May 2013

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

p. / стр. 40

2013 MAY МАЙ

Viewing the Business End of the Pipeline Russia Seeks Bigger Asia – Pacific Footprint

Практическая сторона трубы

Tech Trends Новые технологии

p. / стр. 8

The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

Россия – за расширение присутствия в АТР Corrosion Kills! Transneft, Service and Supply Cos Seek Standards Upgrade in Response

p. / стр. 24

Компании обращают внимание на качество и безопасность трубопроводов

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Another OTC Proves that Even in the U.S. You Have to Read Between the Lines Очередная конференция OTC показывает, что даже в США необходимо читать между строк

Я

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

I

’m just back from the OTC in Houston and again Russia was noticeable by its absence. Gazprom had a big stand with lots of glitz and glitter, but as usual, there was no one there who could talk about the gas business.

TMK was there but that doesn’t really count because TMK has a huge U.S. business base and so it’s more like visiting a U.S. company. TMK’s catalogue listing at OTC showed, in fact, an address in Downers Grove, Illinois, a suburb of Chicago.

But those of us who know Russia know that if you read between the lines, there is always a lot more going on.

For example, I had the honor of being asked to speak at a U.S. Department of Commerce seminar on “Doing Business in Russia.” I prepared my presentation expecting to be talking to Texas-based oilfield equipment manufacturers who aren’t yet involved in Russia – but want to be.

But I started my speech by apologizing for saying things the audience probably already knows. I’d say half of the 50 people who attended were Russians working and/or living in Houston. They work in the oil industry and in some cases they run businesses based on commercial ties between the United States and Russia.

The other half were Americans like myself who know something about Russia. (Foreigners never understand Russia – I always say that every day I live in Russia, represents a new intelligence test. What you understood yesterday will change today. But I do know “something.”)

The U.S. Russia Chamber of Commerce cocktail party at the ZaZa Hotel was a particular treat this year. Enroute to the hotel, I found myself driving behind an SUV with Texas Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

только что вернулась с конференции по морским технологиям (OTC) в Хьюстоне, и снова Россия «отметилась» своим отсутствием. «Газпром» представил большой и очень «гламурный» стенд, где (как обычно) осутствовали те, с кем можно было бы говорить о газовом бизнесе. Компания TMK на ОТС присутствовала, но она, можно сказать, «не в счет» – у ТМК в США есть солидная «база», поэтому встреча с ее представителями больше напоминала посещение американской компании. Более того, в каталоге TMK на OTC дан адрес Downers Grove, Иллинойс – это пригород Чикаго. Однако те из нас, кто знает Россию, прекрасно понимают, что истинную суть событий можно постичь, лишь «читая между строк». В частности, меня пригласили выступить на семинаре Министерства торговли США, посвященном «ведению бизнеса в России». Я подготовила презентацию в расчете на то, что буду выступать перед базирующимися в Техасе производителями нефтепромыслового оборудования, еще не начавшими работать на российском рынке, но желающими это сделать. Однако пришлось начать свое выступление с извинений за необходимость говорить то, что, возможно, уже известно аудитории, поскольку из 50 человек, присутствующих на семинаре, половину составляли россияне, работающие и/или живущие в Хьюстоне. Они работают в нефтяной промышленности, и некоторые из них управляют компаниями, в основе деятельности которых – коммерческие связи между США и Россией. Другую половину представляли американцы, подобные мне, – то есть те, кто что-то о России знает. (До конца Россию иностранцам не понять никогда, ибо, как мне кажется, каждый день в этой стране становится тестом на интеллектуальное развитие: реальность, казавшаяся понятной вчера, сегодня вдруг оказывается совершенно иной. Но в некоторых «аспектах» я все-таки разбираюсь.) Банкет, организованный российско-американской торговой палатой в отеле «ЗаЗа» в этом году стал особым мероприятием. По дороге в отель я обнаружила, что еду за кроссовером с техасскими номерами «01 RUS» (см. фото). С владельцем авто мне, видимо, еще предстоит познакомиться – гостям на банкете номера были знакомы, но имени владельца никто не знал. Что касается статистики, скажу, что в Хьюстоне в настоящее время проживает около 70 тыс. россиян. Хотя в данном случае под «россиянами» подразумеваются и русскоговорящие граждане бывших советских республик, цифры впечатляют – в любом случае, они вдвое превышают

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА license plates “01 RUS” (see photo). But I’ve yet to learn who the owner is. People at the party knew the number plate but not the driver.

And how is this for a statistic? There are an estimated 70,000 Russians in Houston. Now that includes Russian speaking people from former Soviet republics. But even so, that’s a big number. It is double the number of Americans who were estimated to be living in Moscow at the height of the Expat invasion in the mid-1990s.

I got that bit of info at another Russia event. The Greater Houston Partnership (the city’s chamber of commerce and foreign trade booster) had invited the Consul General of Russia, Alexander Zakharov, to officiate at one of its “Coffee with the Consuls” breakfast meetings.

But I must say that the quality of the American side of the audience was a bit lacking if compared to the audience I spoke to at OTC. The thing that struck me was the perception among far too many Americans that Russia is not a good place to do business because the State nationalizes property on a whim. Now, of course, those expressing this opinion never set foot in Russia but I guess you see the power of the main-stream media.

There is an element of truth to the assertion. The perception that everything good in Russia gets nationalized seems rooted in the media storm that followed the dismantling of YUKOS in 2003. And it speaks to Russia’s total disregard of its own public relations. You only have to try once – yes once – to call any of the public relations departments of any of the big Russian oil and gas companies and say you are a foreign journalist needing information.

The stone-walling you get for simple inquiries (usually because no one is responsible and so no one will talk to you) immediately makes you think that something very big is being covered up.

Or for that matter, visit the Gazprom stand at the OTC and try to talk to anyone about anything – they can’t even offer you an opinion on the weather! And the worst of it is that Gazprom doesn’t care.

I shouldn’t care either. But honestly, I felt physical pain when I was interviewed in Houston on an Internet television channel, www.theenergymakers.com, and the interviewer kept badgering me about those aweful and terrible “nationalized” oil production companies (NOCs) in Russia.

Finally, exasperated, I asked him why that was such a problem when the international oil companies (IOCs) work happily with all sorts of NOCs all over the world. “Fair enough,” he replied.

Or why – if everyone in America believes we can’t work with Russia – has ExxonMobil invited Rosneft into projects in West Texas, the Gulf of Mexico and Alaska. For heaven’s sake, that very morning, the Russian Consul, in response to a similar question had noted that Rosneft has plans to be working along side of ExxonMobil in drilling 95 wells in the Gulf of Mexico.

That’s a lot of wells in American waters to be drilling with a Russian national oil company that nobody in American seems to have heard of (other than those of us who follow Russia.)

Anyway, another OTC gone and MIOGE is just around the corner. I’ve save up one experience from my Houston trip for our June issue – a visit to a Russian-owned sushi restaurant that you won’t want to miss. Till then …

2

#5 May 2013

количество американцев, живших в Москве в период «иностранного нашествия» в середине 1990-х. Обо всем этом я узнала на другом мероприятии, имевшем отношение к России: Greater Houston Partnership (торговая палата города и стимулятор внешнеэкономической деятельности) пригласило Александра Захарова, генерального консула России, руководить одним из приемов, называемых «Кофе с консулами». Хочу отметить, однако, что уровень знаний американской аудитории на этом приеме несколько уступал их «коллегам» с OTC. Больше всего меня поразило укоренившееся среди очень многих американцев мнение, что в России нельзя вести бизнес, поскольку государство может неожиданно национализировать собственность. Разумеется, те, кто высказывает подобное мнение, никогда в России не были, но, как мне кажется, влияние ведущих СМИ в этом случае очень заметно. И, увы, некоторая доля истины в негативных суждениях есть. Представление о том, что все хорошее в России национализируется, уходит корнями в бурю, разразившуюся в СМИ после ликвидации компании «ЮКОС» в 2003 году. Но в России связями с общественностью несколько пренебрегают – попытайтесь хотя бы раз связаться с соответствующим отделом любой крупной российской нефтегазовой компании, представившись иностранным журналистом, которому нужна информация. Из-за сопротивления, с которым вы сталкиваетесь, желая получить ответ на простой вопрос (обычно это происходит потому, что никто ни за что не отвечает, – соответственно, никто не будет с вами говорить), создается впечатление, что нечто важное пытаются скрыть. Зайдите хотя бы на стенд «Газпрома» на OTC и попробуйте пообщаться с кем-нибудь – никто не выскажет собственного мнения даже по поводу погоды! Хуже всего то, что «Газпрому» до этого дела нет. Меня это тоже не должно волновать. Но, честно говоря, было по-настоящему больно во время интервью хьюстонскому интернет-ТВ каналу, www.theenergymakers.com, когда ведущий буквально донимал меня вопросами об «ужасных национализированных нефтедобывающих компаниях» (ННК) в России. Возмущенная, я, наконец, спросила, почему же наличие подобной проблемы не мешает международным нефтяным компаниям (МНК) успешно сотрудничать с ННК во всем мире. «Логично», – ответил он. Опять же почему, если американцы считают, что с Россией работать невозможно, ExxonMobil пригласила «Роснефть» участвовать в проектах в Западном Техасе, Мексиканском заливе и на Аляске? И, отвечая на вопрос, подобный заданному мне в то же самое утро, российский консул заметил, что «Роснефть» планирует вести работы по бурению 95 скважин в Мексиканском заливе параллельно с ExxonMobil. Таким образом, в американских водах будет пробурено множество скважин совместно с российской ННК, о которой, кажется, никто в Америке ничего не слышал (разумеется, кроме тех, кто следит за событиями в России). Как бы то ни было, очередная конференция OTC завершилась, и уже приближается Московская нефтегазовая выставка MIOGE. Для июньского выпуска я приберегла еще одно впечатление от поездки в Хьюстон – посещение российского ресторана суши, что никак нельзя пропустить. Пока же прощаюсь с вами …

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Another OTC Proves that Even in the U.S. You Have to Read Between the Lines Очередная конференция OTC показывает, что даже в США необходимо читать между строк

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 16

QUALITY AND SAFETY | КАЧЕСТВО И БЕЗОПАСНОСТЬ

Corrosion Kills! Safety New Priority Transneft, Pipe Manufacturers and Service Industry Debate Standards Upgrade

24

Трубопроводы требуют внимания Компании обеспокоены состоянием и качеством транспортных магистралей

CONSTRUCTION AND OPERATION | СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Aspects of Construction and Operation of Main Condensate Pipelines Under Complicated Natural and Climatic Environment 30

Особенности строительства и эксплуатации магистральных конденсатопроводов в сложных природно-климатических условиях

PIPELINES / ТРУБОПРОВОДЫ

GAS | ГАЗ

Kurdistan’s Natural Gas Resources May Become a Game-changer Over the Longer Term

Запасы природного газа Курдистана

18

могут изменить правила игры в регионе

MARKETS | РЫНКИ

New Standard of Measuring Diversification and Security in Energy Markets (Part 2) Новый подход к индексному анализу диверсификации рынков и энергетической безопасности (Часть 2)

24

INTERVIEW | ИНТЕРВЬЮ

Gas for Asia Gas Supplies to Asia–Pacific Region Becomes a Priority for Russia

Газ для Азии

34

Поставки газа в АТР становятся приоритетной задачей для России

Director of the Moscow Refinery Arkady Egizaryan Talks on the Modernization Program, the Moscow Market and Relations with the State

Директор Московского НПЗ Аркадий Егизарьян –

40

о программе модернизации предприятия, московском рынке и отношениях с государством

4

Oil&GasEURASIA

#5 May 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

INDUSTRIAL AUTOMATION | АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

TsMOEM: Digital Model for Development and Operation of Oil and Gas Field ЦМОЭМ: цифровая модель для обустройства и эксплуатации нефтегазового месторождения

51

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Керновое измерение коэффициента восстановления продуктивности нефтяных пластов 56

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

HALLIBURTON . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки, 3 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 «Бурсервис» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 «Трансойл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

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 PHOTO Gazprom TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

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

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

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

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Газпром ПЕРЕВОД 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

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

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

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

«Химбурнефть». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

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 © 2013, 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 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

OTC 2013 The Offshore Technology Conference (OTC), which took place 6 – 9 May in Houston, had announced 15 technologies that received the 2013 Spotlight on New Technology Award recognizing innovative new products that provide significant impact for offshore exploration and production.

Congratulations to the 2013 award recipients!

ABB Inc. Onboard DC-Grid

На Конференции по шельфовым технологиям (OTC), проходившей с 6 по 9 мая в Хьюстоне, назвали 15 технологий, за разработку которых была присуждена награда «В центре внимания – новые технологии-2013» (2013 Spotlight on New Technology Award). Наградой отмечены инновационные продукты, имеющие большое значение для морских геологоразведочных работ и добычи.

Наши поздравления награжденным в 2013 году!

ABB Inc. Бортовая сеть постоянного тока

The Onboard DC-Grid is an innovative marine technology that uses direct current to transport energy to different consumers onboard the vessel. It enables variable speed operation of generator sets, significantly reduced fuel oil consumption, improved emission reduction, reduced maintenance and new operational modes with a more responsive vessel system.

Baker Hughes FASTrak™ LWD Fluid Analysis Sampling and Testing Service The FASTrak™ loggingwhile-drilling (LWD) fluid analysis sampling and testing service provides knowledge of reservoir fluid properties that enhance critical decision-making about the reservoir. FASTrak addresses the growing need to acquire fluid samples in LWD environments, such as horizontal or extended-reach wells, resulting in significant time and cost savings.

8

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

Бортовая сеть постоянного тока Onboard DC-Grid – это инновационная морская технология, использующая постоянный ток для доставки электроэнергии потребителям на борту судна. Она обеспечивает работу генераторных установок с переменной частотой вращения, значительное снижение потребления горючего, улучшенные показатели выбросов в атмосферу, снижение потребности в техническом обслуживании, а также новые рабочие режимы с улучшенным реагированием судна.

Baker Hughes Комплекс FASTrak™ по отбору и исследованию проб флюидов в процессе каротажных работ во время бурения Комплекс FASTrak™ (LWD) для работ по отбору и исследованию проб флюида в процессе каротажных работ во время бурения обеспечивает информацию о свойствах пластового флюида, что позволяет принимать важные решения по пласту. Комплекс FASTrak разработан в ответ на необходимость получать образцы флюидов в ситуациях, когда требуется проводить каротажные работы во время бурения – например, при бурении горизонтальных скважин или скважин с большим отходом от вертикали. Применение данного комплекса обеспечивает существенную экономию времени и средств.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Bayou Wasco Insulation, Trelleborg Offshore, Dow Oil & Gas, PIH

Bayou Wasco Insulation, Trelleborg Offshore, Dow Oil & Gas, PIH

DOW NEPTUNE™ Advanced Subsea Flow Assurance Insulation System

Усовершенствованная изоляционная система DOW NEPTUNE™ для комплекса подводного оборудования по обеспечению бесперебойного потока

DOW NEPTUNE™ Advanced Subsea Flow Assurance Insulation System is a simple, robust, end-to-end flow assurance solution, protecting equipment, line pipe and field joints across the widest application and in-service temperature range of any wet insulation system (-40 C to 160 C, or -40 F to 320 F), withstanding hydrostatic compression of ≥400 bar (4,000 meters), and offering enhanced performance safety with its simple, two-layer application.

FMC Technologies Condition and Performance Monitoring

Усовершенствованная изоляционная система DOW NEPTUNE™ для комплекса подводного оборудования по обеспечению бесперебойного потока – это простое, надежное решение для изоляции всего комплекса оборудования.

DOW NEPTUNE защищает оборудование, линейные части трубопроводов и монтажные соединения в различных условиях эксплуатации и в широчайшем диапазоне рабочих температур системы влажной изоляции (от -40 до 160 °C или от -40 до 320 °F). Она выдерживает гидростатическое сжатие ≥400 бар (4 000 м) и обеспечивает повышенную безопасность эксплуатации при нанесении в два слоя.

FMC Technologies Система контроля условий и функционирования

Condition and Performance Monitoring (CPM) is a surveillance system which enables proactive maintenance of subsea production and processing systems associated with a 24/7 collaborative expert environment for diagnosis and problem solving. CPM combines continuous monitoring of sensors and subsea instrumentation with a historic database to identify fault condition and deviations from normal operating conditions.

Система контроля условий и функционирования (КУФ) – это система мониторинга, позволяющая осуществлять предупредительное обслуживание подводных систем добычи и подготовки нефти при участии (круглосуточно, семь дней в неделю) специалистов для диагностики проблем и их решения. В системе КУФ сочетается непрерывный мониторинг датчиков и подводных контрольно-измерительных приборов с исторической базой данных для выявления состояния отказа и отклонения от нормальных рабочих условий.

FMC Technologies, Sulzer Pumps Ltd. Высокооборотная спирально-осевая многофазная подводная подпорная система

FMC Technologies, Sulzer Pumps Ltd. High-speed, Helico-axial Multiphase Subsea Boosting System FMC Technologies, Inc. and Sulzer Pumps Ltd. have developed a powerful new high-speed, helico-axial multiphase subsea boosting system optimized for subsea applications. This system combines field-proven pump hydraulics from Sulzer Pumps with FMC Technologies’ permanent magnet technology from Direct Drive Systems for less maintenance with greater speed, efficiency and power.

GE Oil & Gas RamTel Plus System and ROV Subsea Display Panel When closing in a well using a BOP, knowing exactlywhere the shear and/or sealing elements are positioned is Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компании FMC Technologies, Inc. и Sulzer Pumps Ltd. разработали новую мощную высокооборотную спиральноосевую многофазную подпорную систему для подводного применения. В этой системе сочетается проверенная в эксплуатации гидравлика насосов компании Sulzer Pumps с технологией компании FMC Technologies на основе постоНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

9

#5 May 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

янного магнита от Direct Drive Systems, что уменьшает необходимость ТО при более высокой скорости, эффективности и мощности.

GE Oil & Gas Система RamTel Plus и дисплей дистанционноуправляемого подводного аппарата

important. The patented RamTel™ Plus provides operators with a direct method of determining ram position. GE’s ROV Display allows the ROV to read stack sensor data, including wellbore temperature and ram position subsea indicators.

GE Oil & Gas Deepwater BOP Blind Shear Ram GE Oil & Gas has developed the next-generation technology for shearing and sealing wellbore tubulars. The patent-pending Blind Shear Ram is designed for use in GE’s ram blowout preventers used in offshore drilling. It provides an industry-first capability to shear some 6-5/8 inch drillpipe tool joints while achieving a wellbore seal holding up to 15,000 psi pressure differential.

Reelwell AS Reelwell Drilling Method Riserless (RDM-R) The RDMRiserless system enables drilling in 3,000-meter water depth from 3rd generation drilling units due to the reduced weight related to omitting the riser. This is possible because the cuttings are transported to surface inside the dual drill string, i.e. the dual drill string acts as the riser.

10

При закрытии устья скважины с помощью ПВО, большое значение имеет знание точного расположения срезающих и/или уплотняющих элементов. Запатентованная система RamTel™ Plus предоставляет операторам прямой метод определения положения плашек. Дисплей компании GE дистанционно-управляемого подводного аппарата ROV позволяет этому аппарату считывать данные сенсоров ПВО, включая скважинную температуру и подводную индикацию положения плашек.

GE Oil & Gas Глухие срезающие плашки для глубоководных противовыбросовых превенторов Компания GE Oil & Gas разработала технологию следующего поколения для срезания и герметизации труб, находящихся в стволе скважины. Глухие срезающие плашки, заявка на патент по которым находится на рассмотрении, разработаны для использования в плашечных противовыбросовых превенторах компании GE, применяемых при морском бурении. Данная разработка позволяет впервые в промышленности срезать замки бурильных труб диаметром 6-5/8 дюйма для обеспечения герметизации ствола скважины с перепадом давления до 103,4 кПа.

Reelwell AS Безрайзерный метод бурения Reelwell Drilling Method Riserless (RDM-R) RDM-безрайзерная система позволяет бурить на глубинах до 3 000 м с установок 3-го поколения благодаря уменьшенному весу за счет исключения райзера. Это становится возможным из-за того, что выбуренные частицы породы доставляются на поверхность внутри двойной бурильной колонны, выполняющей функцию райзера.

SBM Offshore

SBM Offshore

Drilling Riser Trip Saver™

Система для уменьшения передвижения стояка для бурения Drilling Riser Trip Saver™

A rail-mounted transport system, which relocates a suspended drilling riser with a drilling riser tensioner system and sur-

Предложена транспортная система на рельсовом ходу, которая перемещает подвешенный морской стояк для бурения с системой натяжения стояка и установленным поверхностным противовыбросовым превентором. Это инновационное устройство и метод последовательного

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

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

face blowout preventer in-place, this innovative apparatus and method for drilling multiple subsea wells consecutively, saves time, money and reduces risk by avoiding removal of the suspended drilling riser from the well bay.

бурения кустов подводных скважин способствуют сокращению времени, затрат и снижению риска благодаря тому, что не требуется убирать подвешенный стояк из зоны устьев скважин.

ShawCor Ltd.

ShawCor Ltd.

Mobile Robotic Cutback System

Передвижная автоматизированная система для обработки концов труб

Bredero Shaw’s Mobile Robotic Cutback System is an innovative end machining technology for insulated pipe. It replaces manual processes that form the cutback including wire brushing, grinding and scraping.

The new technology is safer, quieter, requires less labor and produces consistent high quality cutback profiles while generating recyclable waste, all significant benefits to the industry.

STATOIL ASA Remotely Welded Retrofit Subsea Hot Tap Tee A remote-controlled hot tap operation consists of a robot welding a T-piece on to the pipe, while gas is flowing through it. Afterwards a remote-controlled drilling machine will drill holes in the producing pipeline, with no effect on pressure and production.

Superior Energy Services Complete Automated Technology System (CATS)

Передвижная автоматизированная система Cutback System Bredero Shaw – это инновационная технология машинной обработки концов труб с изоляцией. Она заменяет выполняемые вручную процессы, которые обеспечивают обработку конца трубы, включая зачистку проволочными щетками, шлифовку и очистку скребками. Новая технология безопаснее, тише, требует меньше трудозатрат и обеспечивает стабильно высокое качество профилей концов труб с образованием отходов, подлежащих повторному использованию. Все упомянутые факторы в совокупности делают ее очень выгодной для промышленности.

STATOIL ASA Усовершенствованная дистанционноуправляемая подводная «горячая врезка» Дистанционно-управляемая операция по так называемой «горячей врезке» включает автоматизированное приваривание тройника к трубопроводу, в то время как по нему транспортируется газ. Далее, дистанционно-управляемая сверлильная машина делает отверстия в работающем трубопроводе, не влияя на его давление и производительность.

Superior Energy Services Полностью автоматизированная технологическая система Полностью автоматизированная технологическая система – это применяемая на суше и на море установка для операций по заканчиванию и скважин, в которой используется дистанционно-управляемый или предварительно запрограммированный робототехнический комплекс для управления различными системами освоения

Complete Automated Technology Systems (CATS) is an onshore and offshore completion services rig that uses remote-operated or pre-programmed robotics to control various completion components, including a snubbing unit, BOP/well control stack, pumps, circulation tanks, top

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

11

#5 May 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ drive, closing systems and pipe handling systems as part of one unit.

Wärtsilä Corporation Wärtsilä GasReformer

скважин, включая комплекс оборудования для спуска труб под давлением, блок ПВО, насосы, циркуляционные емкости, верхний привод, системы закрытия ПВО и системы подачи и укладки труб.

Wärtsilä Corporation Система реформинга газа Wärtsilä Система реформинга газа Wärtsilä GasReformer преобразует летучие органические соединения или попутный газ, который раньше считался отходами, в ценный источник энергии. Так, она обеспечивает автономную генерацию энергии для морских операций. Система реформинга газа Wärtsilä GasReformer не только обеспечивает снижение затрат, но и предоставляет более значительное преимущество в отношении экологической устойчивости.

Welltec The Wärtsilä GasReformer turns VOCs or associated gases that were previously considered as waste into a valuable source of energy. Herewith it enables self-sustaining power generation for the offshore operation. The Wärtsilä GasReformer not only provides cost savings but has the even larger benefit of environmental sustainability.

Труборез Well Cutter®

Welltec Well Cutter® The innovative Well Cutter® enables efficient drill pipe and casing recovery without explosives. No shavings are generated, a smooth, polished surface remains after the cut and e-line conveyance ensures accurate depth control.

The Well Cutter® offers a safer, faster, more reliable and cost-effective approach to cutting drill pipe and casing.

WeST Drilling Products AS Continuous Motion Rig (CMR) The Rig of the Future – Continuous Motion Rig (CMR) – offers the world’s first continuous drilling operation and is also the world’s first fully-robotized rig. CMR reduces the overall drilling time up to 50 percent and facilitates MPD. CMR substantially reduces down-hole problems associated with differential sticking and pressure fluctuations and eliminates personnel safety risk.

12

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

Инновационный труборез Well Cutter® позволяет эффективно извлекать бурильные и обсадные трубы без применения взрывчатых веществ. Не образуется стружки, после разрезания остается гладкая, отполированная поверхность, а доставка трубореза на электрическом кабеле обеспечивает точную глубину. Труборез Well Cutter® обеспечивает более безопасный, быстрый, надежный и экономичный подход к разрезанию бурильных и обсадных труб.

WeST Drilling Products AS Буровой станок непрерывного движения (БСНД) Буровой станок будущего – буровой станок непрерывного движения (БСНД) – единственный в мире полностью роботизированный БС, обеспечивающий непрерывное бурение. БСНД позволяет сократить общее время бурения до 50% и выполнять бурение с контролем давления. Значительно сокращаются осложнения при бурении, связанные с дифференциальным прихватом и колебаниями давления, снижается угроза безопасности персонала.

Башнефть модернизирует биологические очистные сооружения с технологиями GE GE и «Башнефть» приступили к пилотным испытаниям энергоэффективных мембранных технологий, преднаOil&GasEURASIA

№5 Май 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Russian Refinery Selects GE ZeeWeed* Wastewater Treatment System for Pilot Test

значенных для биологической очистки сточных вод, поступающих от нефтеперерабатывающего комплекса «Башнефти» и других предприятий Северного промышленного узла города Уфы.

GE and Russian oil company Испытания проводятся совместBashneft have launched pilot testing но с ГУП «Институт нефтехимпеof GE’s ZeeWeed* membrane bioreacреработки РБ» (ИНХП) в рамках tor (MBR) technology for biological подготовки проекта модернизации treatment of sewage water from the биологических очистных сооруBashneft-Ufaneftekhim oil processing жений (БОС) филиала «Башнефтьcomplex and other enterprises of the Уфанефтехим».

Northern Industrial Block of Ufa. Strict В ходе испытаний, которые discharge regulations, and the need to продлятся до 30 июня 2013 года, GE reuse the treated water, led Bashneft to Power & Water, бизнес-подразделеchoose GE's MBR, electrodialysis reverние компании General Electric, плаsal (EDR) and reverse osmosis (RO) нирует продемонстрировать техноtechnologies for the pilot testing. логическую возможность очистки The testing is being conductстоков в соответствии с жесткими ed in cooperation with the State Unitary Enterprise – Institute of Petroleum Refining and требованиями природоохранного законодательства Petrochemistry of the Republic of Bashkortostan as a part РФ. В рамках тестовых мероприятий GE Power & Water of preparations for a modernization project for biological treatment plants (BTP) of the Bashneft-Ufaneftekhim планирует использовать технологии мембранного биореактора (ZeeWeed MBR), реверсивного электроbranch.

