, the elastic diaphragm coupling, a set of mechanical seals and the rotor axial displacement sensor. ● Engineering and manufacturing of that repair kit according to main dimensions and main parts of the pump as well as with the operating conditions defined by Customer. ● Overhaul with use of high-alloy and high-strength materials to increase corrosion resistance of pump parts by three to four times. ● Extension of pump service life by using new materials. ● Carrying out acceptance tests of retrofitted pumps at testing facilities of Nizhnevartovskremservice and field tests in the pumping station in the presence of Customer. ● Improvement of impeller and diffuser to increase flow-rate and efficiency and in some cases, at Customer’s request trimming of impellers and diffusers for shifting performance range. ● Reliability increase by optimizing design of main parts and introducing new components: – Mechanical seals compliant to АРІ 682; – Diaphragm coupling to increase damping properties and easy maintenance; – Axial displacement sensors to prevent accidents. ● Restoration of suction and discharge covers (coating) using stainless wire to get corrosion-resistant surfaces.

Adaptation of operating parameters of high-pressure pumps for specific operating conditions.

In 2009–2011, the one of the main criteria for the water injection pump overhaul with use of repair kits has been to adapt them to specific operating conditions.

As practice shows, common violations committed during pump operation are as follows: ● Inconsistency of Water Injection Process Flow Diagram with nominal parameters of pumps, ● Mismatch of pump condition with process requirements, ● Inadequate condition of piping.

Operating conditions with violations mentioned above are common for all fields in the West-Siberian region and Samotlor field in particular.

Taking into account customer requirements, in 2007–2011 Nizhnevartovskremservice (HMS Group) retrofitted approximately 100 CNS pumps for the following companies: SNG, RN Yuganskneftegas, GazpromneftVostok, Gazpromneft-Khantos, TNK-Nizhnevartovsk and others. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Для выполнения задач по снижению электропотребления и повышению ресурса насосов типа ЦНС Группой ГМС с участием специалистов структурного предприятия ЗАО «Нижневартовскремсервис» был реализован целый ряд мероприятий по совершенствованию технологий ремонта и испытаниям насосов после сборки. В рамках накопленного опыта мы предлагаем следующие мероприятия, обеспечивающие снижение электропотребления и повышение ресурса насосного оборудования: ● Ремонт высоконапорных насосов с использованием полноразмерного ремонтного комплекта, в состав которого в обязательном порядке входит новая проточная часть насоса (рабочие колеса, направляющие аппараты и уплотнительные кольца, вал) и, как правило, упругая пластинчатая муфта, комплект торцевых уплотнений, датчик осевого сдвига ротора. ● Проектирование и изготовление ремонтного комплекта в индивидуальном порядке с конкретной привязкой к габаритам и основным корпусным деталям насоса и в соответствии с условиями эксплуатации, определенными заказчиком. ● Ремонт насосов с использованием высоколегированных и высокопрочных материалов, повышающих коррозионную стойкость деталей насосов в три-четыре раза. ● Повышение ресурса насоса за счет применения новых материалов. ● Проведение стендовых приемо-сдаточных испытаний модернизированных насосов в ЗАО «Нижневартовскремсервис» и натурных испытаний на блочно-кустовых насосных станциях с привлечением представителей заказчика. ● Доработка проточных частей рабочего колеса и направляющего аппарата для увеличения подач и КПД, а в некоторых случаях, по требованию заказчика, доработка рабочих колес и направляющих аппаратов для сдвига рабочей зоны. ● Увеличение надежности основных узлов насосов за счет совершенствования их конструкций, а также внедрения новых узлов: – торцовых уплотнений по АРІ 682; – пластинчатой муфты с целью повышения демпфирующих свойств и уменьшения трудоемкости обслуживания; – датчиков осевого сдвига с целью исключения аварийных ситуаций. ● Реставрация приемных и выкидных крышек (облицовка) с применением нержавеющей проволоки СВ12Х18Н10Т и получением коррозионностойких поверхностей.

Адаптация рабочих характеристик высоконапорных насосов под конкретные условия эксплуатации. В 2009–2011 годах одним из основных критериев выполнения капитального ремонта насосов системы ППД с применением комплектов модернизации была адаптация поставляемого оборудования к конкретным условиям эксплуатации. Как показывает практика, распространенными нарушениями при эксплуатации насосного оборудования являются: ● Несоответствие технологической карты закачки по БКНС номинальным параметрам работы насоса. ● Отклонение состояния насосных блоков от существующих требований. ● Ненадлежащее состояние трубной обвязки БКНС. Вышеуказанные условия эксплуатации насосов наблюдаются повсеместно на месторождениях Западно-Сибирского региона и Самотлорского месторождения в частности. С учетом потребностей заказчиков в 2007–2011 годах, «Нижневартовскремсервисом» (Группа ГМС) было модернизировано около 100 насосов системы ППД для ОАО «СНГ», РН «Юганскнефтегаз», ООО «Газпромнефть-Восток», ООО «Газпромнефть-Хантос», ОАО «ТНКНижневартовск» и др.

65

PKS

ADVERTORIAL SECTION

TIGF Improves Security and Productivity with Experion Upgrade

TIGF повышает безопасность и производительность за счет внедрения системы Honeywell Experion Philippe Lafitte, Project Manager, TIGF

“The Honeywell team was able to comprehend the dynamic challenges of our project and our unique needs as a highthreshold gas storage site. In addition we had a great team effort with our internal people and our subcontractor SECA – with everyone’s help we were able to make this all come together and make this project a success.”