During the tests, which will continue until June 30, диализа (EDR), обратного осмоса (RO) и сорбции 2013, GE will demonstrate the technological feasibility на активированных углях. Применение комплекса методов очистки позволяет обеспеof sewage purification in compliance чить принцип «замкнутого цикла» и with the strict requirements of enviснизить до минимума необходимые ronmental legislation of the Russian объемы забора воды. Отличительной Federation. чертой процесса очистки на базе техIn the framework of the project, нологического комплекса GE являетGE will use ZeeWeed MBR technology, ся отсутствие как первичных, так и EDR, RO and adsorption on activated вторичных отстойников. На выходе с carbon. The use of a set of cutting-edge аэротенков активный ил улавливается purification methods enables impleультрафильтрационными мембранами mentation of a closed-cycle principle ZeeWeed 500. Обезвоживание нефтешand the minimization of water intake requirements. A distinctive feature of ● The disposal facilities have to meet the ламов, осадков и избыточного ила реаstrict requirements that regulate the nec- лизовано на компактных центрифугах. purification based on the GE technoessary oxygen content in water bodies. Все это позволяет сократить площадь logical process is the absence of pre● Очистные сооружения отвечают очистных сооружений, а также полноliminary clarification tanks and secжестким требованиям по химической стью исключить вероятность сброса ondary clarifiers. At the exit from the потребности в кислороде в водной загрязняющих веществ в окружающую aeration tanks, the activated sludge среде. среду. is separated from treated water using ZeeWeed 500 ultrafiltration membranes. Dehydration of oil sludge, precipitation and excess sludge is performed on compact centrifuges. All of the above makes it possible to reduce the area of purification facilities and exclude any chance of contaminant release Завод «Ижнефтемаш», входящий в группу компаний into the environment. «Римера», разработал новую модификацию привода глубинного штангового насоса с тяговым усилием в 7 тонн. Станок-качалка ПНШТ 70-1,9-31,5, в отличие от аналогичного привода штангового насоса ПНШ 60 имеет расширенный диапазон длин ходов сальникового штока. Для Izhneftemash, a part of Rimera Group, has developed обеспечения более безопасной эксплуатации привода он a new modification of beam pumping unit with 7-ton rod оснащен специальным ограждением, ограничивающим load. доступ как к станку-качалке, так и к устью скважины, а для Pumping Unit PNShT 70-1,9-31,5 differs from its ana- защиты электродвигателя в конструкции предусмотрен log PNSh 60 by the increased range of polished rod stroke дополнительный кожух. Кроме того, крышка люка редуктоlengths. To provide safer unit operation, it is equipped

«Римера» выводит на рынок новую модификацию станка-качалки

Rimera Group Introduces New Pumping Unit Modification

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ with a special safeguard restricting access both to a pumping unit and to a wellhead.

Additional housing is provided in the design to protect an electric motor. Moreover, a gear reducer cover and a drain plug are protected from unauthorized opening and lube oil draining.

#5 May 2013

ра и сливная пробка защищены от несанкционированного вскрытия и слива масла. По словам руководителя департамента продаж экспорта группы компаний «Римера» Олега Калмыкова, эта модификация станков-качалок может быть востребована, в первую очередь, в нефтяных компаниях дальнего зарубежья.

Система компании Baker Hughes для заканчивания первой в мире морской скважины для пробной добычи гидратов Компания Baker Hughes сообщила о своем участии в первой успешной операции по опытной эксплуатации морской скважины по извлечению гидрата метана на шельфе Японии, проведенной весной 2013 года. Испытание скважины прово-

Mirrico Group Unveils New Encapsulated Durable-Action Inhibitors – a Superior Corrosion-Control Solution for Oil Production Environments Protection of upstream equipment from corrosion remains an important aspect of fighting the downhole sediments. Latest product of Mirrico Group – Scimol™ encapsulated durable-action inhibitors – offers a superior solution to this age-old challenge. The product will extend inter-service intervals, reducing the number of maintenance approaches to the protected unit and providing an opportunity for simultaneous application of various special-purpose chemicals which otherwise would enter into direct chemical reaction. Additional advantages of this method include the potential to load a well with reagent for up to 365 days; lasting residual effect of chemical treatment (aftereffect); safety and simplicity of equipment used for well treatment, and as a result, lower cost of chemicalizing the corrosion protection processes.

Since the rathole serves as a natural dispenser, there is no risk of ‘unproductive’ waste of the reagent: corrosion inhibitor forms the protective layer on metallic surfaces over several days’ period, while much higher inhibitor concentrations (compared to presence in the produced fluids) ensure adequate protective effect and maintain the integrity of the protective layer. Undoubtedly, such high concentrations of corrosion inhibitor enhance its protective properties, as proven by both laboratory tests and the lasting practice of protecting the pipelines with corrosion inhibitors.

The Scimol™ encapsulated corrosion inhibitor has been successfully tested on the wells of Kogalymskoye field (developed by LUKOIL-AIK) and is recommended for industrial application on other sites of the oil producer, including in conjunction with the scale inhibitor. This will ensure the protection of downhole and ground equipment from carbon-dioxide based corrosion processes, regardless of the nature of flow rate, drilled depth, or the dynamic groundwater level. Application of the encapsulated corrosion inhibitor will also slash the cost of using the special-purpose transport. www.mirrico.ru

Капсулированные ингибиторы пролонгированного действия – инновационное решение Группы компаний «Миррико» в области борьбы в с коррозией в процессах нефтедобычи В настоящее время одним из направлений борьбы со скважинными отложениями является защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. Инновационным решением ГК «Миррико» в данной области стала разработка капсулированных ингибиторов пролонгированного действия марки Scimol™. Применение таких продуктов позволяет увеличить межсервисный интервал и снизить количество технологических подходов к защищаемому объекту, а также использовать совместно различные химические реагенты специализированного назначения, способных реагировать между собой при непосредственном использовании. Дополнительными преимуществами такого метода являются: возможность загружать скважину реагентом на срок до 365 дней; продолжительный остаточный эффект химической обработки (эффект последействия); безопасность и простота оборудования, необходимого для обработки скважин, и, как следствие, более низкие затраты на химизацию процессов защиты от коррозионных процессов. Нужно отметить, что риск «непроизводительного» расходования реагента в случае, когда зумпф скважины служит как естественный дозатор, не оправдан: формирование защитной пленки ингибитора коррозии на металлических поверхностях в течение нескольких суток протекает при его концентрации, намного превышающей концентрацию данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости и обеспечивающей необходимый защитный эффект, в дальнейшем концентрация ингибитора коррозии поддерживает целостность защитной пленки. Наличие такой высокой концентрации ингибитора коррозии, безусловно, усиливает его защитное действие, что доказано как лабораторными исследованиями, так и многолетней практикой защиты трубопроводов ингибиторами коррозии. Капсулированный ингибитор коррозии марки Scimol™ успешно прошел испытания на скважинах Когалымского месторождения ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» и рекомендован к промышленному применению на других объектах нефтедобывающей компании, в том числе совместно с ингибиторами солеотложений. Это позволит обеспечить защиту ГНО и наземного оборудования от коррозионных процессов углекислотного характера вне зависимости от дебита скважины, глубины забоя, высоты динамического столба скважины. Применение капсулированного ингибитора коррозии также значительно снизит затраты на использование технологического транспорта. www.mirrico.ru

14

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

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

According to Oleg Kalmykov, the Head of Export Sales Department of the Rimera Group, “this modification of pumping units is in great demand among oil companies far abroad”.

Baker Hughes Provides Completion System for World’s First Marine Hydrate Test Well Baker Hughes announced that it participated in the first successful marine methane hydrate production test well offshore Japan in spring. The test was conducted from a drill ship for the Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC) in the Nankai Trough, approximately 60 kilometers off the southeast coast of Japan, as one of the research activities in Japan’s Methane Hydrate R&D Program. Baker Hughes provided the completion system for the test well, which was drilled in approximately 1,000 meters of water into a hydrate formation approximately 300 meters below the mud line.

In 2009, Japan Drilling Co., Ltd., which is working for Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan (also known as MH21), contracted Baker Hughes to conduct an engineering study to design a completion system that would reduce the pressure in the hydrate reservoir enough to break the hydrate down to methane and water, control sand during production, and acquire large amounts of downhole data to be used in subsequent reservoir modeling.

The Baker Hughes system provided for this test well included zero degree centigrade qualification testing of standard products, a gravel-packed lower completion, a specially designed electric submersible pumping (ESP) system, a custom designed dual-string production packer, real-time electronic pressure/temperature and memory gauges, and a distributed temperature-sensing fiber-optic monitoring system.

The ESP system was used to decrease reservoir pressure and included features that separated the methane from the water and enabled them to be pumped to the drill ship through separate production strings.

As a result of the production test, Japan is the first country to have produced methane from hydrate formations below the seabed. MH21 estimates that methane hydrate formations in the eastern Nankai Trough hold as much as 40 trillion cubic feet (tcf) of methane in place. Commercial production of methane hydrate reserves will require further research and a network of subsea wells. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ дилось с бурового судна для Японской национальной корпорации по нефти, газу и металлургии Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC) в Нанкайской впадине, примерно в 60 км от юго-восточного побережья Японии, в рамках научно-исследовательской программы Японии по гидратам метана. Компания Baker Hughes предоставила систему заканчивания опытной скважины, которая была пробурена на глубине моря примерно 1 000 м до гидратного пласта, залегающего примерно на 300 м ниже морского дна. В 2009 году компания Japan Drilling Co., Ltd., выполняющая работы для Исследовательского Консорциума по ресурсам гидрата метана в Японии Research Consortium for Methane Hydrate Resources in Japan (известного также под аббревиатурой MH21), привлекла компанию Baker Hughes для проведения конструкторской проработки системы заканчивания скважины, обеспечивающей достаточное снижение давления в гидратном пласте для разложения гидрата на метан и воду, борьбу с выносом песка во время добычи, а также получение больших объемов скважинных данных для использования в дальнейшем моделировании пласта. В систему Baker Hughes, предоставленную для данной опытной скважины, входил комплекс оценки стандартных продуктов при нуле градусов Цельсия, компоновка для нижнего заканчивания с гравийным фильтром, специально разработанная система электрического погружного насоса (ЭЦН), сконструированный и изготовленный по специальному заказу эксплуатационный пакер для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов, работающие в реальном времени электронные манометры-термометры и цифровой манометр, а также оптоволоконная система распределенного определения температуры. Система ЭЦН использовалась для понижения пластового давления и содержала элементы, отделяющие метан от воды и обеспечивающие их подъем к буровому судну по двум раздельным эксплуатационным колоннам. В результате этой пробной эксплуатации, Япония стала первой страной, добывающей метан из гидратных пластов, находящихся под морским дном. По оценкам специалистов MH21, метан-гидратные пласты в восточной части Нанкайской впадины содержат геологические запасы метана порядка 40 трлн кубофутов. Промышленная разработка запасов гидратов метана потребует дальнейших исследований и создания сети подводных скважин.

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eur u asia.r

15

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

April 2013 Апрель 2013

March 2013 Март 2013

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

April 2012 Апрель 2012

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

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т)

42 835,5

44 256,5

-3,2

42 220,1

1,5

171 217,4

20 585,2

22 466,2

-8,4

20 502,2

0,4

87 261,2

20 992,6

20 093,0

4,5

20 585,1

2,0

78 899,8

20 047,5

22 411,1

-10,5

20 458,7

-2,0

86 581,8

Change for a year (%) Изменение за год (%) 3,4 -3,6 -6,5 -18,4

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т) 12 622,8 22 852,0 24 616,7 2 775,9

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Change for a month (%) Изменение за месяц (%) -13,8 -13,1 -10,8 7,6

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

April 2013 Апрель 2013

March 2013 Март 2013

April 2012 Апрель 2012

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

2 848,0 5 105,2 5 629,7 736,7

3 305,2 5 874,0 6 313,7 684,8

April 2013 Апрель 2013

March 2013 Март 2013

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

April 2012 Апрель 2012

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

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т)

55 871,8

60 441,3

-7,6

55 681,3

0,3

239 382,8

39 894,0

43 682,3

-8,7

41 420,8

-3,7

174 898,7

37 827,3

50 801,4

-25,5

35 226,7

7,4

190 118,9

13 964,8

18 474,7

-24,4

14 941,8

-6,5

69 188,7

April 2013 Апрель 2013

March 2013 Март 2013

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

April 2012 Апрель 2012

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

From the beginning of 2013 (1,000 tons) С начала 2013 года (тыс. т)

29 539,7

29 794,8

-0,8

28 038,3

5,3

114 174,1

25 244,0

27 292,6

-7,5

25 235,1

0,03

105 596,4

11 102,0

11 107,6

0,1

10 917,6

1,8

41 654,3

April 2013 Апрель 2013

March 2013 Март 2013

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

April 2012 Апрель 2012

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

From the beginning of 2013 С начала 2013 года

85 800,0

99 200,0

-13,5

84 900,0

1,06

381 700,0

43 500,0

67 200,0

-35,3

39 600,0

9,8

250 900,0

2 754,4 5 295,9 6 021,3 902,9

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

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

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)

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

16

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

October Октябрь

November Ноябрь

December Декабрь

January 2013 Январь 2013

February 2013 Февраль 2013

March 2013 Март 2013

April 2013 Апрель 2013

Latin America / Латинская Америка

412

398

414

414

427

437

429

Europe / Европа

124

127

136

134

135

133

136

Africa / Африка

104

102

102

115

113

133

125

Middle East / Ближний Восток

377

394

363

379

350

336

354

Asia Pacific / АТР

242

246

238

237

250

247

257

Canada / Канада

365

385

353

503

642

464

153

U.S. / США

1 834

1 809

1 784

1 757

1 762

1 756

1 755

Total World / В мире

3 458

3 461

3 390

3 539

3 679

3 488

3 209

Regions in average / Регионы в среднем 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

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

2013 427 135 117 355

177

197

225

228

241

252

243

269

256

241

248

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

441 1 758 3 479

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Main Oil Products Production Производство основных нефтепродуктов

April / Апрель

February / Февраль

January / Январь

November / Ноябрь

October / Октябрь

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

Gas / Газ

2013

December / Декабрь

2012

2013

November / Ноябрь

October / Октябрь

2012

March / Март

Oil / Нефть

Coal / Уголь

2012

2012

2013

2013

35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

April / Апрель

March / Март

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

0

17

GAS

Kurdistan’s Natural Gas Resources May Become a Game-changer Over the Longer Term

Запасы природного газа Курдистана могут изменить правила игры в регионе

Olgu Okumuș

Олгу Окумуш

If a firm manages to create a dominant position in the Kurdistan Region of Iraq (KRG) oil business this could, in the long term, open a door to the gas business, as it did in the Caspian zones in the 1990s, when the Baku – Tbilisi – Ceyhan oil pipeline prepared the ground for the South Caspian gas pipeline and TANAP, the Trans-Anatolian gas pipeline. A similar future may be possible for the KRG and the firms working within it. The KRG’s proven gas reserves are estimated at 2.8-5.7 trillion cubic meters (tcm). That is about four times more than Azerbaijan’s reserves. In the perspective of the southern energy corridor projects, KRG’s natural gas sources may become a game-changer over the longer term.

Если какой-либо компании удастся занять доминирующее положение в нефтяном бизнесе Курдского района Ирака (КРИ), то в долгосрочной перспективе она сможет получить доступ и к нефти, как случилось в Каспийском регионе в 1990-х годах, когда нефтепровод Баку – Тбилиси – Джейхан подготовил почву для Южно-Каспийского и Транс-Анатолийского газопроводов (TANAP). Подобные перспективы представляются реальными для КРИ и работающих в этом регионе компаний. Доказанные запасы газа КРИ оцениваются в 2,8-5,7 трлн м3, почти вчетверо превышая запасы Азербайджана. В ближайшем будущем для проектов Южного энергетического коридора резервы природного газа Курдского района Ирака могут стать фактором, который, в долгосрочной перспективе, изменит правила игры.

U

настоящее время шельфовые газовые месторождения Азербайджана все еще остаются единственным источником ресурса для Южного энергетического коридора. Газопровод, проложенный из КРИ в Турцию, мог бы создать конкуренцию между газом из Курдистана и Азербайджана на европейском и турецком рынках. Поскольку компания ВР Azerbaijan руководит консорциумом («Азербайджанская международная операционная компания», АМОК), разрабатывающим блок нефтяных месторождений Азери – Чираг – Гюнешли, то компания, которая будет осуществлять транспортировку газа из КРИ в Турцию, в конечном счете, окажется конкурентом ВР на мировом рынке. Проект Южного энергетического коридора (SECP) представляет собой проект инфраструктуры по транспортировке

p till now Azerbaijan’s offshore gas fields remain the sole source for the southern energy corridor. A gas pipeline running from the KRG to Turkey might create competition between the KRG and Azerbaijani gas for European and Turkish markets. As BP is the leader of the Azeri offshore consortium, a firm that ended up driving KRG gas to Turkey could eventually find itself competing with BP on the global market.

The Southern Energy Corridor Project (SECP) is a gas transit infrastructure project running from the Caspian Sea to Europe via Turkey and the Balkans. The SECP is at the top of Eurasian energy security concerns, since the Russia-Ukraine gas crisis of 2005. European countries affected by the crisis diagnosed their gas supply system as overly dependent on

В

Olgu Okumuş is an affiliated lecturer in energy diplomacy at Sciences Po, Paris and director of strategy department at LEO energy diplomacy and political risk advisors. She is also PhD candidate at Sciences Po, Paris, where her research focuses on Turkey’s energy transit policy.

This article was first published on www.eurpeanenergyreivew.edu on April 11, 2013. It is reprinted here with the permission of the publisher. Олгу Окумуш – лектор Института политических исследований в Париже. Возглавляет стратегический отдел в группе советников LEO по энергетической дипломатии и политическим рискам, также готовит диссертацию в Институте политических исследований (Sciences Po) в Париже. Область ее исследований – политика Турции в области транспортировки энергоносителей. Статья была впервые опубликована на www.eurpeanenergyreivew.edu 11 апреля 2013 года. Перепечатана с разрешения издательской организации.

18

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

ГАЗ газа от Каспийского моря в Европу через Турцию и балканские страны. Этот проект является самым важным для решения проблем евразийской энергетической безопасности с тех пор, как разразился российско-украинский газовый кризис 2005 года. Пострадавшие от него европейские страны констатировали полную зависимость своих систем газоснабжения от России и, как следствие этого, свою высокую уязвимость. Этой причины стало вполне достаточно для европейских энергетических компаний, чтобы они начали соперничать между собой за право войти в проект SECP.

● The BTC pipeline project (Baku — Tbilisi — Ceyhan). ● Нефтепровод «Баку — Тбилиси — Джейхан».

Russia and, by consequence, highly vulnerable. This is reason enough for European energy companies to compete in order to become a part of the SECP.

Azerbaijan as the Sole Source for the SECP However, the SECP targeted the entire Caspian area’s resources, but some economical, political, and legal challenges jeopardized full access to all Caspian sources. Economically, the exploration and production costs for oil and gas in the Caspian Sea Basin ($5 per barrel) are seen as relatively high compared to costs in the Middle East ($1 per barrel). As the region has no direct access to navigable international waterways, all littoral states are dependent on each other for trade and transportation of oil and gas. This challenge creates high transit fees and a complex legal aspect. The Caspian Basin has neither legal status nor regime – i.e., it is unclear if the body of water is a lake or a sea. The qualification of the Caspian as a sea or a lake directly affects the delimitation of territorial waters and sovereignty for exploring and exploiting natural resources. In the absence of a legal framework, littoral states cannot make separate agreements or envision a trans-Caspian pipeline project.

Therefore, Western investors have excluded Kazakhstan and Turkmenistan gas sources from the SECP. Turkmenistan has chosen to direct its energies towards Eastern markets, in particular China. All in all, Azerbaijan’s gas fields remain the only reliable Caspian sources. But in the future Azerbaijan may not be longer the sole Caspian gas source for the SECP. Located 1,000 kilometers away from Baku, the Kurdistan Region of Iraq (KRG) holds 2.8 tcm of gas reserves – some four-five times more than Azerbaijani reserves, and may at some point be able to supply its gas to Europe. Considering the KRG’s current challenges for oil and gas exploration and exportation, it is worth applying Azerbaijan’s rising star model to the KRG.

How Azerbaijan’s Star Rose in the Energy Industry Since the collapse of the Soviet Union, Azerbaijan has made substantial progress in developing its hydrocarbon resources. The State Oil Company of Azerbaijan Republic (SOCAR) participates in Azerbaijan’s international hydrocarbon export projects. Besides SOCAR, a second main player of Azerbaijan energy is BP, which is been involved in the region since 1992, is the largest foreign investor. BP leads the Azerbaijan International Operating Company (AIOC), which operates Shah Deniz fields, which are the main supply sources for the SECP. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Азербайджан как единственный источник проекта Южного энергетического коридора Изначально проект SECP был ориентирован на ресурсы всего Каспийского региона, однако некоторые экономические, политические и правовые проблемы поставили под угрозу полный доступ ко всем Каспийским источникам энергоресурсов. С экономической точки зрения расходы на разведку и добычу нефти и газа в Каспийском бассейне ($5 за баррель) представляются относительно высокими по сравнению с затратами на Ближнем Востоке ($1 за баррель). Поскольку регион не имеет прямого доступа к судоходным международным морским путям, все прибрежные страны зависят друг от друга в вопросах торговли и транспортировки нефти и газа. Эта проблема является причиной высоких транзитных ставок и сложного правового аспекта. Каспийский бассейн не имеет ни правового статуса, ни установленного режима – т.е. непонятно, является ли этот водный объект озером или морем. Характеристика Каспия как моря или озера напрямую влияет на делимитацию территориальных вод и суверенитет для разведки и разработки природных ресурсов. Из-за отсутствия законодательной основы прибрежные страны не могут заключать отдельные соглашения или представлять себе концепцию проекта транскаспийского трубопровода. По этой причине западные инвесторы исключили газовые источники Казахстана и Туркменистана из проекта SECP. Туркменистан решил направить свои усилия на восточные рынки, в частности, в Китай. В итоге газовые месторождения Азербайджана остаются единственным надежным каспийским источником, но в будущем ситуация может измениться. Расположенный в 1 000 км от Баку, Курдский район Ирака (КРИ) обладает запасами природного газа, составляющими 2,8 трлн м³ – это в четыре-пять раз больше запасов Азербайджана. Вполне возможно, что газ из КРИ в какой-то момент начнут поставлять в Европу. Учитывая текущие проблемы разведки и добычи нефти и газа в КРИ, заслуживает внимания применение к этому региону азербайджанской модели «восходящей звезды».

Как взошла звезда Азербайджана в энергетической промышленности После распада Советского Союза Азербайджан добился существенного прогресса в разработке своих углеводородных ресурсов. Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики (ГНКАР) принимает участие в международных проектах по экспорту углеводородов, осуществляемых Азербайджаном. Вторым основным игроком в энергетике Азербайджана является компания ВР, которая работает в регионе с 1992 года и является крупнейшим иностранным инвестором. Компания возглавила консорциум АМОК, который также работает на месторождении «Шах Дениз», являющемся еще одним крупным источником энергоресурсов для SECP.

19

GAS BP and SOCAR’s partnership dates back to 1993, when Abulfaz Elchibey (1992–1993), Azerbaijan’s president at the time, attempted to sign an agreement with a BP-led international consortium to develop Azerbaijan’s offshore oil reserves.

His successor, Hеydar Aliyev (1993–2003), followed his initiative and furthered the cooperation with BP interest. However, to equalize relations, he also launched a new partnership with Gazprom.

On September 20, 1994, Baku signed the first production sharing agreement (PSA) for the Azeri – Chirag – Gunashli oil field (ACG) with a consortium of nine Western oil companies from six different countries under the AIOC. These were the UK’s BP (operator) and Ramco; the U.S.’ Amoco, Unocal, Exxon, and Pennzoil; Russia’s LUKOIL; Norway’s Statoil; Turkey’s TPAO; Japan’s ITOCHU; and Saudi Arabia’s Delta Nimir Khazar.

Transport to Markets is as Important as Sharing Fields Studies on route options for a regional export pipeline to transport the oil began shortly after the agreement.

Controlling the oil reserves’ transport to markets was as important as sharing fields. Without a safe and secure route out of the landlocked Caspian Sea, the reserves could not secure their values. Russia proposed to pump Azerbaijan’s oil reserves via existing Russian networks built during the Soviet period, thereby maintaining its main point of leverage over Azerbaijan’s economy. The U.S. backed new southern roads, planned to run from the south via Georgia and Turkey. The EU remained distant. Finally three pipelines have been established, each of which fulfilled different functions. The Baku –Novorossiysk and Baku – Supsa pipelines export the early oil to the north and the Baku – Tbilisi – Ceyhan pipeline (BTC) exports oil to the Mediterranean Sea.

BP and the “Project of the Century” – the BTC Oil Pipeline Azerbaijan, Georgia, and Turkey signed the BTC’s intergovernmental agreement on November 18, 1999, calling it “the project of the century”. Eleven shareholders from eleven different companies established the BTC Companyto build and operate the pipeline, and as had happened with the AIOC, BP was the largest shareholder and become the operation’s leader.

While building the BTC, BP hired thousands of employees in the region and became the international energy company with the most important experience in the area.

Azerbaijan, in turn, had also become a star in the energy industry as a consequence of a 13-year long battle for independence from Russia (1993–2006). Baku had to overcome Russia’s efforts to maintain its political power, fights over the legal status of the Caspian sea, the legacy of a state-owned energy industry, and its ongoing conflict with Armenia. BP became the main partner of SOCAR during this process. With all this experience in the region due to oil contracts, when Azerbaijan’s natural gas exportation began in 2007 with the Shah Deniz field, BP became the natural leader of the gas exploration and export projects. BP, the leader of AIOC and the operator of BTC, also soon became the leader of the Shah Deniz consortium.

As the result of these experiences and by virtue of being the Shah Deniz Consortium’s leader, when Azeri resources became a top destination for the SECP supply, BP had the power to select among the gas pipeline projects proposals for

20

#5 May 2013

Начало партнерским отношениям между компаниями BP и ГНКАР было положено в 1993 году, когда Абульфаз Эльчибей, президент Азербайджана (1992–1993), попытался подписать соглашение с международным консорциумом, возглавляемым ВР, о разработке запасов нефти на азербайджанском шельфе. Преемник Эльчибея – Гейдар Алиев (1993–2003) – продолжил следовать его инициативе и способствовал сотрудничеству с ВР. Для выравнивания отношений он также наладил отношения с «Газпромом».

20 сентября 1994 года Баку подписал первое соглашение о разделении продукции (СРП) по нефтяному месторождению «Азери – Чираг – Гюнешли» (АЧГ) с консорциумом АМОК, состоящим из девяти западных нефтяных компаний из шести разных стран. В консорциум вошли следующие компании: BP (оператор) и Ramco (Великобритания); Amoco, Unocal, Exxon и Pennzoil (США); «ЛУКОЙЛ» (Россия); Statoil (Норвегия); TPAO (Турция); ITOCHU (Япония) и Delta Nimir Khazar (Саудовская Аравия).

Доставка на рынок столь же важна, как и совместно используемые месторождения Исследования вариантов маршрута регионального экспортного трубопровода для транспортировки нефти начались вскоре после заключения соглашения. Доставка запасов нефти на рынки была столь же важным фактором, как и совместная эксплуатация месторождений. Без надежного и безопасного маршрута из внутриконтинентального Каспийского моря нефтяные запасы не могли обеспечить своей ценности. Россия предложила прокачивать азербайджанскую нефть через существующую российскую трубопроводную сеть, построенную еще во времена Советского Союза, сохраняя, таким образом, свой основной инструмент воздействия на экономику Азербайджана. США поддержали новые южные маршруты, которые планировалось запустить с юга через Грузию и Турцию. Евросоюз на тот момент держался на расстоянии от этих проектов. В конце концов, было создано три трубопровода, каждый из которых выполнял разные функции: нефтепроводы «Баку – Новороссийск» и «Баку – Супса» экспортируют раннюю нефть на север, а по трубопроводу «Баку – Тбилиси – Джейхан» (Baku – Tbilisi – Ceyhan, BTC) нефть подается к Средиземному морю.

Компания BP и «проект века» – нефтепровод «Баку – Тбилиси – Джейхан» Азербайджан, Грузия и Турция подписали межправительственное соглашение по трубопроводу «Баку – Тбилиси – Джейхан» 18 ноября 1999 года, назвав его «проектом века». Одиннадцать акционеров из одиннадцати разных компаний создали компанию BTC для строительства и эксплуатации трубопровода. Компания BP вновь стала самым крупным акционером проекта и его оператором. Во время строительства трубопровода ВР наняла в регионе несколько тысяч работников и стала международной энергетической компанией с наибольшим практическим опытом в регионе. В свою очередь, Азербайджан также стал ведущим игроком энергетической отрасли как следствие 13-летней борьбы за независимость от России (1993–2006). Баку пришлось бороться с попытками России сохранить свое политическое влияние в регионе, отстаивать правовой статус Каспийского моря, преодолевать последствия государственного контроля в энергетической отрасли и искать решение для прекращения конфликта с Арменией. Именно тогда компания ВР Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

ГАЗ

● BP's experience in Azerbaijan gave the

power to select among pipeline projects proposals for the SECP. ● Полученный в Азербайджане опыт позволил компании BP оказывать влияние на выбор предложений по проектам газопроводов для SECP.

стала основным партнером ГНКАР. Благодаря большому опыту работы в регионе, компания возглавила проекты по разведке и экспорту газа в то время, когда в 2007 начался экспорт азербайджанского газа с месторождения «Шах-Дениз». В частности, BP является оператором уже упомянутых консорциума АМОК и трубопровода BTC, а также консорциума «Шах-Дениз». Полученный опыт и звание лидера проекта «Шах-Дениз» позволили BP оказывать влияние на выбор предложений по строительству Южного энергетического коридора среди проектов газопроводов, когда энергоресурсы Азербайджана стали главным объектом для экспортных поставок. Летом 2012 года компания объявила решение консорциума «Шах-Дениз», согласно которому совместный азербайджано-турецкий проект TANAP был официально выбран в качестве основы для SECP. В январе 2013 года BP подписала рамочное соглашение, по которому она брала на себя 12% проекта TANAP. Ожидается, что именно эта компания будет принимать решения по транспортировке газа по SECP. Растущее влияние BP может привести к ее монополии в проекте. И это произойдет, если только ресурсы КРИ не начнут поступать на европейский рынок.

Появление нефти и газа из Курдского района Ирака

building the SECP. BP announced in summer 2012 the Shah Deniz consortium’s decision – the Azeri-Turkish joint project TANAP was officially selected as the main leg for the SECP. In January 2013, BP signed a framework accord to take over 12 percent of TANAP. Within this partnership BP is expected to become the decisive company for gas transport in the SECP. BP’s growing power may lead to a monopoly in the SECP. This is unless KRG resources begin to penetrate the European market.

The Emergence of KRG Oil and Gas Despite its abundant oil and gas resources (45 billion barrels of oil and 2.8-5.7 tcm of gas), the KRG’s hydrocarbon industry only dates back to 2007. While the natural gas sector remains largely undeveloped, the oil production objective for 2015 is 1 million barrels of oil per day, equivalent to Qatar’s oil production numbers for 2010. An independent oil pipeline running from the KRG to Turkey is also on the agenda.

Until 2011, interest in Erbil’s upstream oil sector largely came from medium-sized foreign oil companies, i.e. Norway’s DNO, Turkey’s Genel Enerji and Petoil, Canada’s Addax Petroleum and Western Zagros, U.S.’ Prime Natural Resources and A& T Energy. Today, Four medium-sized companies and five international oil companies (IOCs) – ExxonMobil, France’s Total, Russia’s Gazprom Neft, and the U.S.’ Chevron – have begun operations in the region.

Beside these ambitious objectives and its attractiveness as an energy investment destination, the KRG has been dealing with political and jurisdictional challenges. Erbil and Baghdad have had an ongoing dispute since 2005 on an oil and gas revenue sharing formula and how authority is divided between the federal government and regional authorities – i.e., on how to interpret the relevant sections of the Iraqi constitution.

In 2007, when the KRG’s parliament approved the Kurdistan region’s oil and gas investment law and prepared a model Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Несмотря на свои обильные запасы нефти и газа (45 млрд барр. нефти и 2,8-5,7 трлн м³ газа), углеводородная отрасль КРИ берет свое начало только с 2007 года. В то время как ее газовый сектор все еще остается в значительной мере неразвитым, план по добыче нефти на 2015 год установлен в размере 1 млн барр./сут, что сопоставимо с производственными показателями Катара на 2010 год. На повестке дня остается также независимый нефтепровод из КРИ в Турцию. До 2011 года заинтересованность в растущем нефтяном секторе Эрбиля, в основном, проявляли иностранные нефтяные компании средней величины, такие как DNO (Норвегия), Genel Enerji и Petoil (Турция), Addax Petroleum и Western Zagros (Канада), Prime Natural Resources и A&T Energy (США). Сегодня в регионе начали работы четыре компании средней величины и пять международных нефтяных компаний (МНК) – ExxonMobil, Total, «Газпром нефть» и Chevron. В настоящее время в КРИ активно решают политические и юрисдикционные проблемы. Эрбиль и Багдад с 2005 года ведут непрекращающийся спор о формуле распределения доходов от продажи нефти и газа и разделения полномочий между федеральным правительством и региональными органами власти – говоря иначе, каким образом интерпретировать соответствующие разделы иракской конституции. В 2007 году, когда парламент КРИ принял закон об инвестициях в нефтяную и газовую отрасль Курдистана и подготовил типовое соглашение о разделении продукции (СРП) для стандартизации соглашений с иностранцами, эта проблема обострилась еще больше. Багдад немедленно осудил соглашения КРИ с международными компаниями, объявив их незаконными. Другой кризис начался, когда КРИ начал экспортировать сырую нефть непосредственно в Турцию. Турецко-британское совместное предприятие, входящее в компанию Genel Enerji, доставило первую партию сырой нефти c месторождения Taq Taq (Курдистан) в турецкий порт Джейхан на Средиземном море грузовым автотранспортом, откуда эту нефть отправили на продажу на мировой рынок в обход нефтепровода «КиркукЮмурталык», контролируемого Багдадом. Такой способ транспортировки нефти вызвал опасения у Багдада о намерении

21

#5 May 2013

GAS production sharing contract (PSC) to standardize agreements with foreigners, the problem was further complicated.

Baghdad immediately condemned the KRG’s agreements with international companies, declaring them illegal.

Another crisis started when the KRG begun exporting crude oil directly to Turkey. A Turkish-British joint venture under Genel Enerji delivered the first crude oil from the KRG’s Taq Taq oil field to Turkey’s Ceyhan port on the Mediterranean Sea via truck, where it was shipped to be sold on the international market, instead of using the Kirkuk-Yumuratlik oil pipeline (which is controlled by Baghdad). This oil transport has prompted concerns to Baghdad about the KRG’s intention to bypass Baghdad in its energy exports and making a symbolic step towards economical independence.

Major Foreign Companies Joined the Forces Business has kept increasing. “There is no place in the world where such a big volume of oil will be overlooked because politicians did not solve their problems,” said Tony Hayward, the CEO of Genel Enerji. Genel Enerji company, ExxonMobil and Gazprom Neft are making major investments in the KRG. Genel Enerji from Turkey was one the first oil company penetrating the KRG and today Turkish energy group is moving towards being the largest investor in the region, with its investments in Taq taq and Tawke fields. ExxonMobil, the first IOC to make an agreement with the KRG, signed product sharing agreements for six oil licences in KRG. Its Qara Hanjeer licence in southwest is also close to KRG’s main gas fields, with this relations the U.S. energy giant is also interested in Khor Mor gas field. Russia’s fifth largest oil producer, Gazprom Neft, has been recently awarded its 3rd PSC in the Halabja block.

Gazprom Neft holds 40 percent stake in the Garmian block and an 80 percent in the Shakal block.

Today, as the KRG’s oil and gas business emerges, international energy companies are willing to explore and invest in the region. New oil production will require new export roads and Turkey appears the most reliable destination. This investment strategy is crucial not just for the oil sector, but also for gas.

KRG’s Gas Supply to Europe In the old maps of the original Nabucco gas pipeline plan, a southern gas supply leg to Northern Iraqi gas sources was represented by a dotted line. But with domestic tensions in Iraq and the Shah Deniz Consortium’s strategic politics, this second leg disappeared. In the context of Turkish and European growing gas demands and Azerbaijan’s growing power as the sole provider of gas resources, it may seem prudent to redraw this line. Genel Enerji, Gazprom Neft, and ExxonMobil appear to be main competitors for this project.

BP seems to have noted this possibility, as it has decided to join forces with Baghdad in Iraq’s domestic oil and gas revenue sharing dispute. In January 2013 BP signed a deal with Iraq’s central government to develop the Kirkuk oil field’s production capacities, located on the KRG’s border. The KRG called this deal an “illegal” step as part of the autonomous region’s feud with the central government. Kurdish authorities argue the management of the Kirkuk field must be undertaken not by the central government but by the regional governorate, saying this is part of the process outlined under the country’s constitution. The potential of Kurdistan in terms of fuel reserves is there. So is the interest of major energy companies.

Until yesterday we could consider Kurdistan to be a sleeping giant, but not anymore. The awakening is a fact.

22

Курдистана обойти его в экспорте энергоресурсов и сделать символический шаг на пути к экономической независимости.

Иностранные компании объединили усилия Бизнес, между тем, продолжает наращивать обороты. «Нигде в мире нет места, где такой большой запас нефти будет оставлен без внимания из-за того, что политики не решают свои проблемы», – сказал Тони Хейворд, генеральный директор компании Genel Enerji. Компания Genel Enerji, а также компании ExxonMobil и «Газпром нефть» являются основными инвесторами в КРИ. Genel Enerji из Турции была одной из первых нефтяных компаний, проникших в КРИ, и сегодня она может стать самым крупным игроком в регионе, инвестируя в месторождения Taq Тaq и Tawke. ExxonMobil стала первой МНК, заключившей с КРИ соглашения о разделе продукции для шести лицензий на добычу нефти в Курдистане. Месторождение Qara Hanjeer на юго-западе, на которое компания получила лицензию, также находится вблизи основных газовых месторождений КРИ, поэтому американский энергетический гигант сейчас также заинтересован в работе на месторождении Khor Mor. «Газпром нефть», пятая по величине российская нефтяная компания, недавно заключила третье соглашение о разделении продукции на участке Halabja. «Газпром нефть» владеет 40%-й долей на участке Garmian и 80%-й – на участке Shakal. Сегодня, по мере развития нефтяного и газового бизнеса в КРИ, международные энергетические компании все больше стремятся вести разведку и вкладывать средства в этот регион. Новая нефтедобыча потребует новых экспортных маршрутов, и наиболее надежным конечным пунктом для них представляется Турция. Такая стратегия инвестирования является основополагающей не только для нефтяного, но и для газового сектора.

Поставка газа из КРИ в Европу На старых картах первоначального плана газопровода Nabucco южный отрезок трубопровода к газовым месторождениям Северного Ирака был обозначен пунктирной линией. Затем этот отрезок убрали из-за внутренних конфликтов в Ираке и стратегической политики консорциума «ШахДениз». В контексте роста потребности Турции и Европы в газе и растущей мощи Азербайджана как единственного поставщика газа, представляется разумным восстановить эту линию на плане. По всей видимости, конкурентами этому проекту будут выступать компании Genel Enerji, «Газпром нефть» и ExxonMobil. ВР, похоже, заметила эту возможность, так как решила объединить свои силы с Багдадом во внутреннем иракском споре о разделении доходов от продажи нефти и газа. В январе 2013 года ВР заключила сделку с центральным правительством Ирака по разработке нефтяного месторождения Kirkuk, расположенного на границе с КРИ. В Курдистане эту сделку назвали «незаконным» шагом и рассматривают ее как часть противостояния между автономным регионом и центральным правительством. Курдские власти утверждают, что месторождением Kirkuk должно находиться под управлением не центрального правительства, а регионального органа, утверждая, что так прописано в конституции страны. У Курдистана большой потенциал с точки зрения топливных запасов, поэтому ведущие энергетические компании и проявляют к нему интерес. До недавнего времени к Курдистану можно было относиться как к «спящему великану», но сегодня его пробуждение уже стало свершившимся фактом.

Oil&GasEURASIA

PIPELINES / ТРУБОПРОВОДЫ

QUALITY AND SAFETY

Corrosion Kills! Safety New Priority Transneft, Pipe Manufacturers & Service Industry Debate Standards Upgrade

Трубопроводы требуют внимания Компании обеспокоены состоянием и качеством транспортных магистралей Lada Ponomareva

Лада Пономарева

he problem of pipeline corrosion remains one of the most topical problems for the oil-and-gas transportation sector. Pipeline systems make a significant impact on the environment and on the efficiency of transportation of hydrocarbons and other products. That is why a thorough pipeline monitoring, an assurance of their safety and prompt detection of problem areas are of significant scientific and practical importance both for manufacturers of pipes and connecting pieces and service companies, as well as for oil and gas producing companies, production of which is transported by these pipelines. Another important factor is the updating of the relevant regulations and requirements not only to the pipeline construction, but to their projects as well.

роблема коррозии трубопроводов по-прежнему остается одной из самых актуальных для нефтегазотранспортной отрасли. Трубопроводные системы в значительной степени оказывают влияние на экологическую среду, на эффективность транспортировки углеводородов и других продуктов. Поэтому тщательный мониторинг трубопроводов, обеспечение их безопасности и своевременное выявление проблемных участков имеет важное научное и практическое значение как для производителей труб и соединительных деталей и сервисных компаний, так и для самих нефтегазовых компаний, продукция которых перекачивается по этим трубопроводам. Также немаловажным фактором является актуализация соответствующих правил и требований не только к строительству трубопроводов, но и к их проектам.

T

Quality Problem Late in April of this year, the Russian operator of the main oil pipelines of Russia, Transneft, expressed serious concerns regarding the ecological safety of the future main pipeline systems. Head of Transneft Nikolay Tokarev directed attention of Prime Minister Dmitry Medvedev to the work of the Ministry of Regional Development (Minregion) and Federal Agency for Construction, Housing and Communal Infrastructure (Gosstroy) on updating of the regulatory documents. According to the Izvestia newspaper, two regulatory documents were meant – SNiP (Construction Norms and Rules) for construction of main oil pipeline (prepared in 1985) and SNiP for main pipelines (prepared in 1980). According to the state company, the regulations adopted last year do not differ in content from the regulations adopted in the period of 1980–1985.

In 2012, Transneft and Gazprom developed

П

Проблема в качестве В конце апреля этого года российский оператор магистральных нефтепроводов России «Транснефть» выразила серьезные опасения относительно экологической безопасности будущих систем магистральных трубопроводов. Глава «Транснефти» Николай Токарев обратил внимание премьер-министра Дмитрия Медведева на работу Министерства регионального развития (Минрегион) и Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) по актуализации нормативных документов. Как сообщала газета «Известия», речь шла о двух нормативных документах – СНиП по строительству магистральных нефтепроводов (написан в 1985 году) и СНиП для магистральных трубопроводов (написан в 1980 году). По мнению госкомпании, правила, которые были утверждены в прошлом году, по своему содержанию не отличаются от правил, принятых еще в период 1980–1985 годов. В 2012 году компании «Транснефть» и «Газпром» разработали около 900 замечаний для существующих СНиПов, однако позже этот список сократили до 15. «„Транснефть“ просила прописать все подробно вплоть до того, сколько коррозии допускается на электроде, сколько в проволоке Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

approximately 900 comments for the existing SNiPs, but later this list was reduced to 15. “Transneft asked to specify everything in detail to the extent of amount of corrosion which is allowed on the electrode, and amount of corrosion on the welding wire. In general, companies insist on the high degree of detail. But we believe that the code of practice should not have this level of detail, it will make the document cumbersome,” Izvestia cited the words of Viktor Kirsanov, Deputy General Director of the self-regulating organization Neftegazstroi. Transneft experts, however, believe that ignoring of the amendments proposed for these documents can entail serious consequences for the pipeline transport of the country and can potentially cause a man-made disaster.

Amirkhan Amairkhanov, Deputy Head of the Federal Service for Supervision of Natural Resources Management, stands for more detailed elaboration of SNiPs: “SNiPs must take into account all regional features, as the conditions differ significantly, in one case – permafrost, in another one – desserts, in the third one – swamps. They must take into account not only construction costs, but also the above mentioned factors, take into account the ecological situation. Certainly, the deeper pipes are buried, there are more expenses, more removed soil and amount of work, but on the other side of scale there is a hazard of man-induced disasters” (quoted from “Izvestia”).

Viktor Kirsanov, in his turn, is sure that the main problem of pipelines is their quality and not the depth.

According to his opinion, “construction people do not care how deep to dig the soil – to one meter or two”.

What do Companies Think?

At present, service companies offer several conventional methods for corrosion control. With technology development, these methods differ only in the degree of efficiency of effect and protection. According to Irina Bondarenko Head of the department for technical support of sales and marketing, RIMERA Group of companies, as to main pipeline systems, which transport relatively clean products, application of anti-corrosion coating on pipes and connecting pieces would be most efficient, as these coatings can significantly extend the operating life of the pipelines. For construction of the product pipelines for oilfield production and process purposes, which transport products containing a significant amount of mechanical impurities, it would be expedient to use steel of improved corrosion resistance. At present, inhibitors are also actively used in the products transported by pipelines; these inhibitors slow down the process of corrosion destruction of the pipelines.

Irina Bondarenko, Head of the Department for Technical Support and Marketing, RIMERA Group – How do they solve the the problem of pipeline corrosion today?

Regarding the new pipelines which transport relatively clean products, application of anti-corrosion coating on pipes and connecting pieces would be most efficient.

It makes it possible to approximately triple the operating life of a main pipeline (up to 50 years). Thus, for example, Chelyabinsk plant SOT (RIMERA Group Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЧЕСТВО И БЕЗОПАСНОСТЬ сварочной. В целом компании требуют внести сильную детализацию. Но мы считаем, что в своде правил такой детализации быть не должно, это утяжелит документ», – цитирует слова Виктора Кирсанова, заместителя генерального директора СРО «Нефтегазстрой», газета «Известия». Эксперты из «Транснефти» считают, что игнорирование предлагаемых дополнений для данных документов может повлечь за собой серьезные последствия для трубопроводного транспорта страны и даже стать причиной техногенной катастрофы. Амирхан Амирханов, заместитель главы Федеральной службы по надзору в сфере природопользования, выступает за более тщательную детализацию СНиПов: «СНиПы должны учитывать все региональные особенности, везде условия разные, в одном случае – вечная мерзлота, в другом – пустыни, в третьем – болота. Они должны учитывать не только затраты на строительство, но и все эти обстоятельства, учитывать экологическую обстановку. Конечно, чем больше залегание трубы, тем больше затрат, тем больше вынутого грунта и объема работ, на другой чаше весов – опасность техногенных катастроф» (цитата по «Известиям»). Виктор Кирсанов, в свою очередь, уверен, что основная проблема трубопроводов заключается непосредственно в их качестве, а не в глубине залегания. По его словам, строителям «копать на метр или на два – все равно».

Что думают компании? На сегодняшний день сервисные компании предлагают несколько традиционных методов борьбы с коррозией и защиты от нее. Эти методы, с развитием технологий, отличаются только степенью эффективности воздействия и защиты. По словам Ирины Бондаренко, начальника отдела технического сопровождения продаж и маркетинга группы компаний «Римера», для магистральных трубопроводных систем, по которым транспортируется относительно чистая среда, лучше и эффективнее наносить непосредственно на трубы и соединительные детали специальные антикоррозионные покрытия, которые могут значительно продлить срок эксплуатации таких трубопроводов. Для строительства продуктопроводов промыслового и технологического назначения, по которым прокачивается среда с большим содержанием примесей, целесообразно использовать сталь повышенной коррозионной стойкости. Также в настоящее время для трубопроводных систем в составе сред активно применяются ингибиторы, которые замедляют процесс коррозионного разрушения магистралей.

Ирина Бондаренко, начальник отдела технического сопровождения продаж и маркетинга группы компаний «Римера»: – Каким образом сегодня решается проблема коррозии трубопроводов? Если говорить о магистральных трубопроводах, по которым транспортируется уже относительно чистая среда, то тут эффективнее всего наносить на трубы и соединительные детали трубопроводов антикоррозионное покрытие. Это позволяет примерно втрое увеличить срок эксплуатации магистрального трубопровода (до 50 лет). К примеру, челябинский «СОТ» (ГК «Римера») использует для покрытия материалы зарубежных производителей – Frucs ПК 60 (Япония), Protegol ПК 40 (Германия). В 2011 году завод получил разрешение на применение нового материала Protegol 32-60 (ПК 80) для трубопро-

25

QUALITY AND SAFETY of companies) uses foreign materials for pipe coating – Frucs PK 60 (Japan), Protegol PK 40 (Germany). In 2011, the plant received a license for application of a new material Protegol 32-60 (PK 80) for pipelines with the temperature of the transported product up to 80˚.

Technical specifications apply to the external protective coating of connecting parts for subsurface pipeline laying (branch pipes, T-joints, crossovers, bottom parts, etc.) and assembly components of pipelines.

There is a different situation with product pipelines of the oilfield production and process purpose, which transport products containing a significant amount of mechanical impurities. In construction of these pipelines, the corrosion problem is most efficiently solved by use of steel of improved corrosion resistance. This means either initial use of only these particular pipes in the pipeline or regular replacement of old parts with new ones.

The oil industry is also extending now the use of so-called inhibitors (slowing down corrosion processes) in the transported products.

These agents are no less efficient than improved corrosion resistance steels and have rather good prospects for the fuel and energy sector market.

Companies are also facing other problems in the course of pipeline construction and operation. Thus, the hard-to-reach areas (for example, Far North), not only make the process of hydrocarbon production more complicated, but bring tougher requirements to the quality of pipelines which are laid in the harsh climatic environment, earthquake areas, swampy and water-flooded localities.

Vladimir Oborskiy, CEO of TMK Trade House – What changes have been lately introduced into the requirements to the pipeline quality?

What tasks face the manufacturers at present?

– Operating companies are more and more actively moving to hard-to-reach oiland-gas regions in search for new sources of hydrocarbons. To lay pipelines in the hard Arctic climatic environment, under water and in earthquake areas, in swamps and in hard rock soils, it is necessary to use the products which are characterized by high operational reliability, preventing emergency situations and, respectively, economic and ecological losses.

The demand for extra-strong, corrosion-resistant, and highpressure-resistant pipes is growing, and the requirements to the dimensions, chemical composition of steel and alloys are becoming tougher. Obligatory requirements for many pipelines include pipe coating, both internal and external, a minimal length of the weld seam and larger wall thickness.

– What innovative solutions are used for pipelines to ensure their longer operational life and safety?

– Now, at the Volzhsky Pipe Plant (VTZ), ТМК manufactures longitudinal welded heavy-wall pipes with the diameter from 457 mm to 1,420 mm, wall thickness to 42 mm and strength group up to

26 2 6

#5 May 2013

водов с температурой транспортируемой среды до 80˚. Технические условия распространяются на наружное защитное покрытие соединительных деталей подземной прокладки (отводы, тройники, переходы, днища и т.д.) и монтажных узлов трубопроводов. По-другому дело обстоит с продуктопроводами промыслового и технологического назначения, с помощью которых транспортируется среда с большим количеством механических примесей. При их обустройстве проблема коррозии наиболее эффективно решается превентивно – то есть, за счет применения в производстве конструкций сталей повышенной коррозионной стойкости. Данного условия требует либо изначальная комплектация трубопровода (поставки труб строго определенных марок стали), либо регулярная замена изношенных сегментов трубопровода. Также сейчас получает дополнительное развитие у нефтяников применение так называемых ингибиторов, замедляющих процессы коррозии, в составе транспортируемой среды. Это средство не менее эффективно, чем стали ПКС и для рынка ТЭК в определенной степени перспективно. Существуют также и другие проблемы, с которыми приходится сталкиваться компаниям при строительстве трубопроводов и их дальнейшей эксплуатации. Так, труднодоступные регионы (например, Крайний Север) усложняют не только сам процесс добычи углеводородов, но и ужесточают требования к качеству самих трубопроводов, которые прокладываются в сложных климатических условиях, сейсмоопасных регионах, болотистых и заводненных местностях.

Владимир Оборский, генеральный директор Торгового дома ТМК – Как изменились требования к качеству трубопроводов за последнее время? Какие задачи стоят перед производителями?

– В поисках новых источников углеводородов операторы все активнее продвигаются в труднодоступные нефтегазоносные регионы. Для прокладки трубопроводов в сложных климатических условиях Крайнего Севера, под водой и в сейсмоопасных районах, на болотах и в скальных грунтах необходима продукция, обладающая повышенной эксплуатационной надежностью, не допускающая аварийных ситуаций, и соответственно, экономических и экологических потерь. Возрастает потребность в высокопрочных, коррозионностойких трубах, устойчивых к высокому давлению, ужесточаются требования по геометрическим размерам, химическому составу сталей и сплавов. Обязательным условием по многим объектам трубопроводного транспорта является наличие покрытий труб – внешнего и внутреннего, минимальная длина сварного шва, большая толщина стенки.

– Какие инновационные решения применяются при производстве труб для обеспечения более длительного срока эксплуатации и безопасности?

– В настоящее время ТМК на Волжском трубном заводе (ВТЗ) производит прямошовные толстостенные трубы размером от 457 мм до 1 420 мм, толщиной стенки до 42 мм и группы прочности до Х100, в том числе рассчитанные на давление 15,2 МПа. Трубы сварены дуговой сваркой под флюсом, с внутренним гладкостным и наружным антикоррозионным покрытиями, в том числе с трехслойным полиэтиленовым. ТБД сертифицированы на соответствие стандарту DNV-OS-F101 для подводных трубопроводов, что свидетельствует о высоком качестве выпускаемой ТМК продукции и позволяет компании участвовать в крупнейших проектах по строительству подводных трубопроводов. Кроме того, ВТЗ признан Российским морским регистром судоходства (РМРС) как изготовитель стальных электросварных прямошовных труб для морских подводных трубопроводов. Это подтверждаOil&GasEURASIA

№5 Май 2013

Х100, rated for pressure 15.2 MPa. Pipes are manufactured using submerged arc welding, with internal anti-friction and external anti-corrosion coatings, including three-layer polyethylene one. Large-diameter pipes are certified for compliance with the standard DNV-OS-F101 for underwater pipelines, which proves the high quality of TMK's products and enables the company to participate in the largest projects on underwater pipeline construction. Moreover, the VTZ was recognized by the Russian Maritime Register of Shipping (RMRS) as a manufacturer of steel longitudinally electric-welded pipes for subsea pipelines.

This confirms production compliance with the high safety and ecological compatibility requirements specified for subsea pipeline construction.

TMK is endeavouring to react promptly to the quickly changing requirements to pipe manufacturing and take them into account in our production and research programs. The company is realizing an immense work aimed at upgrading of the current facilities and introduction of new ones, design and start manufacturing of new products.

Thus, last year the VTZ started manufacturing of large-diameter longitudinal welded pipes for subsea pipelines of strength groups Х52 and Х65. The products have been successfully tested by the RMRS and are now used in pipeline construction at the seabed for the Northern Caspian Project of LUKOIL. Longitudinal welded pipes in anti-corrosion version showed good results for transportation of gas containing 6 percent of hydrogen sulfide in the gas pipeline Kumli – Uchkir.

Prospective lines of TMK for development and manufacturing of new products are: longitudinal welded pipes for gas pipeline construction in the regions of the high seismic activity, for sour gas transportation, and also large-diameter pipes as per the specifications of Gazprom for the “South Stream” and the “Power of Siberia”.

Among other problems, which need to be solved in the course of pipeline construction and operation, and which can directly or indirectly cause corrosion destruction, specialists place special emphasis on poor design work. It includes inaccurate calculations of material expenses and power consumption, pipeline technical characteristics, offdesign pipeline depth (either too large, or insufficient for the particular conditions), and territory in the area of the pipeline route (agricultural land, pastures, inhabited areas).

Experts believe that special attention in the course of pipeline designing, monitoring and diagnostics should be paid to underwater pipeline crossings, which involve more ecological risks than subsurface and surface ones.

Kirill Tsallagov, Director of Rimera-Service’s separate subdivision (Izhevsk), Head of chelpipe. avia project: – What are the main problems identified by pipeline monitoring in Russia?

– First, all types of pipeline leakage, both large ones, which can be visible to unaided eye, and also small ones, which could be not noticeable immediately, but potentially result in great ecological damage.

The second problem is illegal tapping of pipelines. In some cases criminals act in a very sophisticated way: tapping is done with the use of thin high-pressure hoses more than 1.5 kilometers long, and buried rather deep. And the third problem is a non-designed depth of the pipeline when it could be squeezed out to the surface, bent or have other defects caused by soil movement.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЧЕСТВО И БЕЗОПАСНОСТЬ ет соответствие производства высоким требованиям безопасности и экологичности, предъявляемым при строительстве подводных трубопроводов. ТМК стремится гибко реагировать на быстро меняющиеся требования к трубной продукции и учитывать их в своих производственных и научно-исследовательских планах. Проводится колоссальная работа по модернизации действующих и введению новых мощностей, разработке и освоению новой продукции. Так, в прошлом году на ВТЗ освоено производство прямошовных труб большого диаметра для морских подводных трубопроводов групп прочности Х52 и Х65. Продукция успешно прошла испытания РМРС и сейчас используется в строительстве трубопроводов по дну моря проекта «Северный Каспий» компании «ЛУКОЙЛ». Хорошо зарекомендовали себя сварные прямошовные трубы в антикоррозионном исполнении для транспортировки газа с 6%-м содержанием сероводорода для газопровода Кумли – Учкир. Среди перспективных направлений ТМК в освоении новой продукции – прямошовные трубы для прокладки газопроводов в районах с высокой сейсмической активностью, для транспортировки «кислого» газа, а также ТБД по техническим требованиям Газпрома для проектов «Южный поток» и «Сила Сибири». Среди других вопросов, которые необходимо решать при строительстве и эксплуатации трубопроводов и которые напрямую или косвенно могут вызвать, помимо всего прочего, коррозионное разрушение, специалисты выделяют прежде всего плохие проекты. Сюда входят и неточные просчеты по материальным расходам и энергозатратам, по техническим показателям трубопровода, непроектная глубина залегания (либо слишком большая, либо недостаточная для объекта в данных условиях), территория в зоне прохождения трубопровода (сельскохозяйственные угодья, пастбища, населенные местности). Особое внимание при проектировании, мониторинге и диагностике, по мнению экспертов, необходимо уделять подводным переходам трубопровода, которые несут с собой еще больше экологических рисков, чем подземные и наземные.