Филипп Лафит, руководитель проекта, TIGF

«Рабочая группа Honeywell смогла детально разобраться в динамичных задачах нашего проекта и уникальных потребностях нашего крупного и сложного газохранилища. Кроме того, было налажено эффективное взаимодействие наших сотрудников с субподрядчиком SECA – благодаря вкладу каждого участника мы смогли объединить усилия и успешно завершить проект».

Benefits A leading provider of natural gas storage and transportation services in Europe, TIGF wanted to upgrade to the latest control system technology at its gas storage facility in Lussagnet, France. The company was looking to replace obsolete hardware, improve security and gain a sound backup strategy.

TIGF chose Honeywell’s Experion® Process Knowledge System (PKS) for the Lussagnet upgrade and worked with local subcontractor SECA to help implement the system. A long-time Honeywell customer, TIGF was familiar with Honeywell products, services and support.

Using Honeywell Experion PKS helps TIGF attain higher productivity and profitability along with a reliable back-up solution. Experion transforms process control beyond traditional Distributed Control System (DCS) functionality by unifying people with process variables, business requirements and asset management.

The TIGF Honeywell Experion Solution is a SCADA system based on six redundant servers. The migration has provided many benefits to Lussagnet, including: ● Replaced obsolete hardware and an operating system that was at the end of its support term; ● Attained a short time interval for migration, including the entire system replacement in one day; ● Improved supply, installation and commissioning of hardware, software, documentation, training and support services; ● Added custom security policies commanded by TIGF; ● Fully integrated automation solution connecting multiple solutions and technology seamlessly.

Challenge TIGF was looking to replace the obsolescence of its Dell hardware and to migrate the operating system that was at the end of its support. The company wanted a real-time overview of the gas network, and needed more security and a reliable back-up strategy. Additionally, the company had a demanding timeframe for the migration, including a final system replacement completed in one day.

TIGF sought a partner that could manage the overall migration process – minimizing the workload for internal staff so they could focus on their jobs of running the facility.

“We wanted a solution provider that would reliably manage the details of our upgrade so that our staff could supervise the project monthly, rather than having a dedicated, full-time engineering team to manage the project,” said Philippe LaFitte, Project Manager for TIGF Lussagnet. “TIGF trusted Honeywell’s expertise to deliver.”

66

Преимущества Компания TIGF, ведущий поставщик услуг хранения и транспортировки природного газа в Европе, решила модернизировать систему управления своего газохранилища в г. Люсанье (Франция). Компания искала замену устаревшему оборудованию, хотела повысить уровень безопасности и выработать надежную стратегию резервирования. В итоге TIGF выбрала для проекта модернизации в Люсанье систему Honeywell Experion® PKS и привлекла местного субподрядчика SECA для помощи в ее внедрении. Компания TIGF является заказчиком Honeywell в течение длительного времени, и поэтому была хорошо знакома с продуктами, услугами и поддержкой Honeywell. Внедрение АСУ ТП Honeywell Experion PKS помогло TIGF повысить производительность и рентабельность, а также получить надежное решение резервирования. Система Experion выводит управление технологическими процессами далеко за рамки возможностей распределенных систем управления, предоставляя персоналу унифицированный доступ к параметрам технологических процессов, коммерческим данным и управлению активами предприятия. Выбранное компанией TIGF решение на основе технологий Honeywell Experion представляет собой систему SCADA с шестью резервируемыми серверами. Переход на новые технологии предоставил комплексу в Люсанье множество преимуществ, включая следующие: ● замена устаревшего оборудования и операционных систем, срок поддержки которых приближался к концу; ● малая длительность переходного периода – полный переход на новую систему занял всего один день; ● эффективное выполнение работ по поставке, монтажу и вводу в эксплуатацию оборудования, программного обеспечения, документированию, обучению персонала и технической поддержке; ● внедрение дополнительных индивидуальных политик безопасности, разработанных на основе требований TIGF; ● полностью интегрированная система автоматизации, эффективно объединяющая множество решений и технологий.

Задача Компания TIGF хотела заменить устаревшее оборудование Dell и операционную систему, срок поддержки которой приближался к концу. Требования компании включали обеспечение контроля состояния газовой сети в реальном времени, повышение безопасности и реализацию надежной стратегии резервирования. Кроме того, TIGF установила жесткие временные рамки для переходного периода – окончательный переход на новую систему необходимо было осуществить в течение одного дня.

Oil&GasEURASIA

АСУ ТП

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

TIGF искала партнера, который мог бы взять на себя управление всем процессом перехода на новые технологии и свести к минимуму нагрузку на собственных сотрудников TIGF, чтобы они могли сосредоточиться на управлении комплексом. «Мы искали поставщика решения, который мог бы обеспечить надежное управление всеми аспектами проекта модернизации, чтобы не создавать специальную рабочую группу для управления проектом и ограничиться лишь ежемесячным контролем над ходом его реализации, – говорит Филипп Лафит, руководитель проекта TIGF в Люсанье.

– В результате TIGF доверилась богатому опыту Honeywell в этой сфере».

Решение

● Experion System interface. ● Интерфейс системы Experion.

Solution TIGF has used Honeywell SCADA since 1998 and was very satisfied with the solution, support and services. Because of the solid relationship and proven technology expertise, the company never opened the project up to competition and chose Honeywell Experion PKS for its control upgrade along with the Honeywell Solution Enhancement Support Program (SESP).

The TIGF Experion System is a SCADA system based on six redundant servers connected by a DSA and containing about 18,000 points. Twenty flex stations are used to control the plant and a redundant wall screen with HMIWEB is used to have a real-time overview of the gas network.