Кирилл Цаллагов, директор обособленного подразделения ООО «РИМЕРА-Сервис» в г. Ижевске, руководитель проекта chelpipe.avia: – Какие основные проблемы выявляет мониторинг трубопроводов в России?

– Во-первых, это все виды утечек из трубопроводов – как крупных, которые видны невооруженным глазом, так и мелких, которые могут быть незаметны сразу, но способны привести к большому экологическому ущербу. Вторая проблема – это несанкционированные врезки в трубопроводы. В отдельных случаях преступники действуют очень изощренно: врезки осуществляются при помощи тонких шлангов высокого давления длиной более 1,5 км и закапываются достаточно глубоко. И третья проблема – это непроектная глубина залегания трубопроводов, когда он может быть выдавлен на поверхность, искривлен или иметь другие дефекты из-за подвижек грунта.

Александр Грачев, генеральный директор ООО «СПТ Груп»: – Какие проблемы выявляет мониторинг трубопроводов в России? Каким образом они решаются?

– Разберемся в причинах, вызывающих осложнения при эксплуатации трубопроводов, а составление региональной статистики по проблемным трубопроводам оставим консалтинговым компаниям.

27

QUALITY AND SAFETY

Alexander Grachev, CEO of SPT Group LLC: – What are the main problems identified by pipeline monitoring in Russia?

– Let’s try to analyze the reasons of problems in the course of pipeline operation, and leave the work on the regional statistics on problem pipelines for consulting companies. Problems of pipeline operation are related not only to the physical-geographical conditions, but also to the composition of the transported products, which can vary significantly within one and the same region. Companies working with one and the same product in similar geographical conditions often have different approaches to pipeline design and operation; consequently, one company will have problems which never occur at the facilities of their neighbors.

Reasons of problems in the course of pipeline operations could be conventionally divided into four groups: physical-geographic, engineering-geological, physical-chemical and field ones.

Physical-geographical location of the pipeline determines the thermal regime of its operation. Thus, low temperatures cause condensate dropout, and formation of ice, hydrates, paraffin and asphaltene. Solid phase can move in the flow, causing higher effective viscosity of the product, or can precipitate on the inner surface of the pipe reducing its cross-section. In the southern areas there are fewer problems with paraffin, but the corrosion intensity is higher. Particular attention should be paid to the field and interfiled pipelines laid in the hill and mountainous localities, where relief-related blocks can occur.

Problems of protection against ice and lithodynamic load in the transitional zones are added for the offshore pipelines.

Soil status affects the stability of the structure. Underestimation of the engineering and geological features results in deformations and potential ruptures. Floating-up of the buried pipelines can be particularly dangerous.

Product composition is one of the most important factors determining various pipeline operational problems. When non-treated products are transported, which is typical for infield and interfiled pipelines, in addition to reduction of transport properties and pipe plugging with paraffin and hydrates, plug flows can occur, accompanied by vibration and equipment shutoff. This results in the wear of the linear section and pump and compressor equipment. Water accumulation combined with the increased acidity of the product causes internal corrosion. Scaling is also a serious problem.

Problems related to the reservoir properties, for example, sand production, high temperatures and extremely high pressures also require special approaches.

In Russia, virtually all well-known methods for solving pipeline transport problems are used: Problems related to temperature differences are solved with the help of insulation, burial and forced heating; Product transport properties are improved with the help of inhibitors and additive agents; To reduce corrosion, special coatings and cathodic protection are used; Pipeline pigs are also used.

A characteristic feature of many domestic oil and gas companies is that when estimating possible problems of pipeline operation, the Russian specialists base upon their own experience, and if this experi-

28 2 8

#5 May 2013

Сложности эксплуатации трубопроводов связаны не только с физикогеографическими условиями, но и с составом транспортируемой продукции, которая может существенно различаться в пределах одного региона. Даже у предприятий, работающих с одной и той же продукцией в одинаковых географических условиях, часто бывают разные подходы к проектированию и эксплуатации трубопроводов, вследствие чего одно предприятие будет испытывать трудности, которых не будет у его соседей. Причины, осложняющие эксплуатацию трубопроводов можно условно разделить на четыре группы: физико-географические, инженерно-геологические, физико-химические и промысловые. Физико-географическое положение трубопровода обуславливает температурный режим его эксплуатации. Так, низкие температуры вызывают выпадение конденсата, образование льда, гидратов, парафинов и асфальтенов. Твердая фаза может перемещаться в потоке, повышая эффективную вязкость продукции, или откладываться на внутренней поверхности трубы перекрывая ее сечение. В южных районах меньше проблем с парафинами, однако, выше интенсивность коррозии. Отдельное внимание следует уделить промысловым и межпромысловым трубопроводам, проходящим в холмистой и горной местности, где возникают рельефные пробки. Для морских трубопроводов добавляются проблемы защиты от ледовой и литодинамической нагрузки в переходных зонах. Состояние почвы влияет на стабильность конструкции. Недоучет инженерно-геологических особенностей приводит к деформациям и опасности разрыва. Особенно опасна ситуация «всплытия» заглубленных трубопроводов. Состав продукции – один из основных факторов обуславливающих те или иные проблемы при эксплуатации. При транспорте неподготовленной продукции, характерном для внутрипромысловых и межпромысловых трубопроводов, помимо снижения транспортных свойств и блокировки трубы парафинами и гидратами, возникают пробковые режимы, сопровождающиеся вибрацией и отключением оборудования. Это ведет к износу линейной части и насосно-компрессорного оборудования. Накопление воды в сочетании с повышенной кислотностью продукции вызывает внутреннюю коррозию. Солеотложение тоже является существенной проблемой. Осложнения, связанные со свойствами коллектора, например, вынос песка, высокие температуры и сверхвысокие давления также требуют специального подхода. В России применяются практически все известные в мире методы решения проблем трубопроводного транспорта. Сложности, связанные с перепадами температур решают при помощи изоляции, заглубления и искусственного подогрева; транспортные свойства продукции улучшают при помощи ингибиторов и присадок; применяют специальные покрытия и электрохимическую защиту для снижения коррозии; используют очистные и диагностические поршни. Особенность многих отечественных нефтегазовых компаний заключается в том, что при оценке возможных осложнений эксплуатации трубопроводов, российские специалисты опираются на свой личный опыт, а когда его недостаточно, применяют метод проб и ошибок. Зарубежные компании делают ставку на динамическое компьютерное моделирование, позволяющее заранее предсказать основные осложнения при эксплуатации трубопроводов. Современные программные комплексы объединяют в своем коде опыт работы тысяч различных трубопроводов во всевозможных физико-географических условиях и для сотен видов компонентного состава продукции. По свидетельству ведущих нефтегазодобывающих компаний, создание динамической модели трубы и расчет различных режимов на этапе проектирования, заметно снижает затраты на строительство за счет оптимизации диаметра и толщины трубы, подбора оборудования и других параметров. А моделирование переходных процессов помогает снизить эксплуатационные затраты, уменьшая энергозатраты, износ оборудования и время незапланированного простоя.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

ence is insufficient, they apply a trialand-error method. Foreign companies count on the dynamic computerized simulation, which enables them to predict main potential problems of pipeline operation. Modern software packages integrate the experience of operation of thousands of various pipelines under all possible physical and geographical conditions for hundreds of types of product composition.

According to the leading oiland-gas producing companies, development of a pipe dynamic model and calculation of various regimes at the design stage significantly reduces construction costs by means of optimization of the pipe diameter and wall thickness, proper selection of equipment and other parameters. Simulation of transitional processes facilitates operating costs cut by reduction of energy consumption, equipment wear and unplanned downtime.

At present, pipeline monitoring is performed with the help of unmanned aircrafts, infrared imagers (performing photography and thermal imaging), internal robots for pig-assisted pipe inspection (especially efficient for underwater sections), multi-beam echo sounders (forming an object’s image in the water body), a number of information systems, which form a pipeline database, which enables monitoring of the technical status of the object, including on-line monitoring.

Kirill Tsallagov, Director of Rimera-Service’s separate subdivision (Izhevsk), Head of chelpipe. avia project: – What devices and systems are used for pipeline monitoring and safety assurance in various regions?

– Use of unmanned aircrafts (UA) is the most promising monitoring technology at present. These aircrafts are equipped with service load instrumentation. It includes, first of all, a high-resolution camera (24 megapixels) and a video camera which makes it possible to see in the real-time mode objects located in the UA flight zone. But our main “weapon” and instrument for detection of problem areas is a highsensitivity infrared imager. Combination of photography and thermal imaging enables us to increase the coefficient of detection of problem areas in pipelines virtually to 100 percent, and also to record any unauthorized entry to the infrastructure objects.

In addition, we are creating a permanent database on the pipelines, which will enable us to track the dynamics of their technical status. This work includes, in particular, digitization and vectorization of the disturbed land boundaries. Therefore, now the customer – an oil company can independently perform ecological monitoring of the territory under control.

Rimera-Service is actively using all these means of pipeline monitoring and safety assurance In West Siberia. At present, the Volga region is also coming to understanding that aeromonitoring using unmanned aircrafts will save them money.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

КАЧЕСТВО И БЕЗОПАСНОСТЬ

PHOTO: ITAR-TASS / ФОТО: ИТАР-ТАСС

Мониторинг трубопроводов на сегодняшний день осуществляется при помощи беспилотных летательных аппаратов, тепловизоров, осуществляющих фото- и тепловизионную съемку, внутритрубных роботов, которые помогают провести внутритрубную дефектоскопию (особенно эффективны для подводных участков), многолучевые эхолоты (формируют изображение объекта в водоеме), ряда информационных систем, которые создают базу данных о трубопроводе, которая позволяет следить за техническим состоянием объекта, в том числе, в режиме «он-лайн».

Кирилл Цаллагов, директор обособленного подразделения ООО «РИМЕРА-Сервис» в г. Ижевске, руководитель проекта chelpipe.avia: – Какие средства и системы применяются для мониторинга и обеспечения безопасности трубопроводов? По регионам?

– Самой перспективной технологией мониторинга в настоящее время является использование беспилотных летательных аппаратов (БПЛА). БПЛА оснащаются аппаратурой полезной нагрузки. Она включает, во-первых, фотоаппарат высокого разрешения (24 мегапикселей) и видеокамеру, которая позволяет в режиме реального времени видеть объекты, находящиеся в зоне пролета БПЛА. Но главное наше «оружие» и инструмент в поиске проблемных мест – тепловизор высокой чувствительности. Совмещение фото- и тепловизионной съемки позволяет нам повысить коэффициент обнаружения проблемных участков трубопроводов практически до 100%, а также фиксировать любой несанкционированный доступ к объектам инфраструктуры. Кроме того, мы создаем постоянно действующую базу данных о трубопроводах, которая позволяет отследить динамику их технического состояния. Эта работа включает, в частности, оцифровку и векторизацию границ нарушенных земель. Таким образом, сегодня заказчик в лице нефтяной компании может самостоятельно проводить экологический мониторинг подконтрольной территории. Все эти средства мониторинга и обеспечения безопасности трубопроводов «Римера-Сервис» активно использует в Западной Сибири. Сейчас и поволжский регион приходит к тому, что аэромониторинг с помощью БПЛА экономит деньги.

29

PIPELINES / ТРУБОПРОВОДЫ

CONSTRUCTION AND OPERATION

Aspects of Construction and Operation of Main Condensate Pipelines Under Complicated Natural and Climatic Environment

Особенности строительства и эксплуатации магистральных конденсатопроводов в сложных природно-климатических условиях O. Bosyuk

О.С. Босюк

The article discusses the prospects of condensate transportation by main pipelines. Certain details of selection of pipeline laying in the complicated climatic environment are given. The main advantages and shortcomings of pipeline construction methods in the Arctic regions are indicated. The article discusses characteristic aspects of condensate pipeline operation in the complicated environmental conditions, according to the method of pipeline laying.

T

В статье рассмотрены перспективы развития магистрального транспорта конденсата. Приведены некоторые особенности выбора способов прокладки трубопроводов в сложных природно-климатических условиях. Указаны основные преимущества и недостатки применяемых в условиях Крайнего Севера способов сооружения трубопроводов. Рассмотрена специфика эксплуатации конденсатопроводов в сложных природноклиматических условиях в зависимости от способа прокладки трубопровода.

нергетическая стратегия России на период до 2020 года [3] основной упор делает на развитие сырьевых баз Восточной Сибири и Крайнего Севера. На открытых 210 месторождениях в данном регионе сосредоточено 72% текущих разведанных запасов газа, 61% газового конденсата и 15% нефти России. Начальные суммарные ресурсы природного газа оцениваются в 93 трлн м3, из которых на сегодняшний день добыто чуть менее 11 трлн м3. Помимо запасов газа район располагает значительным потенциалом по нефти и конденсату, начальные суммарные ресурсы которых предварительно оцениваются, соответственно, в 11 и 5 млрд тонн. На территории Ямало-Ненецкого автономного округа вполне реально увеличить в пять-шесть раз добычу конденсата и довести суммарную добычу жидких углеводородов до 100 млн тонн в год. Это огромный стратегический ресурс нашего государства, который может выполнить роль генератора экономического ускорения, масштабного инвестиционного источника,

he energy strategy of Russia for the period till 2020 [3] places special emphasis on development of the mineral resources of Eastern Siberia and the Far North.

210 fields discovered in this region contain 72 percent of the remaining proven reserves of gas, 61 percent of gas condensate and 15 percent of oil in Russia. Initial total resources of natural gas are estimated in the amount of 93 trillion cubic meters (tcm), a little less than 11 tcm of which have been recovered by now. In addition to the gas reserves, the region has significant oil and gas condensate potential, with the initial total resources preliminarily estimated in the amount of respectively 11 and 5 billion tons.

Э

Oleg Bosyuk is a post-graduate student, head of Support Examination of Project Documentation Department at Gazprom Invest Yug. He is also a senior lecturer at the Department of Petroleum Product and Supply at Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Босюк Олег Сергеевич – аспирант, начальник отд. «Управление предпроектных работ и экспертизы проектов» ЗАО «Газпром инвест Юг», старший преп. каф. «Нефтепродуктообеспечение и газоснабжение» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

30

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

ment of new routes for transportation of natural raw materials. ● Выход на неосвоенные районы добычи потребует создания новых маршрутов транспортировки природного сырья.

It is realistic to increase condensate production on the territory of the Yamal-Nenets Autonomous District by five to six times and reach 100 million tons of total production of liquid hydrocarbons per year.

This is a huge strategic resource of our state, which could act as an economic acceleration driving force, large-scale investment source, and an effective tool in diversification of the economy, significant increase of production of the gross national product and solution of the urgent problems of social development of the country. Comprehensive realization of the program for steady increase of hydrocarbon production on the Far North territory of West Siberia provides our country with good opportunities for export of energy resources.

Increasing production of condensate and other types of energy resources can provide a powerful impetus for restoration and development of the Northern Sea Route, waterways and other transportation lines of Siberia, which, in its turn will ensure a stable entry to the Asian-Pacific energy market.

From the point of view of the energy resources production in the mid-term and long-term perspective, the Yamal peninsula plays a significant role, as there, on a relatively small territory, huge hydrocarbon reserves are concentrated in 26 discovered fields.

Access to undeveloped production areas will require arrangement of new routes for transportation of natural raw materials.

Permafrost environment and low negative temperatures form peculiar conditions complicating construction and operation of condensate pipelines.

In respect of pipeline construction, the main issue regarding which it is necessary to make a decision is whether to lay a pipeline according to principle I – with preservation of the natural permafrost conditions, or according to principle II – with disturbance of these conditions. Selection of a construction principle always predetermines pipeline design solutions: above-ground pipelining is proposed in the first case, and in the second case surface or subsurface pipelining. To select the principle of construction, it is necessary to do technical-andeconomical comparison of the gas pipeline laying options [1].

By the present time, vast experience has been gained in construction and operation of gas pipelines in the Far North areas, which makes it possible to evaluate possibilities of pipeline laying under various permafrost conditions and schedules of gas supply and transportation.

In the permafrost environment, all three methods of pipeline laying are applied: subsurface (underwater), surface and above-ground [2].

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: STROYTRANSGAZ / ФОТО: СТРОЙГРАНСГАЗ

● Access to undeveloped production areas will require arrange-

эффективного инструмента в диверсификации экономики, значительном увеличении производства валового национального продукта, решении насущных проблем социального развития страны. Комплексное осуществление программы последовательного увеличения добычи углеводородного сырья на территории Крайнего Севера Западной Сибири дает нашей стране хорошие возможности для расширения экспорта энергетических ресурсов. Позитивная динамика добычи конденсата и других видов энергетического сырья может дать мощный импульс к возрождению и развитию Северного морского пути, водных артерий и других транспортных коммуникаций Сибири, что, в свою очередь, обеспечит уверенный выход на АзиатскоТихоокеанский энергетический рынок. С позиций увеличения добычи энергетических ресурсов в средне- и долгосрочной перспективе значимое место, несомненно, занимает полуостров Ямал, где на относительно небольшой территории локализованы огромные запасы углеводородного сырья на открытых 26 месторождениях. Выход на неосвоенные районы добычи потребует создания новых маршрутов транспортировки природного сырья. Условия вечной мерзлоты, высокие отрицательные температуры создают особые условия, осложняющие строительство и эксплуатацию конденсатопроводов. С точки зрения строительства основным вопросом, по которому необходимо принимать решение при проектировании, является сооружение газопровода по принципу I – с сохранением естественных условий многолетнемерзлых грунтов или по принципу II – с нарушением этих условий. Выбор принципа строительства всегда определяет и конструктивные решения газопровода: в первом случае предполагается надземная прокладка, во втором – наземная или подземная. При выборе принципа строительства необходимо технико-экономическое сравнение вариантов способов прокладки газопровода [1]. В настоящее время накоплен большой опыт строительства и эксплуатации газопроводов в условиях Крайнего Севера, который позволяет оценить возможности использования прокладки газопровода в различных по сложности геокриологических условиях и технологического режима подачи и транспортировки газа. В условиях распространения многолетнемерзлых грунтов применяются все три способа прокладки трубопроводов: подземный (подводный), наземный и надземный [2]. Способ прокладки выбирается с учетом температуры транспортируемого продукта, типа местности и геокриологических условий участка трассы. Подземная прокладка применяется на холодных, теплых и горячих участках трубопроводов. Трубопровод укладывается в заранее подготовленную траншею, ширина которой по низу составляет в среднем 1,5 диаметра трубы, а заглубление верха трубы составляет 0,8-1,0 м. Дно траншеи обычно выравнивают песчаным слоем толщиной 5-7 см. Так как при подземной прокладке вокруг трубопровода создается зона ослабленного грунта, в который коэффициент фильтрации и размываемости значительно выше окружающего грунта, то даже при незначительных уклонах местности создаются хорошие условия для дренажа грунтовых вод. Для предупреждения развития эрозионных процессов поперек траншеи устраиваются противофильтрационные и противоэрозионные перемычки из нефильтрующих материалов (глинобетон, смесь грунта с синтетическими смолами, обработка грунта полимерами и т.д.).

31

CONSTRUCTION AND OPERATION The pipeline laying method is selected taking into account the transported product temperature, type of locality and permafrost environment of the pipeline route.

Subsurface pipeline laying is used for cold, warm and hot sections of pipelines. The pipeline is laid into the preliminary prepared trench, the width of which at the bottom is on average 1.5 pipe diameters, and the pipe top burial depth is 0.8-1.0 meters. The trench bottom is usually leveled with a sand layer 5-7 centimeters thick.

As application of the subsurface method results in formation of a loose ground zone around the pipeline, in which the filtration and erosional factors are significantly higher compared to that of the surrounding ground, even at insignificant surface slopes good conditions for underground water drainage are formed. To prevent development of erosion processes, water-tight and erosion protection jumpers are arranged across the trench, these jumpers made of non-filtering materials (clay concrete, ground mixture with synthetic resins, ground treatment by polymers, etc.).

Cold pipeline sections laid in thawed, potentially heaving soil, and also warm sections laid in frozen soil with plenty of ice, are usually equipped with heat protection shields or seasonal cooling devices (SCD). Heat protection shields can be flat or have a cylindrical shape. Flat heat protection shields are assembled on the trench bottom, and in some cases – on its sides. Cylindrical shields are assembled directly over the pipe in the form of a shell.

Application of heat insulation helps to slow down the process of freezing of the thawed soil in cold sections and thawing of the frozen soil in warm sections, but does not prevent these processes.

Reinforced heat insulation in the course of long-term pipeline operation does not provide the desired effect, but complicates the technical solutions and increases the pipeline construction cost.

Therefore, application of heat insulation is usually combined with other actions: controlled cooling or heating of the product, installation of warm or cold heat tracers, application of SCD, etc.

To prevent pipeline buoyancy in water-flooded and water-logged route sections, and also in dry areas, where soil weight is insufficient to hold the pipeline, the pipeline is ballasted by special weights, weighting coating of the pipe or by installation of anchors, including frozen-in ones.

Subsurface pipeline laying is most popular in the Far North regions. Its advantages include the following: ● Pipeline reliability at external shock actions; ● Thermal stability of the pipeline environment and, therefore, reduction of costs related to its control; ● Pipeline constructability.

Its disadvantages include a large volume of earthwork, complexity of repair, necessity of special actions to ensure the pipe stability and expenses on environmental safety.

Surface pipeline laying is applied usually under the same conditions as subsurface laying with the aim of reduction of the volume of earthwork and size of zone of weakness consisting of disturbed structure soil, reduction of thermal impact on foundation soil, and also – for crossing over heavily waterflooded areas and swamps.

Surface pipeline consists, as a rule, of straight surface sections and slightly bent above-ground compensation sections.

Straight surface sections are laid directly on vegetation cover, sand fill, plank road (in swamps), insulation covering and mats. Close to the above-ground compensation section, the pipe is laid on low supports made of raft or pile foundations.

In actual practice, the following methods are applied: open surface pipe laying on the surface of soil, on groundsills, ties, rafts and semi-buried surface laying in the dam and berm.

32

#5 May 2013

Холодные участки трубопроводов, прокладываемые в талых пучинистоопасных грунтах, также теплые участки, прокладываемые в мерзлых сильнольдистых грунтах, обычно оборудуются теплоизоляционными экранами или сезоннодействующими охлаждающими устройствами (СОУ). Теплоизоляционные экраны могут быть плоскими или иметь цилиндрическую форму. Плоские теплоизоляционные экраны монтируются на дне траншеи, а в некоторых случаях и на ее бортах. Цилиндрические экраны монтируются непосредственно на трубу в виде «скорлупы». Применение теплоизоляции приводит к замедлению процессов промерзания талых грунтов на холодных участках и оттаиванию мерзлых грунтов на теплых участках, но не предотвращает их. Увеличение теплоизоляции при долговременной эксплуатации трубопровода не дает желаемых результатов, но усложняет технические решения и удорожает стоимость прокладки трубопровода. Поэтому применение теплоизоляции обычно сочетают с другими мероприятиями: регулируемым охлаждением или подогревом продукта, прокладкой теплых или холодных спутников, применением СОУ и т.д. Для предотвращения всплытия трубопроводов на обводненных и заболоченных участках трасс, а также на сухих участках, где вес грунта недостаточен для защемления трубопровода, производится его балластировка специальными грузами, утяжеляющим покрытием трубы или установление анкеров, в том числе и вмораживаемых. Подземная прокладка трубопроводов имеет наиболее широкое распространение в условиях Крайнего Севера. К преимуществам подземной прокладки следует отнести: ● надежность трубопровода при внешних ударных воздействиях; ● стабильность температурного режима среды, окружающей трубопровод и, следовательно уменьшение затрат на его вынужденное изменение; ● технологичность строительства. К недостаткам относится большой объем земляных работ, сложность ремонта, необходимость применения специальных мероприятий по обеспечению устойчивости трубы и материальные затраты на обеспечение безопасности окружающей среды. Наземная прокладка трубопроводов применяется обычно в тех же условиях, что и подземная прокладка с целью уменьшения объема земляных работ и размеров ослабленной зоны из грунта нарушенной структуры, уменьшения теплового воздействия на грунты оснований, а также используются при пересечении сильно обводненных участков и болот. Наземный трубопровод состоит, как правило, из наземных прямолинейных участков и надземных слабозагнутых компенсационных участков. Наземные прямолинейные участки укладываются непосредственно на растительный покров, либо на подсыпку из песчаных грунтов, либо на лежневую подстилку (на болотах), изоляционные ковры и маты. На подходах к надземному компенсационному участку труба укладывается на невысокие опоры из плитных или свайных фундаментов. На практике применяются открытая наземная прокладка на поверхности грунта, на лежнях, шпалах, плитах и наземная полузаглубленная прокладка в насыпи и обваловке. Открытая наземная прокладка используется, в основном, при относительно спокойном равнинном рельефе, наземная прокладка в насыпи и обваловке — в условиях пересечения рельефа или повышенной обводненности поверхности. Наземный способ применяется на горячих, теплых и холодных участках трубопровода. При этом холодные участки трубопроводов, пересекающие талые грунты, и теплые, пересекающие мерзлые, теплоизолируются, либо применяются Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Open surface pipe laying is used mostly in the case of relatively even plain terrain, surface laying in the dam and berm – in case of rugged topography or heavily water-flooded surface.

The surface method is used for hot, warm and cold pipeline sections. Cold pipeline sections crossing thawed soils, and warm sections crossing frozen soils, are thermally insulated, or thermally stabilizing devices can be used. The surface method can be used for hot pipeline sections only in the presence of low ice frozen soils.

Advantages of the surface pipeline laying compared to the subsurface method are: ● No earth excavation; ● No need to use anchoring systems and pipe ballasting; ● Less problems in pipeline monitoring and repair.

Disadvantages of this method include: ● Lower reliability at external shock actions; ● Large volumes of imported soil.

Above-ground pipeline laying is applied mainly in the areas of frozen soils with plenty of ice, subsurface ice, active freeze-thaw processes, and also in the areas with rugged topography, in the presence of a large amount of streams, ravines, artificial obstacles, etc.

When the above-ground method is used, the pipeline is laid on separate supports or racks. The pipeline height above the ground depends on the topography, permafrost conditions of the location, and impact of the pipeline on frozen soil, but should be not less than 0.5 meters. Supports consist of supporting structure (girders, frames, slabs), which ensures travel and support of the pipeline and foundation. Support foundations can be both surface (concrete slabs, timber cribs, cages, reinforced concrete boxes, etc.), and subsurface, built of piles.

Surface foundations are usually used for low supports, and pile foundations for high supports and racks.

Advantages of the above-ground method over the subsurface and surface methods are as follows: ● Pipeline thermal effect on the permafrost soil is completely excluded; ● Natural surface and underground water run-off is preserved; ● Ecological safety of the natural environment is ensured; ● No excavation; ● Easier monitoring in the course of pipeline operation.

However, above-ground pipeline laying has not become a wide-spread method in Russia. The main reason for that is complexity of construction-and-assembly operations which require high professional skills of construction workers and special accuracy of construction. In addition, the aboveground method requires an extra amount of metal and use of pipes made of high quality cold-resistant steel and reinforced concrete supports with high frost resistance. All this results in a significant increase of the cost of the above-ground method of pipeline construction. Furthermore, the structures are rather susceptible to external shock actions.

термоохлаждающие устройства. Применение наземной прокладки на горячих участках трубопровода допускается только при наличии малольдистых мерзлых грунтов. Преимущества наземной прокладки перед подземной, заключаются в следующем: ● отсутствие экскавации грунта; ● нет необходимости в применении анкерных устройств и балластировки трубы; ● меньшие затруднения при наблюдении и ремонте. К недостаткам этого способа прокладки относятся: ● меньшая надежность при внешних ударных воздействиях; ● большие объемы привозного грунта. Надземная прокладка трубопровода применяется, главным образом, на участках развития сильнольдистых мерзлых грунтов, подземных льдов, активного проявления криогенных процессов, а также на участках с пересеченным рельефом при наличии большого количества водотоков, оврагов, искусственных препятствий и т.д. При надземной прокладке трубопровод укладывается на отдельно стоящие опоры или эстакаду. Высота прокладки надземного трубопровода над поверхностью земли зависит от рельефа, геокриологических условий местности, теплового воздействия трубопровода на мерзлые грунты, но составляет не менее 0,5 м. Опоры состоят из опорной конструкции (ригеля, рам, плит), обеспечивающей перемещение и опирание трубопровода и фундамента. Фундаменты опор могут быть как поверхностными (бетонные плиты, деревянные ряжи, клети, железобетонные короба и т.д.), так и заглубленные в виде свай. Поверхностные фундаменты применяются обычно для низких опор, свайные — для высоких опор и эстакад. Преимущества надземной прокладки по сравнению с подземной и наземной следующие: ● полностью исключается тепловое воздействие трубопровода на многолетнемерзлые грунты; ● сохраняется естественный сток поверхностных и грунтовых вод; ● обеспечивается экологическая безопасность природной среды; ● не производится разработка мерзлого грунта; ● упрощается контроль в процессе эксплуатации трубопровода. Тем не менее, надземная прокладка в России не получила широкого распространения. Основная причина этого заключается в сложности строительно-монтажных работ, требующих от строителей высокой квалификации, профессиональных навыков и особой точности выполнения работ. Кроме того, надземная прокладка требует дополнительных металловложений и применения труб из высококачественных хладостойких сталей, железобетонных опор с высокой морозостойкостью. Все это приводит к существенному удорожанию надземного способа прокладки трубопровода. Существенна также уязвимость конструкций при внешних ударных воздействиях.

References

Литература

1. O.S. Bosyuk. Study of Operating Regimes of Condensate Pipelines Under the Complicated Climatic and Natural Conditions: Master’s Thesis. M., 2007.

2. Main Technical Solutions as Pertaining to the Methods of Laying and Operational Conditions of Gas Pipelines in the Northern Areas. M., 1976. 47 p.

3. Russia’s Energy Strategy for the Period Until 2020.

1. Босюк О.С. Исследование режимов работы конденсатопроводов в сложных природно-климатических условиях: магистерская диссертация. М., 2007.

2. Основные технические решения по способам прокладки и режимам эксплуатации газопроводов в условиях Севера. М., 1976. 47 с.

3. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года.

This article was published originally in the March, 2013 issue of “Oil, Gas and Business”, a research and information magazine. The article is reprinted here with permission of the “Oil, Gas and Business” Editorial Board.

Статья была впервые опубликована в мартовском номере информационно-аналитического независимого журнала «Нефть, газ и бизнес» за 2013 год. Материал перепечатан с разрешения редакции журнала «Нефть, газ и бизнес».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

MARKETS

New Standard of Measuring Diversification and Security in Energy Markets Новый подход к индексному анализу диверсификации рынков и энергетической безопасности (Part 2)

(Часть 2)

Iliyan Petrov

Илиян Петров

n the first section of the article we made a presentation of new Balanced Diversification Index (BDI) and Transitive Optimal Market Equilibrium Model (TOMEM) in comparative analysis with traditional Shannon-Wiener Index (SWI) and Hirshman-Herfindahl Index (HHI). As SWI and HHI are called usually “diversification index” we also defined our BDI as diversification index. Actually, all three indexes measure directly concentration as it increases with a decrease in number of players and an increase of their market shares (relative weights of events). Accordingly, it would be better to call further our index Balanced Concentration Index (BCI), as an increase of its value from “zero” to “one” reflects directly an increase оf concentration (indirectly decrease of diversification). A major advantage of BCI is its scale – to brought to a percentage level it is simply multiplied by 100 and not by 10,000 as for SWI and HHI. The main advantages of BCI are displayed in Fig. 3, comparing normal and logarithmic plots (BCI, SWI,HHI) and histograms of statistical distributions (BCI and HHI).

To measure evolution and structure of markets it is also necessary to review assessment scale mentioned in part 1 of this article for HHI adding corresponding values for new BCI, proving the advantages of the logistical nonlinearity of basic sigmoidal logarithmic function: ● Limited market power of three major players ( summed weights of three major events) CR3<45 percent in a non-concentrated market with more than 10 players and overall market BCI<21,5 percent (HHI<1,000); ● Moderate market power of three major players (summed weights of three major events) 45 percent<CR3<70 percent in a moderately concentrated/ diversified market with more than five players and overall market 21,5 percent<BCI<35,9 percent (1,000<HHI<2,000);

первой части статьи представлены разработанные автором Сбалансированный индекс диверсификации (СИД), Модель транзитивно-оптимальных равновесий рынка (МТОРР) и их сравнительный анализ с традиционными индексами Шеннона-Винера (ИШВ) и ХиршманаХерфиндаля (ИХХ). Так как ИШВ и ИХХ обычно называются индексами диверсификации, то и мы условно назвали наш индекс СИД. В действительности все три индекса напрямую измеряют концентрацию, которая увеличивается с уменьшением количества игроков (явлений) и увеличением их долей на рынке (относительных весов в совокупности). В этом смысле более точно было бы определить и наш индекс как Сбалансированный индекс концетрации (СИК). Увеличение значения СИК от нуля к единице отражает в прямом смысле увеличение концентрации(и косвенно уменьшение диверсификации) и наоборот. Для прямого измерения диверсификации возможно построить и обратную формулу, но здесь в этом нет необходимости. Большое преимущество СИК состоит в его размерности – для получение процентного формата его необходимо умножить просто на 100, а не на 10 000 как это для ИХХ и ИШВ. Основные преимущества СИК показаны в рис. 3 на основе сравнения графиков функций в нормальном и двойном логарифмическом формате (СИК, ИШВ и ИХХ) и гистограмм статистического распределения (СИК и ИХХ). Для оценки состояния и структуры рынка необходимо пересмотреть шкалу градаций, представленную в первой части для ИХХ, с отражением соответствующих значений СИК, доказывающих преимущества логистической нелинейности его сигмоидальной базовой функции: ● Ограниченная рыночная сила трех ведущих игроков (вес трех самых крупных явлений) CR3<45% на неконцентрированном рынке с общим количеством игроков (явлений) больше 10 и СИК<21,5% (ИХХ<1 000);

I

34

В

Oil&GasEURASIA

â&#x201E;&#x2013;5 Đ&#x153;Đ°Đš 2013

Đ ĐŤĐ?Đ&#x161;Đ&#x2DC;

â&#x2014;?

Important market power of three major players (summed weights of three major events) CR3>70 percent with mediocre competition in a concentrated market with one to five players and overall market BCI>35,9 percent (HHI>2,000); In all intervals BCI better reflects non-linear trends of synergy relations when increasing the number players or events.

BĐĄI and TOMEM Application: Macro- and Micro-levels of Analysis The area of potential application of the new approach with BĐĄI and TOMEM is very wide, and was successfully realized on the basis of large data sets for evaluating diversification of energy mixes at world, regional and national levels, supply diversification from the viewpoint of importers (EU) and exporters (Russia), diversification of the routes of gas supply of particular countries and companies, diversification of reserves, etc..

This article displays the results of measuring diversification of energy mixes on the basis of a new authorâ&#x20AC;&#x2122;s approach BĐĄI-TOMEM at the world level and in EU, the largest developed countries, countries producing and exporting oil and gas, and transit countries.

Diversification of energy mixes of the EU countries was measured with two methods (BĐĄI/TOMEM and HHI).

Comparison of the results shown in Fig. 3 and Fig. 4 proves advantages of BĐĄI method. The HHI results have very dense distribution and are rather far from the adequate market concentrations levels. They do not reflect the real situation and risks for countries with non-diversified energy mixes, depending significantly on one source of energy (most

â&#x2014;? УПоŃ&#x20AC;оннаŃ? Ń&#x20AC;Ń&#x2039;нОŃ&#x2021;наŃ? Ń Đ¸ĐťĐ° Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2026; водŃ&#x192;Ń&#x2030;иŃ&#x2026; игŃ&#x20AC;ОкОв 45%<CR3<70% на Ń&#x192;ПоŃ&#x20AC;оннО кОнŃ&#x2020;ĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;иŃ&#x20AC;ОваннОП Ń&#x20AC;Ń&#x2039;нко Ń ĐžĐąŃ&#x2030;иП кОНиŃ&#x2021;ĐľŃ Ń&#x201A;вОП игŃ&#x20AC;ОкОв (Ń?вНониК) йОНŃ&#x152;Ń&#x2C6;Đľ 5 и 21,5%<ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161;<35,9% (1 000<Đ&#x2DC;ĐĽĐĽ<2 000). â&#x2014;? Đ&#x2014;наŃ&#x2021;иПаŃ? Ń&#x20AC;Ń&#x2039;нОŃ&#x2021;наŃ? Ń Đ¸ĐťĐ° Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľŃ&#x2026; водŃ&#x192;Ń&#x2030;иŃ&#x2026; игŃ&#x20AC;ОкОв ĐżŃ&#x20AC;и CR3>70% в Ń ĐťĐ°ĐąĐžĐš кОнкŃ&#x192;Ń&#x20AC;онŃ&#x201A;нОК Ń Ń&#x20AC;одо кОнŃ&#x2020;онŃ&#x201A;Ń&#x20AC;иŃ&#x20AC;ОваннОгО Ń&#x20AC;Ń&#x2039;нка Ń ĐžĐąŃ&#x2030;иП кОНиŃ&#x2021;ĐľŃ Ń&#x201A;ОП игŃ&#x20AC;ОкОв ĐžŃ&#x201A; 1 Đ´Đž 5 и ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161;>35,9% (Đ&#x2DC;ĐĽĐĽ>2 000). Đ&#x201D;ĐťŃ? Đ˛Ń ĐľĐłĐž инŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;ваНа ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161; йОНоо Ń&#x192;Đ´Đ°Ń&#x2021;нО ĐžŃ&#x201A;Ń&#x20AC;аМаоŃ&#x201A; ноНиноКнŃ&#x2039;Đľ Ń Đ¸Đ˝ĐľŃ&#x20AC;гоŃ&#x201A;иŃ&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ Đ˛ĐˇĐ°Đ¸ĐźĐžĐˇĐ°Đ˛Đ¸Ń Đ¸ĐźĐžŃ Ń&#x201A;и ĐżŃ&#x20AC;и Ń&#x192;воНиŃ&#x2021;онии Ń Ń&#x201A;опоноК Ń Đ˛ĐžĐąĐžĐ´Ń&#x2039; Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;оПŃ&#x2039; (кОНиŃ&#x2021;ĐľŃ Ń&#x201A;вО игŃ&#x20AC;ОкОв, Ń&#x2021;Đ¸Ń ĐťĐž Ń?вНониК).

Đ&#x;Ń&#x20AC;иНОМониио ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x201D; и Đ&#x153;ТĐ&#x17E;Đ Đ : ПакŃ&#x20AC;Đž- и ПикŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x192;Ń&#x20AC;Овни анаНиСа Đ&#x;ОНо пОŃ&#x201A;онŃ&#x2020;иаНŃ&#x152;нОгО ĐżŃ&#x20AC;иНОМониŃ? нОвОгО пОдŃ&#x2026;Ода Ń ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161; и Đ&#x153;ТĐ&#x17E;Đ Đ ĐžŃ&#x2021;онŃ&#x152; Ń&#x20AC;аСнООйŃ&#x20AC;аСнО, и Он ĐąŃ&#x2039;Đť Ń&#x192;Ń ĐżĐľŃ&#x2C6;нО ĐżŃ&#x20AC;иПонон на ĐžŃ Đ˝ĐžĐ˛Đľ Ń&#x2C6;иŃ&#x20AC;ОкиŃ&#x2026; ĐźĐ°Ń Ń Đ¸Đ˛ĐžĐ˛ даннŃ&#x2039;Ń&#x2026; Đ´ĐťŃ? ĐžŃ&#x2020;онки дивоŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201E;икаŃ&#x2020;ии Ń?ноŃ&#x20AC;гоŃ&#x201A;иŃ&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Ń&#x2026; ĐąĐ°ĐťĐ°Đ˝Ń ĐžĐ˛ на ПиŃ&#x20AC;ОвОП, Ń&#x20AC;огиОнаНŃ&#x152;нОП и наŃ&#x2020;иОнаНŃ&#x152;нОП Ń&#x192;Ń&#x20AC;ОвнŃ?Ń&#x2026;, дивоŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201E;икаŃ&#x2020;ии ĐżĐžŃ Ń&#x201A;авОк Ń Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;ки СŃ&#x20AC;ониŃ? иПпОŃ&#x20AC;Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ов (Đ&#x2022;ĐĄ) и Ń?ĐşŃ ĐżĐžŃ&#x20AC;Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ов (Đ ĐžŃ Ń Đ¸Ń?), дивоŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201E;икаŃ&#x2020;ии ĐżŃ&#x192;Ń&#x201A;оК гаСОвŃ&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžŃ Ń&#x201A;авОк ĐžŃ&#x201A;доНŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ и кОПпаниК, дивоŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201E;икаŃ&#x2020;иŃ? ĐˇĐ°ĐżĐ°Ń ĐžĐ˛ и Ń&#x201A;.Đ´. Đ&#x2019; даннОК Ń Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152;Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń Ń&#x201A;авНонŃ&#x2039; Ń&#x20AC;оСŃ&#x192;ĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;Ń&#x2039; ĐžŃ&#x2020;онки дивоŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201E;икаŃ&#x2020;ии Ń?ноŃ&#x20AC;ĐłĐžĐąĐ°ĐťĐ°Đ˝Ń ĐžĐ˛ на ĐžŃ Đ˝ĐžĐ˛Đľ нОвОгО авŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń ĐşĐžĐłĐž пОдŃ&#x2026;Ода ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161;-Đ&#x153;ТĐ&#x17E;РРна ПиŃ&#x20AC;ОвОП Ń&#x192;Ń&#x20AC;Овно в Ń&#x2020;оНОП и на ĐżŃ&#x20AC;иПоŃ&#x20AC;Đľ Đ&#x2022;ĐĄ, ĐşŃ&#x20AC;Ń&#x192;пноКŃ&#x2C6;иŃ&#x2026; Ń&#x20AC;аСвиŃ&#x201A;Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝, Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;анпŃ&#x20AC;ОиСвОдиŃ&#x201A;оНоК и Ń?ĐşŃ ĐżĐžŃ&#x20AC;Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ов ноŃ&#x201E;Ń&#x201A;и и гаСа и Ń&#x201A;Ń&#x20AC;анСиŃ&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ (ноŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń&#x152; и гаС). Đ&#x2DC;Ń Ń ĐťĐľĐ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ дивоŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201E;икаŃ&#x2020;ии Ń?ноŃ&#x20AC;ĐłĐžĐąĐ°ĐťĐ°Đ˝Ń ĐžĐ˛ Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ Đ&#x2022;ĐĄ ĐąŃ&#x2039;НО ĐżŃ&#x20AC;ОводонО пО двŃ&#x192;Đź ПоŃ&#x201A;ОдаП (ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161;/Đ&#x153;ТĐ&#x17E;РРи Đ&#x2DC;ĐĽĐĽ). ĐĄŃ&#x20AC;авниŃ&#x201A;оНŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Đš анаНиС Ń&#x20AC;оСŃ&#x192;ĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;Ов, ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń Ń&#x201A;авНоннŃ&#x2039;Đš на Ń&#x20AC;Đ¸Ń .

â&#x2014;? Fig. 3. Plots (BCI, HHI and SWI) and histograms of distributions (BCI and HHI). â&#x2014;? Đ Đ¸Ń . 3. Đ&#x201C;Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x201E;ики (ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161;, Đ&#x2DC;ĐĽĐĽ и Đ&#x2DC;ШĐ&#x2019;) и ĐłĐ¸Ń Ń&#x201A;ОгŃ&#x20AC;аППŃ&#x2039; Ń&#x20AC;Đ°Ń ĐżŃ&#x20AC;одоНониŃ? (ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161; и Đ&#x2DC;ĐĽĐĽ). É&#x2039;É&#x201A;É&#x201E; É&#x201A;É&#x2019;Čź É&#x201A;É?É? %&, 6:, ++,

/RJORJ É&#x2039;É&#x201A;É&#x201E; É&#x201A;É&#x2019;Čź É&#x201A;É?É? %&, 6:, ++,

0

1

10

0.9 -1

10

0.8 0.7

-2

10

0.6 -3

0.5

%&, ++, 6:,

10

%&, ++, 6:,

0.4

-4

10

0.3 0.2

-5

10

0.1 0

-6

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

10

-3

-2

10

0

10

10

p(0.001,0.01:0.01:1)

ȽɢɍɏɨÉ?ÉŞÉ&#x161;ÉŚÉŚÉ&#x161; É&#x2039;É&#x201A;É&#x201E; +LVWRJUDP %&,

ȽɢɍɏɨÉ?ÉŞÉ&#x161;ÉŚÉŚÉ&#x161; É&#x201A;É?É? +LVWRJUDP ++, 25

É&#x2122;É&#x153;ÉĽÉ&#x;ɧɢɚ (YHQWV Q

18

É&#x2122;É&#x153;ÉĽÉ&#x;ɧɢɚ (YHQWV Q

-1

10

p(0.001,0.01:0.01:1)

16 14 12 10 8 6 4

20

15

10

5

2 0

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

S É&#x201A;ɧɏÉ&#x;ÉŞÉ&#x153;É&#x161;ÉĽÉľ ,QWHUYDOV N

Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń&#x152; и Đ&#x201C;аСĐ&#x2022;Đ&#x2019;Đ Đ?Đ&#x2014;Đ&#x2DC;ĐŻ

0.8

0.9

1

0

0

â&#x20AC;&#x153;BCI-TOMEMâ&#x20AC;? Š Ilian Petrov â&#x20AC;&#x17E;ĐĄĐ&#x2DC;Đ&#x161;-Đ&#x153;ТĐ&#x17E;Đ Đ â&#x20AC;? Š Đ&#x2DC;НиŃ?Đ˝ Đ&#x;ĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;Ов

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

S É&#x201A;ɧɏÉ&#x;ÉŞÉ&#x153;É&#x161;ÉĽÉľ ,QWHUYDOV N

35

#5 May 2013

Oil / Нефть Gas / Газ Coal / Уголь Nuclear / АЭС Hydro / Гидро Energy Mix EU & World / Энергетический баланс ЕС и мира OME-2 / ОРР-2 OME-3 pl. / ОРР-3 уч.

OME-5 pl. / ОРР-5 уч.

OME-6 pl. / ОРР-6 уч.

“BCI-TOMEM” © Ilian Petrov „СИК-МТОРР” © Илиян Петров

Diversification level / Уровень диверсификации

Diversification level / Уровень диверсификации

MARKETS

Oil / Нефть Gas / Газ Coal / Уголь Nuclear / АЭС

OME-8 pl. / ОРР-8 уч.

“BCI-TOMEM” © Ilian Petrov „СИК-МТОРР” © Илиян Петров

OME-10 pl. / ОРР-10 уч.

OME-4 pl. / ОРР-4 уч.

Market shares; leading energies; Optimal Market Equilibria (OME) / Рыночные доли; ведущие энергоносители; Оптимальные Равновесия Рынка (ОРР)

● Fig. 4. Energy mix diversification in EU countries, 2010–2011 (BCITOMEM). ● Рис. 4. Диверсификация энергобалансов стран ЕС, 2010–2011 (СИК-МТОРР).

Hydro / Гидро Energy Mix EU / Энергетический баланс ЕС

Market shares; leading energies / Рыночные доли; ведущие энергоносители

● Fig 5. Energy mix diversification in EU countries, 2010–2012 (HHI). ● Рис. 5. Диверсификация энергобалансов стран ЕС,

2010–2012 (ИХХ).

often, on oil or gas import). The BСI results are located in 3 и 4, указывает на преимущества СИК. Результаты по ИХХ wider range of values and realistically to the key line of имеют очень плотное распределение и расположены далеко the market concentration (65 percent), adopted legally in от адекватных уровней концентрации рынка. Они не отражаseveral countries. ют реальное положение дел и риски для стран с недиверсифиComparative statistical analysis of two indicators is цированными энергобалансами и существенно зависимых shown in Table 1. от одного энергоносителя (чаще всего от импорта нефти или In the EU the highest level of diversification is in газа). Результаты СИК имеют больший размах значений и расFinland (39, oil), Slovakia (41, gas) and Sweden (43, hydro). положены правдоподобно к ключевой линии концентрации Higher concentration (low diversification) of energy mixes рынка (65%), установленной в законодательстве многих стран. combined with dependence on import of expensive oil and Сравнительный статистический анализ двух показатеgas increase the risks for energy and economic security of лей представлен в Табл. 1.

Lithuania (64), Belgium (54), Greece (48), Ireland (58), В ЕС самый высокий уровень диверсификации у Portugal (49), Spain (48), Italy (54). Higher concentration Финляндии (39, нефть), Словакии (41, газ) и Швеции (43, is not a problem for producers and exporters of oil and gas гидро). Завышенная концентрация (заниженная диверсифи– Russia (57, gas), and the Netherlands (63, oil). Domestic кация) энергобалансов и зависимость от импорта дорогих coal production may improve to some extend the ener- нефти и газа усиливают риски для энергетической и экономиgy security of some countries – Poland (58), Czech Republic (47), and Bulgaria ● Table 1. Energy Mix Diversification: World and EU. Statistical analysis of BСI & HHI (47). The results are shown ● Табл. 1. Диверсификация энергобалансов мира и ЕС. Статистический анализ методов СИК и ИХХ in Table 2.

World Energy Mix / EU Energy Mix / The BCI/TOMEM Object / Объект Энергетические балансы мира Энергетический баланс ЕС Indicator / Показатель results provide a better picIndex / Индекс СИК/BCI ИХХ/HHI CИК/BСI ИХХ/HHI ture of actual diversification of the energy mixes Mean value / Среднее значение 59,51 39,78 50,72 31,29 in EU. As an integrated sysMedian / Медиана 57,22 36,69 48,74 29,49 tem, the EU has a good level Mean deviation / Среднее отклонение 11,16 11,05 6,30 5,01 of diversification similar with USA, but the average Standard deviation / Стандартное 13,51 14,03 7,64 6,09 indicator for concentraотклонение tion is higher, although betDispersion / Дисперсия 185,31 199,80 58,42 37,09 ter than the World (as one Asymmetry / Ассиметрия 0,66 1,31 0,53 0,58 system) and the average countries’ value worldwide.

Minimum value / Минимальное значение 39,36 22,66 39,36 22,66 Irrespective of the short Maximum value / Максимальное значение 93,11 85,46 64,69 42,24 period of observation, even Spread value / Диапазон значений 53,76 62,81 25,33 19,59 within two years the BCI is able to capture complex Excess / Эксцесс (0,55) 1,38 (0,81) (0,84) trands. For instance, in spite Countries / Страны 82 20 of insignificant increase of

36

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

РЫНКИ

● Table 2: Classification of World Countries’ Energy Mix Diversification Based on BCI-TOMEM Method ● Табл. 2: Классификация диверсификация энергeтических балансов стран мира по методу «СИК-МТОРР» Energy number / Виды энергии

Regions and Countries / Регионы и страны

1e level / уровень* –

2e level / уровень

3e level / уровень

Energy Exporters-2e (Saudi Arabia, Qatar, Kuwait, Turkmenistan) / Страны-экспортеры-2e энергоресурсов (Саудовская Аравия, Катар, Кувейт, Туркменистан)

Energy Exporters-3e [Algeria, Azerbaijan, UAE, Trinidad & Tobago] / Страны-экспортеры-3e энергоресурсов [Алжир, Азербайджан, ОАЭ, Тринидад и Тобаго]; Transit Countries-3e [Belarus] / Транзитные страны-3e [Белоруссия]

BCI-TOMЕМ level Regions and Countries (BCI; leading energy source) / Уровень Страны (СИК; лидирующий энергоноситель) СИК-МТОРР 100

–

75–99

Energy Exporters-2e [Saudi Arabia (76), Qatar (81), Kuwait (76), Turkmenistan (86)] / Страны-экспортеры-2e [Саудовская Аравия (76), Катар (81), Кувейт (76), Туркменистан (86)]; Energy Exporters-3e [Algeria (76), UAE (78), Trinidad&Tobago (93)] / Страны-экспортеры-3e [Алжир (76), ОАЭ (78), Тринидад и Тобаго (93)]; Energy Exporters-4e [Iran (75), Uzbekistan (86)] / Страны-экспортеры4e [Иран (75), Узбекистан (86)]; Energy Exporters-5e [Egypt (70)] / Страны-экспортеры-5e [Египет (70)]; BRICS-6e [South Africa (77)] / Страны БРИКС-6e [Южная Африка (77)]; Transit countries-3e [Belarus (77)] / Транзитные страны-3e [Белоруссия (77)]

54–75

Energy Exporters-3e [Azerbaijan (73)] / Страны-экспортеры-3e [Азербайджан (73)]; Energy Exporters-4e [Kazakhstan (63), Norway (69)] / Страныэкспортеры-4e [Казахстан (63), Норвегия (69)]; OECD-5e [Australia (55)] / ОЭСР-5e [Австралия (55)]; EU-5e [Greece (60), Ireland (58), Italy (55), Lithuania (65),Poland (64)] / ЕС-5e [Греция (60), Ирландия (58), Италия (55), Литва (65), Польша (64)]; ЕU-6e [Belgium (57), Netherlands (63) / ЕС-6e [Бельгия (57), Нидерланды (63)]; BRICS-6e [Brazil (56), Russia (58), India (59), China (72)] / Страны БРИКС-6e [Бразилия (56), Россия (58), Индия (59), Китай (72)]

4e level / уровень

Energy Exporters-4e [Iran, Kazakhstan, Norway, Uzbekistan, Venezuela] / Страны-экспортеры-4e энергоресурсов [Иран, Казахстан, Норвегия, Узбекистан, Венесуэла]

43–54

Energy Exporters-4e [Venezuela (54)] / Страны-экспортеры-4e [Венесуэла (54)]; EU-6e (all countries average – 51) / ЕС-6e (среднее значение – 51); EU-5e [Austria (47), Denmark (49), Portugal (49)] / ЕС-5e [Австрия (47), Дания (49), Португалия (49)]; ЕU-6e [Bulgaria (47), Germany (44), Hungary (48), Spain (48), Czech Republic (47), UK (49), France (51)] / ЕС-6e [Болгария (47), Германия (44), Венгрия (48), Испания (48), Чехия (47), Великобритания (49), Франция (51)]; OECD-6e (44), Canada-6e (43), USA-6e (45); Japan (47) / Страны ОЭСР-6e (44), Канада (43), США (45), Япония (47); Transit Countries-5e [Turkey (47)] / Транзитные страны-5e [Турция (47)]; Transit Countries-6e [Ukraine(49)] / Транзитные страны-6e [Украина (49)]; WORLD-6e (as one system – 44) / Страны мира-6e (как одна система – 44);

5e level / уровень

Energy Exporters-5e [Egypt] / Страны-экспортеры-5e [Египет]; EU-5e [Austria , Denmark, Greece, Ireland, Italy, Lithuania, Poland, Portugal, Malta, Cyprus] / ЕС-5e [Австрия, Дания, Греция, Ирландия, Италия, Литва, Польша, Португалия, Мальта, Кипр]; OECD-5e [Australia] / ОЭСР-5e [Австралия]; Transit Countries-5e [Turkey] / Транзитные страны-5e [Турция]

36–43

ЕU-6e (EU as one system – 42.7) / ЕС-6e (единый показатель – 42,7); ЕU-6e [Finland (39), Slovakia (41), Sweden (43), Romania (42)] / ЕС-6e [Финляндия (39), Словакия (41), Швеция (43), Румыния (42)]

6e level / уровень

ЕU-6e [Belgium, Bulgaria, Czech Republic, Finland, France, Germany, Hungary, Netherlands, Romania, Slovakia, Spain, Sweden, UK] / ЕС-6e [Бельгия, Болгария, Чехия, Финляндия, Франция, Германия, Венгрия, Нидерланды, Румыния, Словакия, Испания, Швеция, Великобритания]; OECD-6e [USA, Canada, Japan, South Korea] / ОЭСР-6e [США, Канада, Япония, Южная Корея]; BRICS [Brazil, Russia, India, China, South Africa] / Страны БРИКС [Бразилия, Россия, Индия, Китай, Южная Африка]; Transit Countries-6e [Ukraine] / Транзитные страны-6e [Украина]; World-6e (as one system) / Страны мира-6e (как одна система)

31–36

*”1e level”, “2e level”, etc. – Diversification of Energy Mix levels by number of primary energies Country profile: Energy Import>50 percent of Energy Mix; Internal Production>50 percent of Energy Mix; Net Energy Exporters Energy Mix Leader: Oil; Gas; Сoal; Nuclear; Hydro; Renewable Energies *”1e уровень”, “2e уровень” и т.д. – Диверсификация энергобалансов по числу энаргоносителей Профиль страны: Импорт энергоносителей>50%в ЭБ; Внутреннее производство >50%ЭБ; Нетто экспортеры энергии Ведущий энергоноситель в энерг. балансе: Нефть; Газ; Уголь; АЭС; Гидро энергия; ВИЭ Source Data: EUROSTAT, BP Statistical Review of World Energy, June 2012; Источник данных: ЕВРОСТАТ, BP Statistical Review of World Energy, June 2012;

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

“BCI-TOMEM” © Ilian Petrov „СИК-МТОРР” © Илиян Петров

37

#5 May 2013

MARKETS

ческой безопасности ряда стран – Литва (64), Бельгия (54), Греция (48), Ирландия Theoretical average BDI / Теоретический средний СИД (58), Португалия (49), Испания (48), Theoretical max BDI / Италия (54). Для стран-производителей Теоретический максимальный СИД и экспортеров нефти и газа завышенBDI / СИД f (a, b, p, log) ная концентрация не является принциMarket concentration / Концентрация рынка (65%) пиальной проблемой – Россия (57, газ), Factors number / Число факторов Нидерланды (63, нефть). Собственное производство угля могло бы улучшить в EU (oil) / ЕС (нефть) известной степени энергетическую безEU (gas) / ЕС (газ) опасность отдельных стран – Польша EU (coal) / ЕС (уголь) (58), Чехия (47), Болгария (47). Результаты EU (nuclear) / ЕС (АЭС) представлены в Табл. 2.