Many OPC connections to RSLINKS, HIRSCHAMNN and OSI PI exist, and the Experion system is on top of different PLC type systems, including Rockwell, Siemens and ICStriplex.

The project began in January 2010 with the build of the servers and stations and all data was migrated to the new release. Then the new security solution – with two domain controller servers – and the back-up strategy with one EBR server were deployed. All applications were tested and HMI and DSP schematics were migrated.

During May, the new system was installed and running in parallel with the existing system. Supplementary tests were run, and everything was on target, so the control of the plant was transferred over to the new Experion R311 system on time on June 1st, keeping a continuous view on the process.

The Honeywell site service engineer took the lead on the entire migration process. The major benefit to TIGF is that the project was less taxing on its staff. They could simply supervise monthly without the need for a dedicated full-time engineering team.

In addition, although not part of the original project scope, Honeywell’s team was asked by the TIGF IT services team to implement cyber security measures on the servers and was able to readily accommodate the need.

Experion unifies TIGF’s assets, processes and people to improve business agility. Its unified architecture, with embedded application technologies, collects and integrates process and business data across the entire facility. Making process knowledge available where and when it is needed improves process performance, asset and people effectiveness and business agility. The secure, open technology is built to scale and helps manage everything from optimized yield to reduced maintenance costs. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TIGF эксплуатировала SCADA-систему Honeywell с 1998 года и была полностью удовлетворена ее работой, а также поддержкой и услугами Honeywell. Полагаясь на прочные взаимоотношения и проверенные технологии, TIGF решила не объявлять конкурс на реализацию этого проекта и выбрала АСУ ТП Experion PKS в сочетании с программой расширенной технической поддержки решений Honeywell (SESP). Система Experion, внедренная в TIGF, представляет собой систему SCADA на основе шести резервированных серверов, объединенных архитектурой DSA с общим количеством точек ввода/вывода более 18 тыс. Двадцать рабочих станций типа Flex используются для управления оборудованием, а дублированный настенный экран с интерфейсом HMIWEB предоставляет общую картину газовой сети в реальном времени. В системе используется множество OPCсоединений с модулями RSLINX, HIRSCHMANN и OSI PI, а система Experion объединяет различные системы на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК), включая Rockwell, Siemens и ICStriplex. Реализация проекта началась в январе 2010 года с установки серверов и рабочих станций и переноса всех данных в новую систему. Затем была развернута новая система безопасности с двумя контроллерами домена и и решением по сохранению данных в режиме реального времени на базе сервера EBR. Было проведено тестирование всех приложений и миграция операторского интерфейса DSP. В мае завершили установку новой системы, и она была запущена параллельно существующей системе. Были проведены дополнительные тесты. Все шло по плану, и управление комплексом было переключено на новую систему Experion R311 согласно утвержденному графику – 1 июня. Во время перехода на новую систему сохранялся непрерывный контроль за технологическим процессом. Руководство всем процессом перехода на новую систему осуществлял выделенный Honeywell инженер. Основное преимущество этого проекта для TIGF заключалось в том, что персонал компании не был обременен его реализацией. Представители компании осуществляли лишь ежемесячный контроль над ходом проекта; необходимости в создании специальной рабочей группы не возникло. Кроме того, ИТ-отдел TIGF обратился к рабочей группе Honeywell с просьбой выполнить дополнительную конфигурацию по обеспечению информационной безопасности на установленных серверах, которая была выполнена, хотя это и не было предусмотрено в первоначальном объеме работ по проекту. Система Experion объединяет оборудование, технологические процессы и персонал TIGF для повышения общей оперативности деятельности компании. Унифицированная архитектура со встроенными приложениями обеспечивает сбор и комплексную обработку данных технологических процессов и коммерческой информации в масштабах всего предприятия. Доступность данных о технологических процессах в нужное время и нужном месте улучшает показатели производственного процесса, эффективность работы персонала и оборудования, а также оперативность деятельности предприятия в целом. Эта открытая и безопасная технология создана с учетом будущего развития и позволяет управлять всеми основными аспектами производства – от оптимизации выпуска продукции до снижения эксплуатационных издержек.

67

CO-OPERATION

ADVERTORIAL SECTION

KazRosGas: 10 years of Perfect Cooperation Between Russia and Kazakhstan

«КазРосГаз»: 10 лет безупречного сотрудничества России и Казахстана

Kamila Tutebayeva

A

t present, “KazRosGas” LLP which was set up ten years ago on a parity basis by the “NC” KazMunayGas”JSC and “Gazprom”OJSC is a perfect example of equal and mutually beneficial cooperation between Kazakhstan and Russia in the gas industry.

What results of work and short-term plans has the company on the eve of its ten-year anniversary? We’ll talk about these issues with Chairman of the Board- General Director of “KazRosGas” LLP Kairat BORANBAYEV. – Kairat Sovetaevich, tell us please, how successful were these years for the company?

Currently, the activity of our joint venture ensures successful fulfilment of the main provisions of the Intergovernmental agreements on gas between Kazakhstan and Russia.

The main functions of “KazRosGas” LLP are operations with Kazakhstani natural gas including marketing, processing, transportation and sale of gas and its processing products. The company has been successfully coping with this task all these years.

The mission of “KazRosGas” LLP has been invariable: while positioning itself as one of the leading suppliers of Kazakhstani gas, to solidify the reputation of a socially responsible company based on such fundamental values as competence, honesty and transparency.

I am sure that our company has all opportunities for further development – experienced personnel and reliable partners, the contribution of which is inestimable and deserves particular appreciation and respect.

– What promising projects is “KazRosGas” company planning to realize in the near future?