EU (hydro) / ЕС (гидро) СИК и МТОРР лучше отражают реальное состояние диверсификации энергеEnergy mix EU / Энергетический баланс ЕС (2010-2011) тических балансов отдельных стран и ЕС.

BRICS / БРИКС В целом, как единая система, ЕС имеет хороший уровень диверсификации, сравTransit / Транзитные страны нимый с уровнем США, однако средний “BCI-TOMEM” © Ilian Petrov OECD / ОЭСР „СИК-МТОРР” © Илиян Петров показатель по странам ниже единого, Energy expenditure / Потребление энергии хотя и лучше показателей всего мира (как Market parts; Factors number / Рыночные доли (p); Число признаков единой системы) и среднего показателя по странам всего мира. Несмотря на ● Fig. 6. Energy mix diversification – world countries, 2011 (BCI-TOMEM). короткий период наблюдения, даже за ● Рис. 6. Диверсификация энергобалансов стран мира, 2011 (СИК-МТОРР). два года СИК способен уловить сложные тенденции. Несмотря на незначительное увеличение доли нефти в 2011 году, уровень концентрации снизился, косвенно the oil share in 2011, the diversification level declined, which указывая на изменения по другим позициям энергоносителей indirectly shows changes in other energy sources, particularly – в частности, увеличение доли ВИЭ. На рис. 5, кроме результаa growth of the renewable energy sources (RES) share. In addi- тов по странам ЕС, представлены еще несколько групп стран. tion to the results for the EU countries, Fig. 5 indicates several groups of countries. СИК и диверсификация энергобалансов в мире У ведущих стран-экспортеров энергоносителей уровень диверсификации небольшой [самый высокий показатель BCI and World Energy Mix Diversification Leading exporting countries have a low diversification концентрации у Тринидад и Тобаго (93), а самый низкий level [Trinidad and Tobago has the highest value (93), and у Венесуэлы (55)]; у других стран – Россия (57), Саудовская Venezuela – the lowest value (55)]; other countries have the Аравия (76), Катар (80), Туркменистан и Узбекистан (86). Все развитые страны имеют схожий с ЕС уровень диверfollowing values: Russia (57), Saudi Arabia (76), Qatar (80), сификации энергобалансов – США (45), Япония (48), Канада Turkmenistan and Uzbekistan (86).

All developed countries show level of energy mix con- (43), Австралия (55). Они в наибольшей степени зависимы от centration/diversification similar to EU – USA (45), Japan нефти, исключение составляет Австралия, в энергобалансе (48), Canada (43), and Australia (55). They depend on oil as которой преобладают значения угля и газа, которые она эксleading energy source, excepting Australia, where coal and gas портирует в больших объемах. Энергобалансы стран БРИКС не сильно диверсифициdominate in energy mix, and are exported in large volumes.

Energy mixes of BRICS countries are not highly diversi- рованы, и у них преобладает использование местного угля, за fied despite all they use 6 types of energies, with coal prevail- исключением России (57, газ). Транзитные страны по поставкам нефти и газа имеют ing, excepting Russia (57, gas).

Transit countries of oil and gas have diversified energy диверсификацию энергобалансов, схожую с ЕС – Украина (49, mixes similar to EU: Ukraine (49, gas), Turkey (47, gas), except- газ), Турция (47, газ), исключение составляет Беларусь (77, газ). Исследования диверсификации с помощью нового СИКing Belarus (77, gas).

Analysis of market concentration/diversification using МТОРР могут проводиться на основе физических показателей. a new BCI-TOMEM method can be performed on the basis of Уже на этом уровне они предоставляют более правдоподобные the physical volumes. Even at this level, they can provide more и полезные результаты, чем традиционные индексы. Для многих realistic and useful results than it was previously achieved with исследований в области естественных наук физических показаthe conventional indices. Application of the volume indices телей было бы вполне достаточно, в том числе и для экономики, would be quite sufficient for studies in natural sciences includ- если ее рассматривать как стационарную систему. В условиях динамичной рыночной экономики преимуing the economics, if treated as stationary system.

In a dynamic market economy, advantages of the bal- щества сбалансированности и гибкости подхода СИК-МТОРР ance and flexibility of the BCI-TOMEM approach are proved еще сильнее проявляются при построении агрегированных even better by aggregate indicators combining both physical показателей с обвязкой физических показателей (объем measures (volume or weight) and economic categories (pro- и вес) с экономическими категориями (себестоимость и duction cost and market price), which will be discussed in next рыночные цены), которые будут представлены в следующей части статьи. section of the article.

Diversification level / Уровень диверсификации (%)

TOMEM-BDI / МТОРР-СИД

38

Oil&GasEURASIA

CTT WIC 2013

НП «ЦРКТ» NP CTTDC

14-я Международная научно-практическая конференция «КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ВНУТРИСКВАЖИННЫЕ РАБОТЫ»

14th International Scientific and Practical COILED TUBING AND WELL INTERVENTION CONFERENCE Осень 2013 года, Россия, Москва Тематика технических секций конференции: • Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов; • Интенсификация добычи нефти и газа, в том числе новые технологии проведения ГРП; • Зарезка боковых стволов, в том числе с применением ГНКТ; • Технологии и оборудование для разработки нетрадиционных источников углеводородов, в том числе для дегазации угольных пластов; • Современные методы геофизического исследования скважин; • Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах; • Нефтепромысловая химия; • Оборудование, материалы и инструмент для текущего и капитального ремонта скважин; • Информационное обеспечение внутрискважинных работ.

Fall, 2013, Moscow, Russia Technical sessions will focus on the following topics: • Oil recovery enhancement technologies; • Oil and gas production stimulation, including hydraulic fracturing technologies, and their performance evaluation; • Sidetracking, including that with coiled tubing utilization; • Technologies and equipment for unconventional hydrocarbons development, including coal bed devolatilization; • Modern methods of geophysical well logging; • Squeeze job in oil and gas wells; • Oilfield chemistry; • Equipment, materials and tools for well servicing and workover; • Information support of well intervention operations.

КОНТАКТЫ / CONTACTS: Tel. +7 499 788 91 24 Тel./fax: +7 499 788 91 19 E-mail: cttimes@cttimes.org, www.cttimes.org

www.cttimes.org/ru/conference

INTERVIEW

Gas for Asia Gas Supplies to Asia-Pacific Region Becomes a Priority for Russia

Газ для Азии Поставки газа в АТР становятся приоритетной задачей для России Ben Priddy

Бен Придди

uilding new export infrastructure in Russia’s Far East is a major part of Moscow’s push to Asia-Pacific energy markets. Yet, rising competition among global LNG suppliers, political instability on the Korean Peninsula, and significant infrastructure investment requirements create commercial and strategic challenges for Russia’s eastern energy strategy. Hirofumi Arai, Senior Research Fellow at the Economic Research Institute for Northeast Asia (ERINA) and Secretary General of the Northeast Asian Natural Gas & Pipeline Forum (NAGPF)-Japan, recently spoke with Oil&Gas Eurasia in an exclusive interview on energy cooperation and the outlook for Northeast Asia’s major energy players: Japan, the Koreas, and China.

троительство на Дальнем Востоке России новых трубопроводов для экспорта газа является основной частью попытки прорыва Москвы на АзиатскоТихоокеанские энергетические рынки. Рост конкуренции среди мировых поставщиков СПГ, политическая нестабильность на Корейском полуострове и потребность в инвестициях в инфраструктуру создают коммерческие и приоритетные задачи для энергетической стратегии России относительно восточного региона. Хирофуми Араи, старший научный сотрудник Института экономических исследований Северо-Восточной Азии (ERINA) и генеральный секретарь NAGPF-Япония дал журналу «Нефть и газ Евразия» эксклюзивное интервью, в котором рассказал о сотрудничестве в энергетической сфере и перспективах для ее основных игроков в Северо-Восточной Азии: Японии, Кореи и Китая.

B

Oil&Gas Eurasia: Many oil and gas suppliers are shifting towards the energy-hungry markets of Asia-Pacific, but what is your outlook on future energy demand growth in Northeast Asia? Will gas demand, in particular, continue to grow well into the future?

Hirofumi Arai: According to the Institute of Energy Economics of Japan, demand for gas will rise sharply in Northeast Asia to 2035, especially in China. In Japan, however, demand will likely remain on the same level as today. Of course, there are uncertainties regarding the future of nuclear energy in Japan. You probably are familiar with the Fukushima Daiichi accident that took place in 2011. After that, the Japanese government decided to make all efforts to completely phase out nuclear energy within 20 to 25 years. However, following the transition of government at the end of 2012, the new ruling party has decided to reconsider this policy, believing that Japan should only partly phase out nuclear power plants. There is no government decision on this issue yet, but we expect one sometime this year. Future demand growth for gas could very well depend on what the Japanese government decides to do regarding the nuclear energy industry.

Still, if you look at the outlook for gas throughout the entire region of Northeast Asia, Japan’s share of overall demand is not near as high as that of China’s. Thus, in my view, if the Japanese government decides to continue to use nuclear energy, this will not have a strong influence on the future direction of regional gas demand. It will still be high.

Of course, there are some additional uncertainties regarding economic growth in the region.

40

С

«Нефть и газ Евразия»: Сейчас интересы все большего количества поставщиков нефти и газа смещаются в сторону энергоемких рынков стран АТР. Какие перспективы Вы видите для роста спроса на энергоносители в Северо-Восточной Азии? Продолжит ли в будущем свой рост спрос на газ? Хирофуми Араи: Согласно данным Японского института энергетической экономики, потребность в газе в Северо-Восточной Азии резко возрастет к 2035 году, особенно в Китае. В Японии она, вероятно, сохранится на том же уровне, что и сегодня. Конечно, существует неопределенность в отношении будущего японской ядерной энергетики. Вы, наверное, знаете про аварию на атомной станции «Фукусима», которая произошла в 2011 году. После этого японское правительство решило приложить все усилия, чтобы полностью отказаться от атомной энергетики в течение ближайших 20-25 лет. Однако после смены правительства в конце 2012 года новая правящая партия решила пересмотреть эту политику, считая, что Япония должна лишь частично отказаться от атомных электростанций. Окончательного решения правительства по этому вопросу пока нет, но мы ожидаем его в этом году. Будущее увеличение потребности в газе вполне может зависеть от того, что решит японское правительство в отношении ядерной энергетики.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

ИНТЕРВЬЮ

● Hirofumi Arai, Senior

Research Fellow at the Economic Research Institute for Northeast Asia (ERINA) and Secretary General of the Northeast Asian Natural Gas & Pipeline Forum (NAGPF), Japan. ● Хирофуми Араи, генеральный секретарь Газового трубопроводного форума СевероВосточной Азии (NAGPF), Япония.

OGE: After the Fukushima accident in 2011, Japan’s demand for LNG played a key role keeping some LNG suppliers, particularly in the United States, afloat. Yet, NAGPF is a strong proponent of creating a regional gas pipeline network. Will LNG face competition from new pipelines in Northeast Asia?

Arai: For Japan, LNG will continue to be the primary source of gas supply. The same holds true for South Korea. Yet, it depends on what side you view the situation.

Currently, Japan is solely reliant on LNG imports for its gas supplies, since there are no gas pipelines to Japan. However, in the future there is a possibility that a gas pipeline from Sakhalin could supply Japan with additional natural gas.

Although there is currently no concrete decision on this project, we are studying this issue. From the historical perspective, at the end of the 1990s, ExxonMobil and several Japanese companies seriously researched this issue and came to the conclusion that technically, it is possible to build a pipeline to Japan. If you have the investment to construct a pipeline from Sakhalin to Japan, economically it makes sense as well.

Yet, there are challenges associated with building a pipeline from Russia to Japan. In this case, laying a pipeline on the sea bottom along the coastline of Japan would disrupt local fishing industries and companies would have to provide compensation for local fisherman who might lose their economic livelihood. But when Exxon and Japanese companies were considering building a pipeline back in the 1990s, they couldn’t properly evaluate how much they should pay in compensation, so this led to greater risk and the companies didn’t pursue the project at that time.

Furthermore, there are a number of Japanese electric power and gas companies that didn’t want to receive Russian gas through a pipeline. They simply feared that Russia could suddenly refuse to send gas and shut off the pipeline. This also played into the debate on building a Russo-Japanese gas pipeline.

Yet, in general, it is technically possible to build such a pipeline and this is why we believe there are other options besides LNG for gas import to Japan.

OGE: Regarding gas pipelines, Russia and South Korea have proposed building a pipeline from Russia’s Far East

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Тем не менее, если вы посмотрите на прогноз для газа во всей Северо-Восточной Азии, то увидите, что доля Японии в общем спросе не является такой же высокой, как у Китая. Таким образом, на мой взгляд, если японское правительство примет решение продолжать использовать ядерную энергию, это не сильно повлияет на изменение региональной потребности в газе в будущем. Этот показатель останется высоким. Конечно, существуют некоторые дополнительные неопределенности в отношении экономического роста региона.

НГЕ: После аварии на АЭС «Фукусима» в 2011 году потребность Японии в СПГ играла ключевую роль, поддерживая на плаву некоторых его поставщиков, в частности, в США. Тем не менее, NAGPF является убежденным сторонником создания региональной сети газопроводов. Составит ли СПГ конкуренцию для новых трубопроводов в Северо-Восточной Азии? Араи: Для Японии СПГ останется основным источником газоснабжения. То же самое относится и к Южной Корее. Сейчас это зависит от того, с какой стороны смотреть на ситуацию. В настоящее время Япония целиком зависит от импорта СПГ, так как не существует никаких газопроводов, идущих в Японию, однако в будущем есть вероятность того, что дополнительные объемы природного газа могут поставляться по газопроводу из Сахалина в Японию. Хотя по этому проекту пока нет никакого конкретного решения, мы изучаем этот вопрос. В конце 1990-х годов ExxonMobil и несколько японских компаний провели серьезное исследование на эту тему и пришли к выводу, что построить трубопровод в Японию технически возможно. А если будут и инвестициями для строительства трубопровода из Сахалина в Японию, это также имеет смысл с экономической точки зрения. Тем не менее, существуют проблемы, связанные со строительством трубопровода из России в Японию. Прокладка трубопровода по дну моря вдоль побережья Японии нанесет большой ущерб местной рыбной промышленности, и компаниям придется предоставлять компенсацию местным рыбакам за потерю источников существования. Но когда Exxon и японские компании рассматривали возможность строительства трубопровода в 1990-х годах, они не смогли правильно оценить размеры компенсации, что привело к еще большему риску, и компании остановили работы по проекту. Кроме того, существует ряд японских электроэнергетических и газовых компаний, которые не хотят получать российский газ по трубопроводу. Они просто боятся, что Россия могла бы вдруг отказаться от поставок и отключить трубопровод. Такая позиция также повлияла на споры о строительстве русско-японского газопровода. Хотя, в общем, с технической точки зрения возможно построить такой трубопровод, и поэтому мы надеемся на существование других вариантов импорта газа в Японию, помимо СПГ. НГЕ: Относительно газопроводов: Россия и Южная Корея предложили построить трубопровод из российского Дальнего Востока через Корейский полуостров, включая путь через Северную Корею. Насколько реалистично такое предложение? Араи: В теории это возможно, но с таким проектом связано много проблем. Все понимают нестабильность, связанную с Северной Кореей, особенно в последнее время,

41

#5 May 2013

through the Korean Peninsula, including through North Korea. Is this a realistic proposal?

Arai: In theory, this is possible, but there are many challenges associated with such a project. Everyone understands the sense of instability associated with North Korea, particularly recently. This presents a big problem. On the other hand, however, there is a strong desire among the political elite of both countries to stabilize their relations.

From the outside, it appears that there is only conflict and instability between North and South Korea. But Seoul and Pyongyang are looking for an exit from the current situation and a pipeline could become an instrument that could unite these two countries. If the two sides could come to an agreement and build a pipeline, then this would absolutely strengthen relations between the countries and provide for more stability. We believe that one of the most important issues in the region of Northeast Asia is stability.

At the same time, some gas customers in South Korea are interested in the possibility of constructing a pipeline through the Korean peninsula, since this would be cheaper than importing LNG. It is more expensive to build an LNG terminal in Vladivostok than to build a pipeline.

OGE: Regarding the question of gas prices, there are currently major disparities between the prices for natural gas in Asia and in Europe and North America. In your view, what is the best way to lower the price of gas for Asian consumers?

Arai: At first glance, the rise of hub-based spot pricing could lead to a lower price of gas in Asia-Pacific. As far as I understand regarding this path, Japanese importers are trying to move in this direction. Yet, as I understand, spot prices for gas are also consistently high in the region and consumers continue to look for cheaper gas.

A second way to lower the gas price is by importing increasing amounts of natural gas from the U.S. So far there is only one contract for LNG coming from the U.S. to East Asia. KOGAS will be the first importer of gas from the US, since they concluded a supply contract earlier than other customers. But several more contracts are awaiting permissions from the US government.

OGE: Is the creation of a hub-based gas pricing system a popular idea among countries in Northeast Asia?

Arai: Over the past several years, the Chinese representation of NAGPF has supported the idea of creating a

42

НГЕ: Затрагивая тему цен на газ – в настоящее время существует значительное неравенство между ценами в Азии, в Европе и Северной Америке. Как Вы считаете, каким способом лучше всего было бы снизить цену на газ для азиатских потребителей? Араи: На первый взгляд, рост спотовых цен на хабе мог бы привести к более низкой цене на газ в АзиатскоТихоокеанском регионе. Насколько я понимаю, японские импортеры пытаются двигаться в этом направлении. Спотовые цены на газ до сих пор остаются высокими в регионе, и пользователи продолжают искать более дешевые варианты. Вторым путем достижения снижения цены на газ является увеличение объемов импорта природного газа из США. До настоящего времени существовал только один контракт на СПГ, поставляемый из США в Восточную Азию. Компания KOGAS будет первым импортером газа из США, поскольку она заключила контракт на поставку раньше других покупателей, но еще несколько контрактов ожидают разрешения от правительства США. НГЕ: Насколько популярна идея создания системы установления цен на газ на основе хаба среди стран Северо-Восточной Азии? Араи: В течение последних нескольких лет китайское представительство NAGPF поддерживало идею создания нового регионального газового рынка и образовад р р р

East Asia LNG importers / Южноазиатские импортеры СПГ 2010 (Bcf / млрд кубофутов, Tcf / трлн кубофутов) Japan / Япония 3.3 tcf

дия / Ин

ia f Ind 29 bc 4

South Korea / Южная Корея 1.6 tcf

Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY

*Japan, South Korea, Taiwan, China, India, Thailand, Malaysia and Singapore / Япония, Южная Корея, Тайвань, Китай, Индия, Таиланд, Малайзия и Сингапур

526 bcf

0.97

Taiwan / Тайвань

Pipeline gas / Трубопроводный газ

452 Кита bcf й

LNG / СПГ 6.28

что вызывает большие вопросы. С другой стороны, политические элиты обеих стран стремятся стабилизировать свои отношения. Со стороны кажется, что в отношениях между Северной и Южной Кореей существуют только конфликт и нестабильность. Сеул и Пхеньян ищут выход из сложившейся ситуации, и трубопровод мог бы стать инструментом, который объединил бы эти две страны. Если обе стороны смогут прийти к соглашению и построить трубопровод, это, безусловно, укрепит отношения между странами и обеспечит большую стабильность, достижение которой, по нашему мнению, является одним из наиболее важных вопросов для Северо-Восточной Азии. В то же время некоторые потребители газа в Южной Корее заинтересованы в возможности строительства трубопровода через Корейский полуостров, поскольку это было бы дешевле, чем импорт СПГ. Построить СПГ-терминал во Владивостоке выходит намного дороже, чем построить трубопровод.

Chi na /

East Asia gas imports* / Газовый импорт Восточной Азии* 2010 (Tcf / трлн кубофутов)

SOURCE / ИСТОЧНИК: BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY

INTERVIEW

№5 Май 2013

ИНТЕРВЬЮ

Mtoe / Млн тонн н.э.

Annual Average Growth Rate / Средний Ежегодный прирост

China Китай

India Индия

Japan Япония

Indonesia Malaysia Philippines Индонезия Малайзия Филиппины

China / Китай

India / Индия

Japan / Япония

Korea / Корея

Taiwan / Тайвань

Indonesia / Индонезия

Malaysia / Малайзия

Philippines / Филиппины

Thailand / Таиланд

Vietnam / Вьетнам

Singapore / Сингапур

Hong Kong / Гонконг

Other Asia / Остальная Азия

Tech. Adv. / Научно-технический задел

Korea Корея

Taiwan Тайвань

Singapore Сингапур

Thailand Таиланд

Vietnam Вьетнам

Other Asia Остальная Азия

Ja

/ pan

ния

Япо

ния нового ценового хаба. Они хотят снизить цену на газ путем создания рынка, подобного этому. Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) решительно поддерживает китайское представительство в NAGPF, которое возглавляет бывший вице-президент CNPC и которое располагается в Институте, принадлежащем компании. Таким образом, хотя это не является официальной позицией или предложением CNPC, для некоторых – это способ влияния на обсуждение будущего газового рынка в регионе и выражения поддержки идеи ценоообразования на газ на основе хаба.

я нди a/И Indi Китай China /

НГЕ: Как видит Россия появление нового спотового газового рынка в АзиатскоТихоокеанском регионе? Араи: Для России более выгодным было бы расширение долгосрочных контрактов на поставку газа. Для России дискуссии относительно создания нового рынка, как я считаю, неинтересны. Возможно, именно по этой SOURCE / ИСТОЧНИК: THE INSTITUTE OF ENERGY ECONOMICS JAPAN, ASIA/WORLD ENERGY OUTLOOK 2012 причине наш форум не столь серьезно работал над вопросом создания нового спотового ● Oil demand by country (Asia). рынка газа. Тем не менее, другие участники ● Спрос на нефть по странам Азии. форума проявляют большой интерес к возnew regional gas market and the rise of a new price hub. можности образования нового спотового рынка газа.

They want to lower the price of gas by creating a market like this. CNPC strongly supports the Chinese representaНГЕ: В последнее время можно было наблюдать возtion of NAGPF. The Chinese representation of NAGPF is обновление интереса к России к проектам СПГ – проект headed by a former vice president of CNPC and is based «Газпрома» «Владивосток СПГ», проект «Ямал СПГ» комat an institute belonging to CNPC. So, although this isn’t пании «Новатэк», даже «Роснефть» выразила заинтересоan official position or proposal by CNPC, this is a way to ванность в проектах по производству СПГ для поставок в influence the debate over the region’s future gas market Азию, объявив в середине апреля о возможности инвестиand points to the support of hub-based gas pricing by some. рования до $15 млрд в совместный проект по производству СПГ с компанией ExxonMobil. Заинтересованы ли японцы в OGE: How does Russia view the potential creation of a импорте российского газа по этим проектам? new spot market for gas in the Asia-Pacific? Араи: Сегодня только Япония покупает СПГ с общего Arai: For Russia, it is more profitable to expand long- терминала компаний «Газпром», Shell, Mitsubishi и Mitsui term supply contracts with customers. For the Russians, «Сахалин-2». За прошлый год Япония импортировала приdiscussions regarding the creation of a new market is not, близительно 7-8 млн тонн СПГ с терминала «Сахалин-2». as we could say, interesting. Probably particularly because Теперь рассматриваются предложения и по другим проof this reason, our forum is still not seriously working on ектам по производству СПГ – это «Сахалин-1» (Роснефть) the issue of creating a new spot market for gas. Still, other и «Сахалин-3» («Газпром»), Чаяндинское месторождение members have a strong interest in the possibility of a new в Восточной Сибири (также принадлежащее «Газпрому») является третьей базой поставки газа. Другим вариантом spot market for gas. является Ямал. Пока еще нет конкретного решения, какому OGE: There is a renewed interest in Russia in LNG из проектов отдать предпочтение. projects lately. Gazprom announced plans to speed up it’s Vladivostok LNG project and Novatek’s joint Yamal LNG projНГЕ: В марте Председатель КНР Си Цзиньпин приехал ect with Total is set to come online in the next five years. Even в Москву в свой первый официальный государственный Rosneft has expressed an interest in LNG projects to supply визит за границу и наблюдал за подписанием ряда новых Asia, announcing in mid-April the possibility of investing соглашений между CNPC, компанией Sinopec и российскими up to $15 billion in a joint LNG project with ExxonMobil on компаниями «Роснефть» и «Газпром». Означает ли это, Sakhalin. Are the Japanese interested in importing Russian что «Газпром» все-таки заключит договор по поставкам gas from these projects? газа с Китаем? И какую роль будет играть Япония в энергетическом повороте России к Азии?

Arai: Right now, Japan only buys LNG from the joint Араи: Лично я считаю, что подписание нового конGazprom-Shell-Mitsubishi Sakhalin-2 terminal. Last year тракта с Китаем на поставку газа должна совпадать с подJapan imported approximately 7-8 million tons of LNG писанием нового контракта с Японией. Как всем известно, from Sakhalin-2. Now, there are proposals for other LNG основной причиной того, что «Газпром» не смог придти к projects under consideration. Sakhalin-1 (Rosneft) is one соглашению о поставке газа в Китай в течение такого долvariant, Sakhalin-3 (Gazprom) is another. Chayandinskoye гого времени, была его цена. «Газпром» ведет переговоры с in East Siberia (also Gazprom) is a third supply base. Yamal японскими компаниями о потенциальных поставках газа Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

43

#5 May 2013

INTERVIEW is also another option. Yet, there is no concrete decision to pursue one supply source over another.

OGE: In March, Chinese President Xi Jinping traveled to Moscow on his first official state visit abroad and oversaw several new agreements between CNPC, Sinopec, and Rosneft and Gazprom. Does this mean that Gazprom will finally be able to sign a gas supply contract with China? And what role will Japan play in Russia’s energy pivot to Asia?

Arai: Personally, I believe that signing a new supply contract with the China should coincide with signing a new contract with Japan. The most important reason that Gazprom hasn’t been able to come to an agreement to supply China for such a long time was price, as everyone knows. Gazprom is also negotiating with Japanese companies on the potential supply of Russian gas to Japan. No one knows what prices are being offered by Gazprom to China or Japan, since these are trade secrets. But parallel negotiations are underway.

The Russians will sign a contract with the Chinese when Gazprom is able to realize at what price it can sell gas to Japan. I think that Gazprom is considering China and Japan combined. Of course, either way Gazprom will have to supply gas to China cheaper than it does to other countries, since China already imports cheap Central Asian gas.

Yet, Gazprom must create complex deals with both China and Japan regarding specific balanced prices. This is my personal opinion.