At present, we are actively realizing the project “Creation of a production base for sulphur granulation” on the territory adjacent to the Orenburg plant, which would ensure sulphur granulation, packing, storage and shipment by railroad. The designed production capacity is 500 thousand tons of granulated sulphur a year. The project realization is currently successful.

The feasibility study has been carried out and approved by our founders, and the design estimate documentation is being completed.

68

Камила Тутебаева

С

егодня ТОО «КазРосГаз», образованное десять лет назад на паритетной основе национальной компанией АО «НК «КазМунайГаз» и ОАО «Газпром», является ярким примером равноправного и взаимовыгодного сотрудничества в газовой отрасли между Казахстаном и Россией. С какими результатами и планами на ближайшую перспективу встречает свой первый юбилей компания? Побеседуем на эти темы с Председателем Правления – Генеральным директором ТОО «КазРосГаз» – Кайратом БОРАНБАЕВЫМ.

– Кайрат Советаевич, расскажите, насколько успешными были эти годы для компании? На сегодняшний день деятельность, осуществляемая нашим совместным предприятием, обеспечивает успешное выполнение основных положений Межправительственных соглашений в газовой сфере между Казахстаном и Россией. Основные функции ТОО «КазРосГаз» – проведение операций с казахстанским природным газом, включая маркетинг, переработку, транспортировку, реализацию газа и продуктов его переработки. С этой задачей компания успешно справляется на протяжении всех этих лет. Миссия ТОО «КазРосГаз» остается неизменной: позиционируя себя в качестве одного из ведущих поставщиков казахстанского газа, закрепить репутацию социально ответственной компании, опирающейся на такие основополагающие ценности, как компетентность, порядочность и прозрачность. Уверен, что у нашей компании имеются все возможности для дальнейшего роста – квалифицированный персонал и надежные партнеры, вклад которых неоценим и заслуживает отдельной огромной благодарности и уважения.

– Какие перспективные проекты планирует реализовать ТОО «КазРосГаз» в ближайшем будущем? В настоящее время ведется активная реализация проекта «Создание производственной базы по грануляции серы» на близлежащей территории Оренбургского завода, обеспечивающая грануляцию, упаковку, храOIL&GASEURASIA

СОТРУДНИЧЕСТВО I would remind you that according to the long-term agreement, raw gas supply will be increased to a minimum of 15 BCM in the future.

This gas supply increase is related to realization of the 3rd stage of the Karachaganak field development. As soon as KPO (Karachaganak Petroleum Operating) announces that they pass over to third stage, it is planned to realize a project on setting up a joint venture on a parity basis for gas processing based on the Orenburg gas processing plant. The project stipulates upgrading and reconstruction of this plant to get the capacity for processing of up to 16 BCM of Karachaganak gas.

We believe in the success of this project.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● The meeting of Kairat Boranbayev, General Director

of “KazRosGas” LLP and Sergei Ivanov, General Director of “Gazprom dobycha Orenburg” LLC. ● Встреча Генерального директора ТОО "КазРосГаз" К.С.Боранбаева и Генерального директора ООО «Газпром добыча Оренбург» С.И.Иванова

– At what stage currently is the issue of participation of KazRosGas in the Imashev project?

The necessity of joint development of the transboundary Imashev field was determined by the Agreement on the state boundary between Russia and Kazakhstan of January 18, 2005. The negotiations were carried on since 2007 and completed in September 2010 in the Ust-Kamenogorsk by signing an Agreement between the Governments of Russia and Kazakhstan on joint activity aimed at geological study and exploration of this field.

“KazRosGas” was appointed as unified operator for project realization on geological study and exploration of the Imashev field.

At present, we are working on issues related to acquisition of the right for mineral resources use and development of the Program of geological study and exploration of the field. Later organizational and legal issues of the company contracted for geological study of the field will be resolved.

нение и отгрузку серы железнодорожным транспортом. Проектная мощность производства – 500 тыс. т гранулированной серы в год. Проект движется успешно. Выполнено и одобрено нашими учредителями ТЭО, завершается разработка проектно-сметной документации. Напомню, что долгосрочное соглашение предполагает в будущем увеличить поставку сырого газа как минимум до 15 млрд м3. Увеличение поставки газа связано с реализацией третьей фазы освоения Карачаганакского месторождения. Как только будет заявление КПО о переходе на третью фазу, планируется реализация проекта по созданию СП на паритетной основе по переработке газа на базе Оренбургского ГПЗ. Проектом предусматривается модернизация и реконструкция этого завода, в перспективе обеспечивающего переработку до 16 млрд м3 Карачаганакского газа. Мы верим в успех этого проекта.

– На какой стадии решение вопроса об участии «КазРосГаза» в Имашевском проекте? Необходимость совместного освоения трансграничного месторождения Имашевское была определена Договором о государственной границе России и Казахстана от 18 января 2005 года. Переговоры велись, начиная с 2007 года, и завершились подписанием в сентябре 2010 года в Усть-Каменогорске Соглашения между Правительствами Казахстана и России о совместной деятельности по геологическому изучению и разведке этого месторождения. Единым оператором по реализации проекта по геологическому изучению и разведке Имашевского месторождения был определен «КазРосГаз». В настоящее время нами отрабатываются вопросы, связанные с получением права недропользования и подготовкой Программы геологического изучения и разведки месторождения. Впоследствии будут решаться вопросы организационно-правового характера по предприятию, которое будет вести работы по геологическому изучению месторождения.

– Для развития Единого экономического пространства опыт ТОО «КазРосГаз» бесценен и с точки зрения достижения компромисса, и с точки зрения отработки эффективной бизнес-модели. Каким опытом ТОО – The experience of “KazRosGas” LLP is invaluable for development «КазРосГаз» готов делиться на пространстве ЕЭП? Пример уже в том, что «КазРосГаз» состоялся и занял достойное место на of the Common free market zone both from the viewpoint of compromise achievement and effective business-model development. What experience газовом рынке двух стран. Благодаря этому юг и север Казахстана стали беспрепятственно получать газ. Наш опыт говорит о том, что как бы изначальis “KazRosGas” LLP ready to share within the Common free market zone?

Nowadays “KazRosGas” company takes high position on the gas market но не были далеки собственные интересы и позиции сторон, компромисс of the two countries. As a result, northern and southern areas of Kazakhstan достижим. И этот компромисс зачастую приносит значительно большие started to receive gas without any difficulties. Our experience shows that выгоды, чем одиночный путь в достижении только собственных целей. Это no matter how far apart initial interests and positions of the parties are, a доказывает наша история: теперь дефицитные по газу регионы Казахстана compromise is always attainable. This compromise can often bring much имеют устойчивые поставки товарного газа, а российское предприятие – стаmore benefits than individual movement towards one’s own aims. This is бильные поставки сырья, обеспечивающие загрузку производства. Поэтому proven by our history: regions of Kazakhstan, which traditionally lacked обе стороны сегодня говорят о том, что создание совместного казахстанскоgas, now have stable supplies of marketable gas, and the Russian company российского предприятия «КазРосГаз» было грамотным политическим и has received stable deliveries of raw material which ensures the plant load. экономическим решением, а его эффективная деятельность состоялась блаTherefore, both parties state now that establishment of Kazakh-Russia годаря слаженной и продуктивной работе всего коллектива, которому хочу выразить огромную благодарJoint Venture “KazRosGas” ность. turned out to be a sound politПодводя итог, можно с полical and economic decision. ной уверенностью сказать, что In summary, we can state ТОО «КазРосГаз» намерен и with complete confidence that дальше вносить значительный “KazRosGas” LLP intends to вклад в поддержание устойчиkeep making a considerable вого, высокого уровня эконоcontribution to sustaining the мического развития Республики stable high level of economКазахстан, а также способствоic development of the Republic вать благоприятному и эффекof Kazakhstan, and also to facil- ● The project of “KazRosGas” LLP “Creation of production base for sulphur granulation” тивному двустороннему сотрудitate favourable and effective ничеству между Казахстаном и bilateral cooperation between ● Проект ТОО «КазРосГаз» - «Создание производственной базы по Россией.

Kazakhstan and Russia. грануляции серы» НЕФТЬ И ГАЗЕВРАЗИЯ

69

DOWNHOLE EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

New Capabilities of Selective Packer Equipment Новые возможности селективного пакерного оборудования S.V. Brykov, chief technical officer of Packer Tools O.V. Skibin, business development director of Packer Service

Technology of Selective Hydraulic Fracturing and Bottomhole Treatment for Multizone Development

Технология выборочного проведения ГРП и ОПЗ для многопластовой системы разработки.

PF Packer Tools in partnership with Packer Service has recently developed new equipment for selective hydraulic fracturing and bottomhole treatments that can be used during multizone development. This equipment includes packer and anchor assemblies, as well as valve system, which were originally developed for performing of bottomhole treatments (acid, mud-acid and other types of treatments). Economic efficiency (due to significant reduction of time expenditures) and experience of technical application of these selective treatments showed that the above-mentioned equipment can be very useful during such production stimulation operations as hydraulic fracturing.

PF Packer Tools in partnership with Surgutneftegaz (engineering support was provided by Packer Service and included the development of downhole assembly design and in-situ engineering support during operations) has successfully completed the pilot project that involved implementation of such equipment at four wells of Severo-Labatuganskoye field. Currently the equipment under consideration is approved for field application. Its full-scale production has already been started by Packer Tools production company.

ООО «Производственной фирмой „Пакер Тулз“» совместно с ООО «Пакер Сервис» разработано новое оборудование для проведения выборочного (селективного) ГРП и ОПЗ на скважинах с несколькими эксплуатирующимися пластами. Данное оборудование представляет собой пакерноякорную и клапанную систему узлов, первоначально разработанную для проведения обработок призабойных зон (кислотных, глино-кислотных и других обраоток). Опыт промышленного применения и экономическая эффективность (за счет значительного сокращения времени на СПО) данных селективных компоновок показали целесообразность применения этого оборудования и для работ по интенсификации притока методом гидравлического разрыва пластов. ООО «Производственная фирма „Пакер Тулз“» совместно с ОАО «Сургутнефтегаз» при инженерном сопровождении ООО «Пакер Сервис» (разработка дизайна работы внутрискважинной компоновки и инженерное сопровождение самих работ) провели успешные опытно-промышленные работы по внедрению данного оборудования на четырех скважинах Северо-Лабытьюганское месторождении. В настоящий момент оборудование одобрено к применению и запущено в серийное производство ООО «Производственная фирма „Пакер Тулз“».

Experience Gained by Packer Service While Performing Selective Hydraulic Fracturing Operations With PS-S Packer Assembly The first and one of the main directions of Packer Service activity (from the date of its foundation and up to the present moment) is the provision of packer equipment for hydraulic fracturing and bottomhole treatments (as well as for some other well workover operations) and the corresponding engineering support of this equipment. Different methods of hydraulic fracturing operations performing require utilization of certain packer and wellhead equipment that meets the requirements imposed by downhole conditions, operating procedures, etc.