OGE: So, is it more important for Gazprom to sign supply contracts with Japan before they conclude contracts with China?

Arai: It is not necessarily important to sign contracts in that order, but perhaps if negotiations with Japan are practically finalized, then it will be easier to sign a supply agreement with China.

из России в Японию. Никто не знает, какие цены «Газпром» предлагает Китаю или Японии, так как это коммерческая тайна. Но переговоры продолжаются. Российская сторона подпишет контракт с Китаем, когда «Газпром» определится, по какой цене он может продавать газ в Японию. Я думаю, что «Газпром» рассматривает Китай и Японию как одно целое. Конечно, в любом случае «Газпром» должен будет поставлять газ в Китай дешевле, чем для других стран, поскольку Китай уже импортирует дешевый среднеазиатский газ. При этом «Газпром» должен заключить довольно сложные сделки с Китаем и Японией в отношении конкретных сбалансированных цен. Это мое личное мнение.

НГЕ: Как Вы считаете, для «Газпрома» более важно заключить контракты с Японией перед тем, как заключать их с Китаем? Араи: Заключение контрактов в таком порядке не является обязательным, но, возможно, если переговоры с Японией будут находиться на стадии завершения, в дальнейшем будет легче подписать с Китаем соглашение о поставках газа. НГЕ: Как страны АТР относятся к «сланцевой» революции в США и к возможности увеличения объемов импорта СПГ из Северной Америки? Араи: По моему мнению, несколько стран региона, в частности, Япония и Южная Корея, проявляют интерес к сжиженному газу из Северной Америки. Несмотря на то, что позиция Китая в этом вопросе не до конца определена, существует общий интерес среди этих стран к импорту новых поставок СПГ из США. «Сланцевая революция» в США до сих пор продолжает «набирать обороты», но существует мнение, что эта ситуация не будет долго продолжаться. Таким образом, если в настоящее время есть возможность для увеличения поставок СПГ в Азию из США, это не обязательно будет означать, что такая возможность сохранится и в долгосрочной перспективе.

OGE: How do countries in the Asia-Pacific view the shale gas boom in the U.S. and the possibility of increasing LNG imports from North America?

Arai: In my opinion, there is interest among several countries in the region, in ● Gas demand by country (Asia). particular Japan and South Korea in North ● Спрос на газ по странам Азии.

American LNG. Even though the direction of Mtoe / Млн тонн н.э.

China in this question is not clearly identified Annual Average Growth India Japan China there is a general interest among these counRate / Средний Индия Япония Китай Ежегодный прирост tries in importing new supplies of LNG from the United States.

Indonesia Malaysia Philippines Yet, the shale gas revolution in the U.S. Индонезия Малайзия Филиппины is developing quite rapidly and some people believe this kind of development will not continue long into the future. Thus, while there is India / Индия China / Китай currently a possibility for increased LNG supply Korea / Корея Japan / Япония to Asia from the United States, this doesn’t necIndonesia / Индонезия Taiwan / Тайвань essarily mean that there is a positive outlook on Philippines / Филиппины Malaysia / Малайзия this supply in the long-term future.

Vietnam / Вьетнам Thailand / Таиланд Countries of Southeast Asia, as well as Hong Kong / Гонконг Singapore / Сингапур Qatar, Australia and currently the primary supTech. Adv. / Other Asia / Остальная Азия pliers of LNG to Northeast Asia. Научно-технический задел

Korea Корея

Taiwan Тайвань

Singapore Сингапур

Thailand Таиланд

Vietnam Вьетнам

Other Asia Остальная Азия

ия

он

я ди Ин / ia тай Ind a / Ки n i h C

an

Jap

п /Я

OGE: Japanese specialists were the first in the world to produce methane from hydrates recently. What is your outlook on this potential energy supply source?

44

SOURCE / ИСТОЧНИК: THE INSTITUTE OF ENERGY ECONOMICS JAPAN, ASIA/WORLD ENERGY OUTLOOK 2012

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

ИНТЕРВЬЮ

● Energy balance of NEA countries (2009). ● Энергетический баланс стран Северо-Восточной Азии (2009).

НГЕ: Японские специалисты стали первыми в мире, кому удалось получить метан Mongolia / ROK / Южная PRC / КНР Japan / Япония Russia / Россия из гидратов. Как бы Вы оцеМонголия Корея нили этот потенциальный Production / 2 084 940 93 791 7 690 44 313 1 181 589 источник энергообеспечения? Объем добычи Араи: Я не могу предскаImports / Объем зать будущее гидратов мета327 655 402 625 813 242 425 24 071 импорта на, поскольку то, что сделали Exports / Объем японские специалисты, пока 52 739 18 166 5 009 44 329 552 699 экспорта является только экспериментом. Успех этого экспериTPES* 2 257 101 471 992 3 237 229 178 646 915 мента вовсе не означает, что *TPES: Total Primary Energy Supply / Общее предложение первичной энергии промышленное производство Unit: in thousand tones of oil equivalent (ktoe) on a net calorific value basis / Единица измерения: тыс. тонн н.э. на основе чистой теплотворной способности метана будет успешным при Source / Источник: IEA любом раскладе. Во-первых, следует продолжить поиск Arai: I can’t predict the future of methane hydrates, решения технических проблем, связанных с извлечеием since what Japanese specialists have accomplished so газа из гидратов метана. После этого необходимо решить far is just an experiment. The success of this experiment экономические вопросы. Если затраты на производство doesn’t mean that commercial production of methane from этого источника энергии окажутся слишком высокими, hydrates will be successful by any means. First, you have to продолжение работ в этом направлении не будет иметь continue to work out the technical challenges of producing экономического смысла. Сейчас это больше похоже на hydrates from methane. After that, you must address the мечту, чем на реальность. В то же время, если посмотреть economic questions. If costs of producing this source are на историю революции сланцевого газа в США, сначала significantly high, then it won’t make economic sense to на нее никто не обратил внимания, но в прошлом году continue on this path. Right now this is more like a dream она, кажется, привлекла внимание каждого. Так что, than reality. Yet, at the same time, if you look at the story of конечно, в оптимистическом варианте развития собыthe shale gas revolution in the U.S., no one paid attention to тий может случиться подобная история и с добычей газа it at first, but in the past year it seems to have caught every- из гидратов метана в Японии. one’s attention. So, of course, in an optimistic outcome you could have a similar story happen with Japanese production НГЕ: И последний вопрос. С учетом недавнего увеof gas from methane hydrates. личения напряженности на Корейском полуострове, как бы Вы оценили отношения между Северной Кореей, OGE: Finally, considering the recent escalation of ten- Южной Кореей и США? sions on the Korean Peninsula, what is your view on developАраи: В краткосрочной перспективе нет никаких ments in North Korea? реальных положительных признаков снижения напряArai: In the short-term outlook, there are not any real женности. Тем не менее, в долгосрочной перспективе, positive signs that the situation will de-escalate. However, как я уже упоминал, Северная Корея хотела бы стабилиin the long-term outlook, as I already mentioned, the зировать ситуацию на Корейском полуострове. Понятно, North Koreans wish to stabilize the situation on the Korean что неопределенность в этом кризисе также создает Peninsula. It is understandable that the uncertainties in трудности и для этого региона. Принимая во внимание, this crisis are also difficult for them. Considering that they что он не обладают достаточными финансами или средdon’t have enough money or means to feed their people, ствами, чтобы прокормить своих людей, они должны they must come up with a way to improve relations with найти способ улучшить отношения со своими соседями, their neighbors, South Korea, and the United States. I think Южной Кореей и Соединенными Штатами. Я думаю, that Kim Jong-Un clearly understands this need. Yet, why что Ким Чен Ын явно понимает эту проблему. Почему, has the situation become worse over the past few weeks? It несмотря на это, ситуация ухудшилась в течение последis my theory that there is strong competition within North них несколько недель? На мой взгляд, в правящих кругах Korea’s inner circles of power. Of course, there are a lot Северной Кореи идет борьба за власть. В этой борьбе of people involved, but I would specify two major groups сталкиваются интересы различных групп, из которых among them. One is responsible for planning how to feed хочу выделить две основные: первая группа – это чиновthe people, how to stabilize the economic and agricul- ники, ответственные за решение экономических задач и tural situation of the country. They have been confronted государственное планирование, вторую группу составby another powerful group associated with the military ляют военные. Ким Чен Ыну в подобной ситуации приand Kim Jong-Un must somehow balance their compet- ходится искать компромиссные решения с целью обеing interests for power. Something unexpected happened спечить баланс интересов конкурирующих групп. При in Kim Jong-Un’s attempt to balance these groups and I попытке найти такое решение случилось нечто непредbelieve that because of this, the situation is developing виденное, вследствие чего ситуация стала развиваться more rapidly and more dangerously than even Kim Jong- быстрее и опаснее, чем ожидал Ким Чен Ын. Но это – мое Un thought it could. This is my own opinion. Right now, личное мнение. Однако сейчас Ким Чен Ын, судя по however, Kim Jong-Un seems not to be hurrying to inter- всему, не спешит вмешиваться в ход событий. Как мне vene in the process. If he tries to stop it suddenly, the situa- кажется, если он попробует резко остановить процесс, ситуация может ухудшиться. tion might be getting even worse, I think. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

INTERVIEW

Director of the Moscow Refinery Arkadiy Egizaryan Talks on the Modernization Program, the Moscow Market and Relations with the State

Директор Московского НПЗ Аркадий Егизарьян – о программе модернизации предприятия, московском рынке и отношениях с государством Igor Sviriz

Игорь Свириз

oscow Refinery will complete the first phase of modernization program by the end of the year . The program, that started two years ago, consists of three phases and is to be completed by 2020. Igor Sviriz, the Editorin-Chief of Sibirskaya Neft (SN) magazine, a corporate publication of Gazprom Neft Company, talked to Moscow Refinery Director Arkadiy Egizaryan on how modernization goes on.

The interview has been published originally in the April, 2013 issue of SN and is reprinted here with permission of SN. Sibirskaya Neft: What has changed since you came to the refinery?

Arkadiy Egizaryan: I believe, the more correct starting point is that it was the time when Gazprom Neft gained full control over the plant. The fact that the oil company owns largest stake in the refinery ensured correct formulation of specific goals and objectives, with adequate financial and administrative support. And, crucially – a clear long-term development strategy for the Moscow Refinery was developed.

концу текущего года на Московском НПЗ намерены завершить первый из трех этапов масштабной реконструкции, стартовавшей два года назад и запланированной на период до 2020 года. О ходе модернизации Игорю Свиризу, главному редактору журнала «Сибирская нефть» (СН), корпоративного издания компании «Газпром нефть», рассказал директор МНПЗ Аркадий Егизарьян. Интервью было впервые опубликовано в апрельском номере СН за 2013 год, и перепечатывается с разрешения редакции этого издания. «Сибирская нефть»: Что изменилось с того момента, как Вы пришли на МНПЗ? Аркадий Егизарьян: Думаю, более значимая стартовая точка – то, что именно в это время «Газпром нефть» получила полный контроль над заводом. То, что крупнейшим акционером предприятия стала нефтяная компания, позволило сформировать конкретные цели и задачи, обеспеченные финансированием, административной поддержкой. И что крайне важно – появилась четкая долгосрочная стратегия развития Московского НПЗ.

M

SN: It’s already being implemented?

Egizaryan: I think so. We’re completing a very complex project on modernization of the bitumen unit. Now we are entering a new stage of bitumen business – joint production of polymer-bitumen binders with Total, one of the leaders of the European bitumen market. We produce Euro-4 gasoline and diesel fuel, we upped 9 percent the oil refining volume, we commissioned new effluent facilities. These measures ensure that we produce higher quality product with lesser impact on the environment.

SN: What are the refinery’s most important projects?

Egizaryan: For us, construction of new hydrotreating unit for catcracked gasoline and light naphtha isomerization unit are the projects of paramount importance. After completing the upgrade of LCh 24-2000 diesel hydrotreater the refinery will switch to production of Euro-5 diesel fuel. Very profound, serious and complex upgrade. We decided to create a technological “buffer”, so that there is no need to revamp the facility in five years’ time.

Similar amount of work is required to install the relevant infrastructure. Power supply modernization project, i.e. upgrading the two existing step-down substations and con-

46

К

СН: Реализация которой уже идет полным ходом? Егизарьян: Пожалуй. Завершается очень сложный процесс реконструкции битумной установки. Сейчас мы подходим к новому этапу развития битумного бизнеса – совместному производству полимер-битумных вяжущих с одним из лидеров европейского битумного рынка – концерном Total. Мы выпускаем бензины и дизельные топлива 4-го класса, мы увеличили объем переработки нефти на 9%, ввели в строй новые очистные сооружения. Все это в совокупности позволяет нам выпускать более качественную продукцию с меньшей нагрузкой на окружающую среду.

СН: Какие проекты наиболее важны для МНПЗ? Егизарьян: Огромное значение для нас имеет строительство новых установок гидроочистки бензина каталитического крекинга и изомеризации легкой нафты. Мы проводим реконструкцию установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ 24-2000, которая позволит перейти на выпуск дизеля 5-го класса. Очень глубокую, серьезную и сложную реконструкцию. Мы решили создать технологический задел, чтобы через пять лет не пришлось ничего переделывать.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

PHOTO: PAVEL MARKELOV / ФОТО: ПАВЕЛ МАРКЕЛОВ

ИНТЕРВЬЮ

Arkadiy Egizaryan

Born on October 18, 1974. In 1996, graduated from St. Petersburg State University, Department of Economics and Finance, specialization “Global Economics”. In 2003, graduated from the International School of Management, St. Petersburg State University, having received an MBA. Worked as Commercial Director of “Plex-auto” and as Deputy General Director of Petrosoyuz Industrial Group. From 2005 to December 2006 – Deputy General Director, Economy and Finance, Tomskneftekhim; from 2007 – General Director of Tomskneftekhim. In 20092010 – Executive Director of NIS Petrol, headed the logistics, processing and marketing department in the Serbian NIS

Аркадий Егизарьян Родился 18 октября 1974 года. В 1996-м окончил Санкт-Петербургский государственный университет, факультет экономики и финансов по специальности «мировая экономика». В 2003 году окончил международный факультет менеджмента СПбГУ, где получил степень магистра бизнес-администрирования. Работал в должности коммерческого директора АО «Плекс-авто» и в качестве заместителя генерального директора промышленной группы АО «Петросоюз». С 2005 по декабрь 2006 года занимал пост заместителя генерального директора компании «Томскнефтехим» по экономике и финансам, а с 2007-го – генерального директора «Томскнефтехима». В 2009–2010 годы – исполнительный директор NIS Petrol, возглавлял направление логистики, переработки и сбыта в сербской NIS

struction of a new main step-down substation, will provide better energy security for the refinery, ensuring sustainable power supply for the new units. To produce Euro-5 fuel, we need a completely new quality of hydrogen, so we are building a swing adsorption unit. We installed a new backwater block, which is also in commissioning stage.

Reducing the sulfur content of fuel requires modernization of sulfur production unit. We plan to complete the first phase of modernization in May this year, the second – in 2014.

There is also often overlooked yet very important and laborious issue – I mean the issue of developing the utilities, infrastructure and interconnections: reconstruction of water purifier and central air compressor has already been completed; we also installed a new nitric-acid processing facility.

SN: As far as I know, the Moscow Refinery modernization program for existing equipment is also ambitious enough.

Egizaryan: Yes. For example, the replacement of catalytic cracking regenerator cost us about $16 million, that is, it’s a full-scale investment project. Then we’ll have modernization of L 35/11-1000 reforming unit and G-43-107 catalytic cracking unit. In each case, the goal is the same: we must modernize the units, boost productivity, increase the yield of target fractions by feeding the raw crude to other units. The results of this work will be evident after the first phase of the modernization, which will be almost complete by the end of the year.

SN: Why “almost”?

Egizaryan: Because we decided to significantly expand the scope of work, for some projects. When we originally planned modernization of AVT-6 primary distillation unit, we wanted it to be on par with modern norms and regulations.

However, after a deeper research we realized that there is great potential for boosting the unit’s energy efficiency. The volume of work has crept up, so we developed an investment project – with great ROI, by the way, – which we divided into three stages. First we completed in 2012, the next is earmarked for Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Обеспечение всех этих установок соответствующей инфраструктурой требует не меньшего объема работ. Реализация проекта модернизации электроснабжения, включающего реконструкцию двух существующих понизительных подстанций и строительство новой ГПП, позволит более энергобезопасно эксплуатировать завод, полностью обеспечит новые установки электроэнергией. Для того чтобы выпускать топливо 5-го класса, нам нужен водород совершенно нового качества, поэтому мы строим установку короткоцикловой адсорбции. Мы построили новый блок оборотной воды – он тоже находится в стадии запуска. Снижение содержания серы в топливе требует реконструкции установки производства серы. Первый этап мы завершаем в мае нынешнего года, второй – в 2014-м. Есть вопрос, о котором часто забывают, но он очень важный и трудоемкий – это вопрос развития общезаводского хозяйства и межцеховых коммуникаций: уже проведена реконструкция установки химводоочистки, центральной воздушной компрессорной, построена новая азотнокислородная станция.

СН: Насколько я знаю, программа реконструкции и замены действующего оборудования на МНПЗ также достаточно масштабна. Егизарьян: Да. К примеру, замена регенератора на каткрекинге стоила порядка 500 млн рублей, то есть это полноценный инвестиционный проект. Впереди проекты реконструкции миллионного риформинга Л 35/11-1000, каталитического крекинга Г-43-107. Цель везде одна: мы должны сделать установки более современными, повысив производительность, увеличив отбор целевых для нас фракций, загрузив другие установки сырьем. Об итогах этой работы можно полноценно говорить уже после первого этапа реконструкции, который будет почти завершен к концу этого года. СН: Почему почти? Егизарьян: Потому что по некоторым объектам мы решили значительно расширить фронт работ. Когда изначально планировали реконструкцию установки первичной переработки АВТ-6, то хотели привести ее в соответствие с современными нормами и правилами, но, после того как провели более глубокое обследование, поняли, что есть серьезный потенциал для увеличения энергоэффективности. Так как объем работ существенно вырос, мы разработали инвестиционный проект, кстати, с очень хорошей окупаемостью, разбитый на три этапа. Первый мы завершили в 2012 году, следующий запланирован на 2014-й, и третий – на 2016-й. В ходе последних двух этапов будет заменен весь печной блок установки.

СН: Главная цель сегодня – повышение качества? Егизарьян: Да, на 4-й класс мы уже перешли. Надеюсь, нам удастся в срок реализовать планы по переходу на 5-й класс – и рывок будет очень мощным. Судите сами: всего за два с половиной года, с октября 2010-го, нам удастся перейти с производства топлив 2-го и 3-го классов к 100% производству топлив 5-го класса. Надо понимать, что это большая нагрузка и очень нетривиальная задача. Например, увеличение объема выпуска топлив более высоких классов требует определенных изменений и в логистике: нам нужно сохранять качество продукта на протяжении всей цепочки поставки до клиента, включая заправки, экспорт. Необходимо более четкое структурирование отгрузок товарной продукции по видам транспорта. Сейчас мы дела-

47

INTERVIEW 2014, the third – for 2016. During the last two stages, we will replace the entire furnace block of the unit.

SN: The main objective today – to improve the quality?

Egizaryan: Yes. We’ve outgrown the Euro-4 level. I hope we will be able to cope with the deadlines for switching to Euro-5 – and the progress will be rapid. See for yourself: just two and a half years, from October 2010, we will have managed to switch from the production of Euro-2 and Euro-3 fuels to 100 percent production of Euro-5 fuel. We must understand that this is a severe load and a very unconventional goal.

For example, boosting the production of higher-grade fuels requires certain changes in logistics: we need to maintain the quality of the product throughout the supply chain to the client, including fuel stations, exports.

Better structuring of shipments by transportation mode is required. We are now focusing on road transport, to supply customers in the Moscow region directly from the Refinery.

The remainder of the light oil products we want to ship through the pipeline, as much as possible.

SN: Is it technologically possible?

Egizaryan: Of course, some changes to shipments schedule will be required, we understand these issues and have harmonized them with Transnefteprodukt (Russia’s oil product pipeline company – Edit.) arrangements – the company is interested in boosting its pipeline shipment volumes. We are currently working on the issue of boosting refinery shipments.

Here the key challenge is to move to a single fuel standard, as simultaneous transportation of Euro-3, Euro-4 and Euro-5 fuels requires a fundamental change in Transnefteprodukt’s logistics. And the challenge is being solved, though for the Moscow region it is less critical than for the others – all companies strive to deliver quality fuel to Moscow, objectively assessing the demand and the paying capacity of the Moscow market.

SN: Moscow Refinery switched to the Euro-4 fuel grade without changing the hardware, essentially, before the start of the full-scale modernization program. Is it also because of the market demand?

Egizaryan: We tweaked production processes, using to the full the resources of the facilities. Of course, to some extent, we took chances, but the technological risk was thoroughly calculated, and we also needed to find a quick fix as the refinery was reeling out of the market. As a result, we moved to Euro-4 grade in record time.

SN: Would you say that management optimization and production optimization programs were successful?

Egizaryan: From my point of view, optimization processes at Moscow refinery have been fairly painless, fast and efficient. We have outsourced about 40 percent of the total staff.

It’s a lot. Of course, such approach crumbles work-related, administrative, management links, but we managed to complete this process and are now entering into a normal, quiet phase of building long-term relationships with contractors.

The point is, number of workers is irrelevant, the key thing is how many people operate the process. Our objective was, in this case, to improve performance of the contractor organizations. As a result, we scored twice – by attracting better skilled operators to the production process and by reducing costs.

The most important thing – the optimization enabled the engineering staff to focus on their core tasks by getting rid

48

#5 May 2013

ем больший акцент на автомобильный транспорт, чтобы потребителей в Московском регионе обеспечивать непосредственно с завода. При этом весь остальной объем светлых нефтепродуктов мы хотим максимально отгружать по трубе.

СН:Технологические возможности для этого есть? Егизарьян: Конечно, нужно вносить определенные изменения в схемы отгрузок, они нам понятны и сочетаются с планами «Транснефтепродукта», который заинтересован в увеличении объемов прокачки через свою систему. Над вопросом увеличения прокачки с завода мы сейчас работаем. Здесь важнее для всех участников рынка перейти к единому стандарту топлив, потому что одновременная транспортировка 3-го, 4-го и 5-го классов требует кардинального изменения логистических схем самого «Транснефтепродукта». И вопрос решается положительно, хотя для Московского региона он, кстати, менее критичен, чем для остальных, потому что все компании стремятся поставлять в Москву качественное топливо, объективно оценивая требовательность и платежеспособность московского рынка.

СН: На «Евро-4» МНПЗ перешел без замены оборудования, по сути, до начала активной фазы реализации программы модернизации – тоже из-за требований рынка? Егизарьян: Мы использовали резервы установок, изменив технологические процессы. В какой-то мере мы, конечно, шли на риск, но это достаточно серьезно технологически просчитанный риск, да и надо было найти быстрое решение, так как московский завод совсем выпадал из рынка. В итоге перешли на 4-й класс в рекордно быстрые сроки. СН: Реализация программы оптимизации процессов управления заводом, да и всего производства МНПЗ в целом, принесла ожидаемые результаты? Егизарьян: С моей точки зрения оптимизационные процессы на МНПЗ прошли достаточно безболезненно, очень быстро и эффективно. Мы вывели на аутсорсинг примерно 40% от общей численности персонала. Это очень много. Конечно, при этом рушатся рабочие, административные, управленческие связи, но нам удалось провести этот процесс, и сейчас мы входим в нормальную, спокойную фазу выстраивания долгосрочных отношений с подрядчиками. Надо понимать, что важно не то, какова штатная численность, а то, сколько людей обслуживают процесс. Нашей задачей было, в том числе, повышение производительности труда в подрядных организациях. В результате добиваемся двух целей – делаем производство более квалифицированным и сокращаем затраты. Самое главное – оптимизация позволила инженернотехническому персоналу сосредоточиться на своих основных задачах, избавившись от административной нагрузки. Думаю, именно расшивка узких мест, более эффективное управление позволили за последние два года повысить энергоэффективность предприятия в среднем на 11%, а объем переработки – почти на 10%. Мы сейчас фактически на 100% используем возможности завода, этот опыт позволит в полном объеме задействовать и новое вводимое оборудование. СН: А каковы технологические резервы для этого? Егизарьян: В первую очередь это снижение трудоемкости за счет повышения уровня автоматизации произOil&GasEURASIA

№5 Май 2013

of the administrative load. I think that over the past two years, debottlenecking and more efficient management ensured 11 percent average growth of energy efficiency and almost 10 percent boost of processing volumes. We are now using the refinery capacity to almost 100 percent; this experience will help us to use the new equipment to the full, too.

SN: What are the technological resources for this?

Egizaryan: First, it is reduction of labor intensity via better automation. This gives better reliability – in parallel to a more efficient process control and better energy efficiency.

With this in mind, we have designed a comprehensive longterm plan that covers all subsequent modernization stages of the refinery.

SN: In technology selection, do you plan to focus on the top, world-class standards? Is it OK to apply the reasonable sufficiency principle, at least to some segments?

Egizaryan: We try to use the most modern technology.

As a rule, the more modern the solution, the more effective its application. The only question is whether you can implement it.

I believe that our company can. This is not boasting. The Omsk refinery, which has long been a part of Gazprom Neft, has one of the highest levels of automation in the country.

Anyway, generally speaking, it is probably impractical to install a modern hardware without modern brains.

SN: Modern hardware needs people who can operate it.

Egizaryan: Personnel is a problem not only for the refinery, it is a global problem of production enterprises.

Fewer and fewer people want to master the engineering profession; youngsters are attracted to postindustrial occupations. Our current goal is to develop own staff, the company is very serious about this issue. We have plenty to offer on the market, too – we can explain, persuade and attract the talent.

In Moscow, it’s both harder and easier than anywhere else.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИНТЕРВЬЮ водства. Помимо более эффективного управления технологическими процессами, повышения энергоэффективности это дает еще и более высокую степень надежности. У нас для этого разработан комплексный долгосрочный план, который учитывает все дальнейшие этапы реконструкции завода.

СН: При выборе технологий планируется ориентироваться на верхнюю планку мирового уровня? Или по каким-то направлениям можно руководствоваться принципом разумной достаточности? Егизарьян: Мы стараемся использовать самые современные технологии. Как правило, чем современнее решение, тем оно эффективней. Вопрос только в том, способны ли вы его реализовать. Я считаю, что наша компания способна. Это не бравада. На Омском НПЗ, который давно находится в составе «Газпром нефти», уровень автоматизации – один из самых высоких в стране. Ну и в целом, наверное, нерационально ставить современное железо, не придав ему современные мозги. СН: К современному железу нужны люди, которые смогут его обслуживать. Егизарьян: Кадры – проблема не только для МНПЗ, это глобальная проблема производственных предприятий. Все меньше людей хочет осваивать инженерные профессии, молодежь привлекают постиндустриальные сферы. Наша задача сегодня – развивать собственный персонал, компания в целом над этим очень серьезно работает. Нам есть что предложить и на рынке, мы можем объяснить, убедить, привлечь талантливых специалистов. В Москве это и сложней и проще, чем где-либо. Проще, потому что столица всегда привлекательна, здесь максимум возможностей для продвижения. Но это и самый дорогой город, здесь непросто обустроиться.

49

INTERVIEW Simply because the capital is always attractive, here you have maximum opportunity for progress. But it is also the most expensive city, difficult to settle into.

SN: Moscow is not only a vast labor market; it is the most capacious domestic market of petroleum products and the city with the most serious restrictions for production development.

What are your relations with the state?

Egizaryan: It varies. Communication with the Moscow government is quite comfortable because the City Hall employs practical people. We do not have privileges, but also there are no administrative obstacles, and not a single problem relevant to the Moscow government remains unconsidered.

With regulatory authorities, relations develop in a different way. In general, the trend is geared towards tightening the screws. So far, we cannot say it is unjustified, since the state’s desire to control the situation is logical. Unfortunately, the regulatory authorities, just like us, have a certain gap in the regulation domain, often there is no unambiguous interpretation and understanding of what to do and how to do it. Now we’re engaged in difficult but, from my – maybe too optimistic – point of view, a constructive dialogue.

SN: What is the goal of this dialogue?

Egizaryan: The goal is transparent, unambiguous rules that are effective both for society and for business. In particular, in the field of industrial safety. Though this process is complex, if it fails, construction of many industrial facilities will be put under a question mark.

SN: Does the same apply to environmental protection?