Field Experience In 2010 specialists of Packer Service mastered the technology of selective hydraulic fracturing (or treatment of a definite interval of multiple zone well) with utilization of packer assemblies PS-S manufactured by PF Packer Tools. The technology is based on sequential treatment of several opened production intervals. It is also possible to treat one interval among other adjacent intervals by means of isolating them from one another with utilization of packer assembly. Besides the capability of performing selective treatments, the design of packers and wellhead equipment allows to move the assembly to the next target interval in the presence of overpressurization.

During 2009–2010 a set of hydraulic fracturing and bottomhole acid treatment operations with utilization of two-packer assembly for selective hydraulic fracturing has been performed at the fields of GazpromneftHantos. In October, 2011 several selective hydraulic fracturing operations

70

Брыков С.В., технический директор ООО «Производственная фирма „Пакер Тулз“» Скибин О.В., директор по развитию бизнеса ООО «Пакер Сервис»

Опыт ООО «Пакер Сервис» при проведения селективных гидравлических разрывов пласта с использованием компоновки пакеров ПС-С. Первым и одним из основных направлений деятельности ООО «Пакер Сервис» с момента его основания и до настоящего времени, является сервис по предоставлению и инженерному сопровождению пакеров для проведения гидравлического разрыва пласта, обработок призабойной зоны пласта и различных технологических операций при ремонте скважин. Различные способы проведения ГРП требуют использования определенных видов пакерного и устьевого оборудования, отвечающих требованиям технологических процессов, скважинных условий и т.д.

Опыт выполнения работ. С 2010 года специалистами ООО «Пакер Сервис» освоена технология проведения работ с использованием компоновок пакеров серии ПС-С производства ООО «ПФ „Пакер Тулз“» при проведении селективного гидравлического разрыва пласта или обработки определенного интервала пласта на многопластовых скважинах. Суть метода основана на последовательной обработке нескольких вскрытых продуктивных интервалов или обработке одного из нескольких, изолируя их друг от друга компоновкой пакеров. Кроме возможности проведения избирательного воздействия, конструкция пакеров и составляющих компоновки и устьевого оборудования позволяет перемещать компоновку на следующий интервал обработки при наличие избыточного давления в скважине.

OIL&GASEURASIA

СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

В течение 2009 – 2010 годов с использованием двухпакерной компоновки пакеров для проведения селективного ГРП были выполнены работы по проведению гидравлических разрывов пласта и обработки призабойной зоны пласта кислотными составами на месторождениях ООО «ГазпромнефтьХантос». В октябре 2011 года были начаты работы по селективному гидравлическому разрыву пласта с применением пакеров серии ПС-С производства ООО «ПФ «Пакер Тулз» на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». В ходе работ выполнено 10 селективных ГРП в два и три этапа на четырех скважинах. Инженерное сопровождение осуществлялось специалистами ООО «Пакер Сервис». Все работы признаны успешными.

Скважинное оборудование.

● Specialists of Packer Service (Oleg Koval, chief engineer of Packer Service, is in the center). ● Специалисты ООО «Пакер Сервис» (в центре главный инженер ООО «Пакер Сервис» Олег Коваль).

with application of PS-S packers manufactured by Packer Tools production company were started at the fields of Surgutneftegaz. In the course of works 10 selective hydraulic fracturing operations were performed in two and three stages on four different wells. Engineering support was provided

by Packer Service. All operations were successful.

Downhole Equipment Two-packer assembly PS-168S (hereinafter referred to as PS) can be used during hydraulic fracturing operations, squeeze job, acid treatments and formation tests. This retrievable assembly represents a tool with two clip-on units in a production string and two packing units, between which a chamber that connects tube side with annulus is situated. It allows to perform selective treatments.

Upper packer of PS assembly is full-opening, which allows to pump fluids through it and lower down perforators and/or geophysical tools.

Packer components have good resistance to wear caused by fracturing sand.

In order to set lower packer of PS assembly one needs to rotate the tubing string clockwise. Setting of upper packer is performed by moving the tubing string down.

When operations are performed under high-pressure conditions upper packer holds its setting position with the help of hydraulic anchor slips that are activated by the integrated hydraulic system. When the pressure in the tubing string increases hydraulic anchor slips take their operating position. Lower packer holds its position in the tubing string with the help of mechanical anchor slips that are activated under the influence of longitudinal load. Working surface of hydraulic and mechanical anchors’ slips has high hardness. It allows to increase their anchoring power and wear resistance. Power-operated and easy-to-open circulation valve can be fixed in either open or closed position in order to perform squeeze job, well treatment or create a circulation above the lower packer.

Design Features of PS-S Assembly Packer assembly PS-168S consists of a ball type back-pressure valve (position A), which is located in the upper part of the assembly and allows to blind the tube side in the case of overpressurization. The upper packer (position B) is located below the back-pressure valve. It is equipped with a by-pass unit that ensures equalization of pressure, as well as circulation above the upper packer. The upper packer itself consists of hydraulic anchor and seal element. The latter is intended for separation of the annulus above and below the upper packer. Design of the upper packer with a by-pass unit allows to rotate the tubing string clockwise, which results in the change over of the lower packer (position C) from run-in to operating position. The lower НЕФТЬ И ГАЗЕВРАЗИЯ

Двухпакерная компоновка ПС-168С (далее ПС) применяется для гидравлического разрыва пласта, тампонажных работ, кислотной обработки, испытания пласта. Представляет собой извлекаемое изделие с двумя фиксирующимися узлами в эксплуатационной колонне и с двумя уплотнительными узлами, между которыми находится камера сообщения трубы с затрубным пространством. Позволяет производить воздействие на пласт селективно. Верхний пакер ПС является проходным инструментом до нижнего пакера, что позволяет прокачивать через него объемы жидкости и беспрепятственно спускать перфораторы и геофизический инструмент. Детали пакера обладают износоустойчивостью к прокачке песка для ГРП. Посадка нижнего пакера ПС в скважине осуществляется с помощью правого вращения колонны НКТ, установка верхнего пакера производится движением колонны НКТ вниз. Во время проведения работ в условиях высокого давления верхний пакер удерживается в месте посадки плашками гидравлического якоря при помощи интегральной гидравлической системы. Гидравлические плашки устанавливаются в рабочее положение под действием давления в колонне НКТ. Нижний пакер удерживается в колонне при помощи плашек механического якоря под воздействием горизонтальной нагрузки. Рабочая поверхность плашек гидравлического и механического якорей имеют высокую твердость, что позволяет увеличить их фиксирующую способность в колонне и износостойкость при работе. Механически управляемый, легко открывающийся циркуляционный клапан может быть заблокирован в открытом или закрытом положении для выполнения тампонажных работ, обработки скважины и для создания циркуляции над пакером.

Конструктивные особенности компоновки ПС-С Пакерная компоновка ПС-168С состоит из обратного шарового клапана (позиция А), который находится в верхней части компоновки и обеспечивает возможность перекрытия трубного пространства при наличии избыточного давления. Ниже располагается верхний пакер с байпасным узлом, который обеспечивает выравнивание давления и циркуляцию над верхним пакером (позиция В). Верхний пакер состоит из гидравлического якоря и уплотнительного элемента, обеспечивая разобщение затрубного пространстве над и под верхним пакером. Конструкция верхнего пакера с байпасным узлом обеспечивает передачу правостороннего вращения на нижний пакер (позиция С), что в свою очередь приводит к выводу нижнего пакера из транспортного положения в рабочее. Нижний пакер состоит из механического якоря и уплотнительного элемента, по которому происходит разобщение с затрубным пространством под нижним пакером. Нижний пакер имеет в своей конструкции байпасный клапан, обеспечивающий выравнивание давления в подпакерой зоне. В верхней части нижнего пакера располагается девертор, через который происходит сообщение между внутренним пространством НКТ и участком воздействия через пакер ПС-168 С . Для перекрытия необходимой длины воздействия применяются трубы НКТ 89, монтируемые между верхним пакером и девертором.

Технология использования двухпакерной компоновки ПС-С Технология трехэтапного ГРП с применением компоновки предусматривает следующие этапы проведения ГРП:

71

DOWNHOLE EQUIPMENT

ADVERTORIAL SECTION

● Sergei Brykov, chief technical officer of Packer Tools production company. ● Сергей Брыков, технический директор ООО «ПФ „Пакер Тулз“».

packer itself consists of mechanic anchor and seal element. By analogy with the upper packer, seal element is intended for separation of the annulus above and below the lower packer. The lower packer also has a by-pass unit, which ensures equalization of pressure in below-packer zone. In upper part of the lower packer a diverter is situated. This diverter connects tube side with treated interval. In order to shut off the necessary length of treated interval a 3-1/2” tubing is usually used. This tubing is mounted between the upper packer and the diverter.

The Technology of Two-packer PS-S Assembly Application The technology of three-stage hydraulic fracturing with utilization of the above-mentioned assembly involves the following procedures: • perforation of target intervals; • preparation of the production string for PS-S packer assembly running; • PS-S packer assembly fit-up; • PS-S packer assembly running; • packer (log marker) positioning by means of geophysical methods, setting of packer assembly within the target interval; • installation of wellhead equipment for hydraulic fracturing equipped with a spool (for blowout preventer with pipe rams suitable for 3-1/2” tubing utilization); • performing of the first stage of hydraulic fracturing; • waiting till the tubing pressure reaches the level below 1000 psi; • ball type back-pressure valve shutoff; • lifting of the assembly and its setting within the next target perforation interval (this procedure is allowed only when annulus pressure is below 1,000 psi); • performing of the second stage of hydraulic fracturing; • waiting till the tubing pressure reaches the level below 1000 psi; • ball type back-pressure valve shutoff; • lifting of the assembly and its setting within the next target perforation interval (this procedure is allowed only when annulus pressure is below 1,000 psi); • performing of the third stage of hydraulic fracturing; • waiting till the tubing pressure reaches the level below 1,000 psi; • deactivation of the assembly and killing of well; • pulling the assembly out of hole and its rig-down.

Experience of PF Packer Tools’ PS-S packer equipment utilization during hydraulic fracturing operations in multiple zone wells verifies significant economic benefits for license holders caused by the reduction of time spent by workover crews, which prepare a well for hydraulic fracturing treatments, and by the duration reduction of hydraulic fracturing itself (including time for mobilization/ demobilization of hydraulic fracturing fleet), since two or three fracturing operations are performed within one approach of hydraulic fracturing fleet.

72

• перфорация проектных интервалов; • подготовка эксплуатационной колонны к спуску компоновки

пакеров ПС-С; • сборка компоновки пакеров ПС-С; • спуск компоновки пакеров ПС-С; • привязка пакера (репера) геофизическими методами, установка

компоновки пакеров в заданном интервале; • установка устьевой арматуры ГРП с катушкой (на превентор • • • •

• • • •

• • • •

с трубными плашками под диаметр 89 мм); проведение первого этапа ГРП; ожидание снижения давления в трубном пространстве до 70 атм.; закрытие обратного шарового крана; подъем компоновки и установка в следующий заданный интервал перфорации проведения ГРП (допустимо при давлении в затрубном пространстве скважины не более 70 атм.); проведение второго этапа ГРП; ожидание снижения давления в трубном пространстве до 70 атм.; закрытие обратного шарового крана; подъем компоновки и установка в следующий заданный интервал перфорации проведения ГРП (допустимо при давлении не более 70 атм.); проведение третьего этапа ГРП; ожидание снижения давления в трубном пространстве до 70 атм.; срыв компоновки и глушение скважины; подъем компоновки из скважины и ее демонтаж.

Опыт использования пакерного оборудования серии ПС-С производства ООО «ПФ „Пакер Тулз“» при работах по интенсификации методом ГРП на многопластовых скважинах показал значительную экономическую выгоду для недропользователей, обусловленную сокращением времени на работу бригад КРС, занимающихся подготовкой скважины к ГРП и сокращением времени проведения самого ГРП ( в том числе времени на мобилизацию/ демобилизацию флота ГРП), так как две или три операции гидроразрыва проводятся за один подъезд флота ГРП.

OIL&GASEURASIA

̨̛̪̬̖̣̖̦̖̔̌̔̚ ʶ̨̛̦̭̣̯̦̌̐ ̛ ˄̛̪̬̣̖̦̖̌̏ ̨̡̛̪̬̖̯̥̌

ͨര ʽ̯ ̸̛̛̱̖̦́̚ ̪̣̭̯̌̌Ͳ̡̨̣​̡̨̣̖̯̬̌ ̨̔ ̨̛̛̭̯̙̖̦̔́ ̵̨̡̛̼̭̏ ̨̨̛̪̬̭̯̖̦̏̔̏̚​̵̦̼ ̨̡̪̯̖̣̖̜̌̌̚ ̛̦̹̌ ̶̛̛̭̪̖̣̭̯̼̌ ̭̖̏̐̔̌ ̨̨̯̼̐̏ ̡ ̛̬̖̹̖̦̀ ̸̌̔̌̚ ̨̣̜̀̍ ̨̨̛̭̣̙̦̭̯രͩ͘ Ͷ ʿ̨̣ ʶ̖̣​̣̖̬ ;WĂƵů <ŽĞůůĞƌͿ͕ ʦ̶̛̖Ͳ̛̪̬̖̖̦̯̔̚ ̡̨̛̥̪̦̌​̛ ,ĂůůŝďƵƌƚŽŶ͕ ̨̛̪̬̖̣̖̦̖̔̌̔̚ ʶ̨̛̦̭̣̯̦̌̐ ̛ ˄̛̪̬̣̖̦̖̌̏ ̨̡̛̪̬̖̯̥̌͘

ʽ̪̼̯̦̼̖ ̡̨̦̭̱̣̯̦̯̼̽̌ ̛ ̥̖̦̖̙̖̬̼̔ ̨̪ ̛̱̪̬̣̖̦̌̏̀ ̨̡̛̪̬̖̯̥̌ ̡̨̛̥̪̦̌​̛ ,ĂůůŝďƵƌƚŽŶ ʹ ̭̖̏̐̔̌ ̡ ʦ̛̹̥̌ ̱̭̣̱̥̐̌͘ ʻ̛̹̌ ̨̪̼̯̦̼̖ ̡̨̦̭̱̣̯̦̯̼̽̌ ̏ ̨̯̖̭̦̥ ̸̨̛̭̯̬̱̦̖̭̯̖̔̏ ̭ ʦ̛̛̹̥̌ ̶̛̛̛̭̪̖̣̭̯̥̌̌ ̨̨̪̥̱̯̐ ̨̨̛̛̛̪̯̥̬̯̏̌̽̚ ̨̨̛̭̖̦̖̏ ʦ̵̛̹̌ ̨̨̛̥̖̭̯̬̙̖̦̜̔ ̛ ̨̬̬̯̯̌̌̍̌̽̚ ̶̨̛̛̦̖̯̬̦̌̔​̦̼̖ ̪̭̼̌̌̚͘

Solving challenges.

™

© 2013 Halliburton. All rights reserved.

ʿ̛̬ ̛̬̖̹̖̦​̛ ̸̌̔̌̚ ̨̪ ̛̱̪̬̣̖̦̌̏̀ ̨̡̛̪̬̖̯̥̌ ̛̦̹̌ ̛̦​̶̨̨̛̦̦̏̌​̦̼̖ ̵̨̨̛̯̖̦̣̐​̛ ̛ ̸̡̨̨̡̛̛̦̥̖̭̾ ̴̾​̴̡̛̖̯̦̼̖̏ ̛̭̖̬̭̦̼̖̏ ̛̱̭̣̱̐ ̨̡̨̨̼̭̏̐ ̸̡̖̭̯̌̏̌ ̨̨̪̥̱̯̐ ʦ̥̌ ̸̨̛̭̯̔̽ ̭̖̏ ̨̪̭̯̣̖̦̌̏​̦̼̖ ̶̛̖̣͘ ˄ ̭̏̌ ̨̡̛̛̦̣̏̚ ̨̛̯̬̱̦̭̯̔ ̭ ̸̛̛̱̖̦̖̥̚ ̡̨̣​̡̨̣̖̯̬̌ ̛̛̣ ̛̪̬ ̛̱̪̬̣̖̦̌̏​̛ ̨̡̨̪̬̖̯̥͍ ˀ̛̖̹̖̦̖ ̣̔́ ̹̖̜̏̌ ̨̪̬̣̖̥̼̍ ̖̭̯̽ ʹ ̦̌ ̭̜̯̖̌ ŚĂůůŝďƵƌƚŽŶ͘ĐŽŵ͘

HALLIBURTON