Egizaryan: Here, the attitude of regulatory authorities has changed even more. It’s just that earlier nobody paid much attention to the ecology. Sure, we understand perfectly – the tenth of our investment is solely for environmental projects.

It’s a lot of money. I am not going to claim that we are perfect, of course, but there should be understanding that a company needs some time to, say, complete the environmental modernization.

SN: Eventually we will come to a clean green refinery, without raised eyebrows of the environmentalists?

Egizaryan: I think this is the only way: to comply with all rules, regulations and laws. Which, of course, is not always economically sound. But I am convinced that we need to be safe, environmentally flawless, impeccable in terms of tax payments.

If after complying with these three conditions, we cannot make money – maybe we should not operate.

We are located within the limits of one of the largest cities in the world, we’re surrounded by residential districts, and today it does not matter whether or not they were correctly built ages ago. It’s a huge responsibility.

SN: Let’s imagine the refinery at its next jubilee, the 80th anniversary?

Egizaryan: This will be a much more modern plant, modernized about 80 percent. By 2020, after completing the advanced processing projects, it will hatch into a supermodern, environmentally friendly plant with a high degree of automation. A refinery with at least 80 percent yield of light oil products, with the refining depth of 92-94 percent. We want to achieve the operational readiness of 96 percent. If we reach the targets, there is no doubt in the future.

50

#5 May 2013

СН: Москва – это не только обширный рынок труда, это самый емкий в стране рынок нефтепродуктов и самые серьезные ограничения для развития производства. Как сейчас складываются отношения с государством? Егизарьян: По-разному. Взаимодействие с московским правительством комфортно, потому что в мэрии собрались конструктивные люди. У нас нет привилегий, но и административных препятствий тоже нет, и ни одна проблема без рассмотрения в московском правительстве не остается. С надзорными органами отношения складываются по-другому. В целом заметен тренд на ужесточение. Пока нельзя сказать, что неоправданный, так как стремление государства контролировать ситуацию разумно. К сожалению, у надзорных органов, так же как и у нас, есть определенный провал в области регулирования, часто нет однозначных трактовок и понимания, что и как правильно делать. Сейчас идет сложный, но, с моей точки зрения – может, слишком оптимистичной, – конструктивный диалог. СН: К чему этот диалог должен привести? Егизарьян: К появлению однозначных прозрачных норм, эффективных как для общества, так и для бизнеса. В частности, в области промышленной безопасности. И хоть процесс этот не простой, без него строительство многих промышленных объектов будет поставлено под вопрос.

СН: Это же касается и сферы охраны природы? Егизарьян: Здесь отношение надзорных органов поменялось еще сильнее. Просто раньше экологией в стране активно никто не занимался. Но мы и сами прекрасно все понимаем, и десятая часть наших инвестиций идет исключительно на экологические мероприятия. Это огромные деньги. Утверждать, что мы идеальны, конечно, не буду, но должно быть понимание, что предприятиям нужен некий период на, скажем так, экологическую модернизацию.

СН: Мы в итоге придем к чистому зеленому заводу, к которому не будет вопросов у экологов? Егизарьян: Думаю, это единственный способ: необходимо соответствовать всем нормам, правилам и законам. Что, конечно, не всегда экономически оправданно. Но я убежден, что мы должны быть безопасными, безупречными экологически, безупречными с точки зрения уплаты налогов. Если после выполнения этих трех условий мы не можем заработать деньги – значит, мы не должны работать. Мы находимся в черте одного из крупней ших городов мира, вокруг нас жилые кварталы, и уже не важно, правильно они были когда-то построены или нет. Это огромная ответственность. СН: Давайте представим, что завод будет представлять из себя к следующему юбилею, к 80-летию? Егизарьян: Это будет гораздо более современный завод, модернизированный на 80%. А к 2020 году, после реализации проектов глубокой переработки, – суперсовременный, экологически безопасный завод с высокой степенью автоматизации. Завод с выходом светлых не менее 80%, с глубиной переработки 92-94%. Мы хотим достичь эксплуатационной готовности на уровне 96%. Если мы все запланированное выполним, то можем быть твердо уверенными в будущем.

Oil&GasEURASIA

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

TsMOEM: Digital Model for Development and Operation of Oil and Gas Field ЦМОЭМ: цифровая модель для обустройства и эксплуатации нефтегазового месторождения Shalbus Karibov

Шалбус Карибов

he first wave” of computerization of fuel and energy complex is often referred to as “patchwork automation”. The IT revolution was of a local nature: companies simply implemented a specialized software aimed at specific tasks in such fields as logistics, design automation, financial management and so on.

Randomness and fragmentation of the “first wave” of energy segment computerization at times was below the level of efficiency expected by the management that authorized it in the first place.

Today, market players both understand the advantages of the IT and have a clear vision of its prospects. One of the key lessons of the “first wave” is that the maximum benefit from the computerization requires integration of different types of information systems. With this in mind, energy companies are trying to set up a long-term (10+ years) development strategy.

Oil and gas companies put specific requirements to management software. These depend on a range of factors, including: ● territorial distribution: production fields are located in the most remote parts of the country, administration – in the central region; ● diversity and complexity of the relationships between production and business processes; ● operation on Russian and foreign sites; ● the shareholders’ requirement to ensure access to QA for management and production performance; ● compliance with various national and industrial legislative norms and regulations.

Oil and gas companies were among the pioneers of automation and computerization of the industry: here, urgent need to improve the quality of management decisions coincided with the financial potential.

Today, however, oil and gas industry faces new opportunities for improving: ● production performance of the producing companies; ● labor safety and environmental protection;

ервую волну» внедрения ИТ на предприятиях топливно-энергетического комплекса (ТЭК) часто называют «лоскутной автоматизацией». Она носила локальный характер: компании внедряли специализированное программное обеспечение (ПО) для решения узких задач в таких областях, как логистика, автоматизация проектирования, управление финансами и так далее. Хаотичность и фрагментарность «первой волны» внедрения ИТ в ТЭК не всегда позволяла достичь того уровня эффективности от внедрения информационных технологий, на какой рассчитывало руководство, решаясь на автоматизацию. Сегодня у игроков рынка сформировалось не только понимание плюсов информатизации, но и четкое видение ее перспектив. И один из главных выводов, который сделан по итогам «первой волны», – максимальный эффект от информатизации производства достигается за счет интеграции разных типов информационных систем. И сейчас предприятия ТЭК стараются вырабатывать долгосрочную стратегию развития, рассчитанную на 10 и более лет. Для нефтегазовых компаний требования к ИТ-системам поддержки управленческих решений обуславливаются рядом особенностей. Это: ● территориальная распределенность: добывающие предприятия расположены в самых удаленных точках страны, а управляющие компании – в центре; ● многообразие и сложность взаимосвязей производственных и бизнес-процессов; ● работа на российских и зарубежных объектах; ● требование обеспечения доступа к контролю качества управления и производственных показателей со стороны акционеров; ● соблюдение разнообразных общегосударственных и отраслевых законодательных и нормативных требований. Нефтегазовые предприятия одними из первых включились в процесс автоматизации и информатизации производства: здесь острая необходимость в подъеме качества управленческих решений совпала с финансовыми возможностями.

“T

«П

Karibov Shalbus Aliskerovich, director of Oil and Gas Department, NEOLANT Карибов Шалбус Алискерович, директор департамента нефти и газа, компания «НЕОЛАНТ» Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

51

#5 May 2013

INDUSTRIAL AUTOMATION

Однако сегодня для компаний нефтегазового комплекса открываются новые горизонты для повышения: ● эффективности производства добывающих компаний; ● уровня безопасности труда и защиты окружающей среды; ● «прозрачности» бизнеса для собственников; ● соблюдения требований государственного законодательства и отраслевых нормативных документов. Эксперты группы компаний «НЕОЛАНТ» доказали это на практике, внедряя такие решения, как: ● системы управления инженерными данными (СУИД); ● информационные системы поддержки принятия решений на основе межсистемной интеграции: ● геоинформационных систем (ГИС), ● СУИД, ● систем бизнес-аналитики (BI, Business Intelligence), ● модулей визуализации сводных показателей эффективности и их детализации на основе удобных и наглядных реалистичных графических 3D интерфейсов. ● Fig. 1. Visual display of the field infrastructure. ● Рис. 1. Отображение инфраструктуры месторождения.

● ●

business transparency for business owners; compliance with state laws and industry regulations.

The experts of NEOLANT group of companies proved this “in the field”, by implementing such solutions as: ● engineering data control systems (EDCS); ● computerized decision support systems are based on inter-system integration of: ● Geographic Information Systems (GIS) ● EDCS, ● Business Intelligence (BI) systems, ● visualization modules for consolidated performance indicators with zoom-in option on the basis of userfriendly and intuitive realistic 3D graphics interfaces.

TsMOEM – a One-Stop Solution for Oil Producers Today, one of the most immediate challenges for producing companies is the problem of the investment feasibility (ROI evaluation), optimal planning of development and exploitation of the fields. During its life cycle, oil and gas company accumulates a large number of unrelated information – plans for capital repairs, modernization, construction ● Fig. 2. The “as designed” digital model. ● Рис. 2. Цифровая модель «как спроектировано».

ЦМОЭМ – единое решение задач добывающих компаний Одной из самых актуальных для добывающих компаний сегодня является задача технико-экономического обоснования инвестиций, оптимального планирования обустройства и эксплуатации месторождений. Жизненный цикл нефтегазодобывающих предприятий сопровождается накоплением большого количества не связанной между собой информации – планов капитальных ремонтов, реконструкций и нового строительства, программ бурения, карт, техрегламентов работы объектов, проектно-сметной документации (ПСД) и так далее. В связи с этим остро встает проблема организации хранения, поиска и доступа ко всем этим данным для проектировщиков, строителей, эксплуатационников, менеджеров и других специалистов. Наиболее оптимальное ее решение – это создание единого электронного хранилища, доступ к данным которого удобен и понятен для всех. Специально для нефтегазодобывающих организаций компания «НЕОЛАНТ» предложила решение этой задачи, отражающее типовую структуру добывающего объекта, – цифровую модель для обустройства и эксплуатации месторождения (ЦМОЭМ). Цифровая модель предназначена для технико-экономического обоснования инвестиций, разработки концепций обустройства месторождения, планирования его развития на краткосрочную и долгосрочную перспективы, поддержки принятия текущих управленческих и проектных решений, а также для решения целого ряда эксплуатационных задач. ЦМОЭМ стала развитием геоинформационной системы управления данными обустройства месторождения – ГИС УДОМ – раннего решения компании «НЕОЛАНТ», с помощью которой уже разработаны концепции двух месторождений для ООО «КогалымНИПИнефть» («ЛУКОЙЛ»): Тевлинско-Русскинского и Южно-Ягунского.

ЦМОЭМ – заглянем вглубь? ЦМОЭМ – это постоянно действующая информационная модель обустройства месторождения, которая объединяет в одном информационном пространстве всех специалистов, работающих над обустройством месторождения, и является удобным и эффективным инструментом их взаимодействия. Информационная система на основе ЦМОЭМ отображает во взаимосвязи не только все наземные системы инфраструктуры месторождения – систему нефтесборных трубопроводов,

52

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

projects, drilling programs, maps, technical regulations for the facilities, design estimates, and so on. This breeds the problem of the organization of storage, search and access to all this information for project designers, builders, operating staff, managers and other professionals.

The most optimal solution is to create a single electronic storage, where data access is convenient and understandable for everyone. Focusing on the oil and gas industry, NEOLANT developed a solution to this problem, the one that reflects the typical structure of the production facility – a digital model for the development and operation of oil and gas field (TsMOEM).

The digital model is tailored for investment feasibility study, elaboration of field construction concepts, long- and short-term planning of its development, support for ongoing management and project-related solutions, as well as solutions for a wide range of operational tasks. TsMOEM is a next step after the geographic information system of field construction data management (GIS UDOM by Russian first letters), an early NEOLANT solution used for concept development at the two fields of LUKOIL’s KogalymNIPIneft: Tevlinsko-Russkinskoye and Yuzhno-Yagunskoye.

TsMOEM – Let’s Have a Deeper Look TsMOEM is a permanent information model for field construction; it uses a single information space to bring together all experts working on the field construction and is a convenient and effective interaction tool.

On top of visualizing the links of the entire terrestrial field infrastructure (crude oil collector, pressure maintenance, energy, road systems), TsMOEM-based information system is also intelligent enough to show submersible equipment.

TsMOEM integrates diverse information about the field: GIS data, detailed information on the field facilities, 3D data models, electronic executive documentation, technical passports of the facilities, panorama views, etc.

TsMOEM-based system displays all information necessary for instant decision-making in user-friendly format using visualization tools: color identifiers, translucency, data layers, isoline contouring, charts, and so on. The system supports a high level of detail – it stores information on individual objects, down to wells and downhole equipment. An expert can analyze a facility by selecting it on the map and viewing the full relevant information.

TsMOEM Potential: Conceptual Planning TsMOEM can be used for efficient field construction planning, for several years ahead, using the “timeliner” time bar – modelling options in terms of field development: construction, reconstruction, conservation, liquidation, adjusted for planned infrastructure facilities and changes in the levels of production/fluid injection and energy consumption. This ensures selection of the optimal field construction scenario and reasonable estimations for improving oil production (Fig. 1).

The program can calculate capital investment required for different development scenarios; this ensures efficiency of the investment plans for field development.

TsMOEM Potential: Project Design In a single model, TsMOEM brings together sections of the project, created in different CAD systems, and uses them to form a single digital model “as designed” (Fig. 2). This model identifies conflicts and generates trouble-shooting routines even before the start of the construction. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА поддержания пластового давления, энергообеспечения, автодороги, – но и погружное оборудование. ЦМОЭМ объединяет в себе разнородную информацию о месторождении: геоинформационные данные, детализированную информацию по объектам месторождения, трехмерные информационные модели, электронную исполнительную документацию, технические паспорта объектов, сферические панорамы и многое другое. Система на основе ЦМОЭМ отображает всю необходимую для оперативного принятия управленческих решений информацию в легком для восприятия виде благодаря широкому использованию инструментов визуализации: цветовых идентификаторов, полупрозрачности, расположения данных слоями, построения изолиний, диаграмм и так далее. Система поддерживает высокий уровень детализации данных – в ней хранится информация по отдельным объектам вплоть до скважины и скважинного оборудования. При выборе объекта на карте можно проанализировать состояние объекта, просмотрев полную информацию по нему.

Возможности ЦМОЭМ: концептуальное планирование В ЦМОЭМ реализовано эффективное планирование развития схемы обустройства на несколько лет вперед на основе использования принципа временной шкалы «timeliner» – возможности моделирования во времени развития процессов обустройства: строительства, реконструкции, консервации, ликвидации с учетом ввода новых объектов обустройства и изменения объемов добычи/закачки жидкости и энергопотребления. Это позволяет выбирать оптимальный сценарий обустройства месторождения и обоснованно вырабатывать рекомендации по повышению добычи нефти (рис. 1). В программе реализован расчет капиталовложений, необходимых для различных вариантов развития схемы обустройства, что позволяет создавать эффективный инвестиционный план построения инфраструктуры месторождения.

Возможности ЦМОЭМ: проектирование ЦМОЭМ объединяет в одной модели разделы проекта, созданные в различных САПР, на основании которых формирует единую цифровую модель «как спроектировано» (рис. 2). Эта модель позволяет еще до начала строительства выявлять коллизии и формировать предложения по их устранению. Дополнительные возможности ЦМОЭМ на этапе проектирования: ● получение изометрических чертежей технологических трубопроводов; ● сбор и систематизация сведений об исходном состоянии объекта; ● автоматическое формирование технического паспорта объекта; ● и другие.

Возможности ЦМОЭМ: строительно-монтажные работы Благодаря связи графика строительных работ на месторождении с 3D моделями объектов ЦМОЭМ позволяет моделировать ход строительных работ, осуществлять мониторинг процесса строительства, включающий оценку соответствия построенного объекта проекту и принятым нормам, правилам, техническим условиям, интеграцию и визуализацию всех имеющихся данных в информационной системе и мгновенное

53

#5 May 2013

INDUSTRIAL AUTOMATION Additional TsMOEM features for project design stage: ● isometric drawings of industrial pipelines; ● collection and collation of information about the initial state of the object; ● automatic generation of technical passport of the object; ● etc.

выявление критических отклонений от графика (рис. 3). В ЦМОЭМ осуществляется сбор и хранение данных о фактически смонтированных элементах, оборудовании и использованных материалах. Это позволяет в режиме реального времени обеспечивать всех участников строительства фактической информацией о конструкции, параметрах и характеристиках технологического объTsMOEM Potential: екта.

Construction Works По мере строительства и сбора фактических данных об объекте в Thanks to linking field con- ● Fig. 3. 3D monitoring of the construction process. ЦМОЭМ осуществляется формироstruction schedule to 3D models ● Рис. 3. 3D мониторинг процесса строительства. вание электронной исполнительof objects, TsMOEM can simulate and monitor the construction progress, including compliance ной документации «как построено». Впоследствии все эти данные используются на этапе эксassessment of the constructed object to the project and operating rules, regulations, and specifications. The program also плуатации месторождения. allows integration and visualization of all the data available in the information system and instant identification critical Возможности ЦМОЭМ: эксплуатация deviations from the schedule (Fig. 3). Для предупреждения возникновения критических ситуаTsMOEM collects and stores data on actually installed ций на объектах в ЦМОЭМ используется визуальный контроль units, equipment, and materials used. This allows real-time текущего состояния инфраструктурных объектов месторождеprovision of the actual information about the structure, pro- ния, для которого используются различные технологии, вклюcess parameters and characteristics of the facility to all project чая анализ сферических панорам. Использование этой техpartners. нологии обеспечивает планирование, проведение и контроль As construction progresses and as more factual data осмотров и капремонтов. becomes available, TsMOEM collection generates electronic Для решения эксплуатационных задач в системе реализоexecutive documentation “as built”. вана интеграция с различными расчетными модулями: Subsequently, all the data is used in the production phase of the field. Экологические расчеты: ● моделирование и оценка убытков, возникших в результате различных аварий (маршруты разливов нефти с оценкой плоTsMOEM Potential: Operation To prevent emergencies, TsMOEM provides real-time щади загрязнения, выбросы газа, воспламенение и так далее); visual inspection of the field’s infrastructure using a variety of ● разработка защитных мер в особенно опасных участках и technologies, including analysis of panorama views. This tech- планирование действий в чрезвычайных обстоятельствах; nology is crucial for planning, implementation and monitor- ● поддержка анализа пространственно-временной динамиing of inspections and capital repairs. ки опасных геологических процессов; Various add-ins provided for the system ensure resolving ● изображение моделей результатов чрезвычайных ситуаof virtually all operational problems: ций и оценка рисков.

Environmental calculations:

Гидравлические расчеты:

● modeling and estimation of contingency-related losses (patterns of oil spills with estimation of the pollution area, gas emissions, inflammation, and so on); ● development of protective measures for particularly dangerous zones, emergency planning; ● supporting the analysis of spatio-temporal dynamics of geological hazards; ● visualization of contingency models and risk assessment.

● ●

Hydraulic calculations: ● calculation of complex production, collection and transportation networks; ● prediction of critical situations: ● formation of liquid slug and determination of its size; ● formation of gas hydrate; ● formation of gas slugs and so on; ● calculation of flow regimes; ● definition of the pressure profiles/temperature, flow, etc.; ● analysis of well performance.

54

расчет сложных сетей добычи, сбора и транспортировки; прогнозирование критических ситуаций: ● появление жидкостной пробки и определение ее размеров; ● образование гидратов; ● образование газовых пробок и так далее; ● расчет режимов течения; ● определение профилей давления/температуры, расхода и так далее; ● анализ поведения скважины.

Расчеты систем энергоснабжения: ● расчет и прогнозирование установившихся режимов сложных электроэнергетических систем; ● анализ балансов мощности и потерь мощности; ● анализ распределений уровней напряжений; ● расчет начальных и перспективных значений токов коротких замыканий (КЗ) с учетом установившегося режима, предшествующего КЗ или без его учета; ● расчет потерь электроэнергии в сложных энергосистемах.

Oil&GasEURASIA

№5 Май 2013

Calculations of energy supply systems: ● calculation and prediction of steady-state regimes for complex electrical power systems; ● analysis of power balance and power loss; ● analysis of voltage levels distribution; ● calculation of the initial and prospective values for shortcircuit current (SC), either with or without adjusting for the steady state prior to the fault; ● calculation of energy loss in complex power systems.

The combination of visual and computational technologies is convenient for solving such operational problems as: ● calculation and selection of downhole equipment; ● checking well parameters for compliance to operating parameters of the equipment; ● recommendations on facilities replacement or change of the regime; ● recommendations on optimization of energy consumption; ● calculation of material balance; ● and many others.

Results of TsMOEM Implementation Given the diversity of features, we can say that, first, TsMOEM is the framework for the interaction of different experts: engineers, designers, builders, economists and executives – and for their sound and consistent decisions.

Each of the experts uses own professional approach, but they all use the data of one and the same object – deposit field.

Second, in field construction the TsMOEM economic effect is composed of the following factors: ● growing oil production – integration with the appropriate calculation system leads to lower flow friction parameter and lower bottomhole pressure during the operation; ● detection (using the hydraulic calculation module) of available spare capacity adjusted for future rates of production; this means 10 percent up on pipeline usage efficiency (capital cost savings by minimizing the diameter of new pipes); ● cutting the direct costs linked to pipeline leaks through the timely warning of the system about the need to replace the aged pipes; ● savings in operating costs (electricity costs) – using the add-on to analyze the power utilization efficiency and make optimization recommendations for power-consuming facilities.

Conclusion The complexity of the organizational structure and the variety of operation modes require oil and gas companies to implement solutions, which will form a unified information grid that integrates and organizes all data necessary for the effective management. The answer to this challenge lies in the development of information (digital) modelling and creation of integrated management systems tailored for engineering data and management decisions based on them.

This is a very promising direction of integrated automation and cross-system integration for energy sector companies; its solutions increase production efficiency and safety, level of compliance to the requirements of state laws and industry regulations.

TsMOEM – a digital model developed by NEOLANT experts for field construction and operation – is a key IT tool for performance gains and safety of the oil producer. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА Сочетание визуальных и расчетных технологий удобно для решения эксплуатационных задач: ● расчет и подбор скважинного оборудования; ● проверка параметров работы скважины на соответствие рабочему диапазону оборудования; ● выработка рекомендаций по замене объектов или смене режима; ● выработка рекомендаций по оптимизации энергопотребления; ● расчет материального баланса; ● и многих других.

Результаты внедрения ЦМОЭМ Учитывая все многообразие функциональных возможностей, можно сказать, что, во-первых, ЦМОЭМ представляет собой основу для взаимодействия разных специалистов: технологов, проектировщиков, строителей, экономистов и руководителей – и принятия ими обоснованных и согласованных решений. Каждый из них использует свой профессиональный подход, но все они оперируют данными об одном и том же объекте – месторождении. Во-вторых, экономический эффект от использования ЦМОЭМ при обустройстве месторождения складывается из следующих факторов: ● увеличения добычи нефти за счет уменьшения коэффициента гидравлического сопротивления и снижения забойного давления в процессе эксплуатации за счет интеграции с соответствующей расчетной системой; ● выявления при помощи модуля гидравлических расчетов свободных незагруженных мощностей с учетом перспективных объемов добычи, позволяющего повысить эффективность использования трубопроводов до 10% (экономия капитальных затрат за счет минимизации диаметров вновь вводимых труб); ● сокращения прямых затрат, связанных с порывами нефтепроводов, за счет своевременного предупреждения системой о необходимости замены трубопроводов, выработавших ресурс; ● экономии операционных затрат на электроснабжении месторождения за счет анализа при помощи интегрированного расчетного модуля эффективности использования и выработки рекомендаций по оптимизации объектов, потребляющих электроэнергию.

Выводы Сложность организационной структуры и многообразие видов деятельности требуют от нефтегазовых компаний внедрения решений, которые сформируют единое информационное пространство, интегрирующее и упорядочивающее все необходимые для эффективного управления предприятием данные. Ответом именно на эти актуальные запросы рынка становится развитие методологии информационных (цифровых) моделей и создания комплексных систем управления инженерными данными и систем поддержки принятий управленческих решений на их основе. Это весьма перспективное направление комплексной автоматизации и межсистемной интеграции на предприятиях ТЭК, решающее задачи повышения эффективности производства и безопасности труда, качества выполнения требований государственного законодательства и отраслевого регулирования. Разработанная специалистами «НЕОЛАНТ» цифровая модель для обустройства и эксплуатации месторождений ЦМОЭМ – ключевой ИТ-инструмент для повышения эффективности и безопасности работы добывающего предприятия.

55

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

Керновое измерение коэффициента восстановления продуктивности нефтяных пластов Н.Ю. Мойса, к.т.н., заместитель директора по бурению ООО «НПО „Химбурнефть“» И.И. Дубов, руководитель службы бурения НФ «Западная Сибирь» ООО «НБК» В.И. Яковенко, начальник отдела ООО «НПО „Химбурнефть“»

В

скрытие нефтенасыщенного пласта бурением в условиях репрессии неизбежно сопровождается проникновением в поровое пространство породы-коллектора твердой и жидкой фаз бурового раствора, что приводит к нарушению природного равновесия между элементами пластовой системы в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основными действующими факторами, приводящими к поражению коллектора в ПЗП при этом являются: изменение геометрии фильтрационных каналов вследствие закупорки их твердыми, коллоидными и субколлоидными частицами; дополнительная гидратация глинистых минералов, вызывающая их набухание; образование в порах коллектора нерастворимых осадков вследствие взаимодействия фильтрата с породой и пластовыми флюидами; проявление молекулярно-поверхностных и капиллярных эффектов, уменьшающих подвижность флюидов в ПЗП. В соответствии с руководящими документами нефтегазовой отрасли [1, 2], возможное отрицательное влияние последствий взаимодействия нефтенасыщенного коллектора с буровым раствором (БР) и его фильтратом (ФБР) оценивают величиной коэффициента восстановления проницаемости, соответственно βБР и βФБР:

Электронные изображения натурных кернов различных пластов и элементный анализ с помощью компьютерной программы INCO позволяют определить на наноуровне (от 0,1 до 100 мкм) размеры гранул, пор, конфигураций каналов и трещин, элементный состав слагающих коллектор минералов.

● Рис. 1. Электронное изображение рас-

пределения зернистого материала в продуктивном песчанике пласта БС8 при 100 -кратном увеличении на микроскопе JSM7500 F.

. При испытаниях измеряется также скорость поступления фильтрата бурового раствора в пласт через фильтрационную корку и закольматированный пристеночный слой породы VФ (м/с). Полученные данные βБР, βФБР и VФ в результате испытаний, проведенных в термобарических условиях максимально приближенных к скважинным, служат основой для расчета условий притока нефти из пласта в скважину по показателям качества: скин-фактору (S) и относительной продуктивности (ОП). На протяжении последнего десятилетия нами на УИПК-1М были произведены многочисленные тестовые испытания по измерению влияния различных типов буровых растворов и технологических жидкостей глушения скважин на качество вскрытия продуктивных пластов и выданы рекомендации для различных нефтяных и газовых месторождений: Аганское, Ватинское и другие в Западной Сибири; Заборское, Мишкинское в Удмуртии; Ковыктинское, Берямбинское в Восточной Сибири. Существенным дополнением проводимых нами исследовательских работ являются данные полученные с помощью электронной растровой микроскопии на JSM-7500 F (Япония).

56

● Рис. 2. Электронное изображение

распределения глинистого цемента на поверхности зерен породы в продуктивном песчанике пласта БС8 при 500-кратном увеличении на микроскопе JSM-7500 F. Так, например, электронное изображение (рис. 1, 2) реального керна песчаника пласта БС8 Усть-Балыкской свиты Чупальской площади, при различных масштабах увеличения, позволяет характеризовать коллектор продуктивного пласта как гранулярный с достаточно однородным фракционным составом зернового материала, оценить размер гранул и изучить морфологию ее поверхности и межструктурного цемента керна. Газопроницаемость этого кернового образца, измеренная на аппарате ГК-0,5 по воздуху, оказалась довольно высокой (198 мД), что свидетельствует о хорошей отсортированности зернистого материала и проточности практически всех поровых каналов. Однако после приведения кернового материала в скважинные термобарические условия с насыщением пластовой хлоркальциевой

водой его водопроницаемость по сравнению с абсолютной уменьшалась в 12-13 раз, что указывает на предрасположенность глинистых минералов внутрипорового цемента к активной гидратации и набуханию выстилающих стенки фильтрационных каналов глинистых слоев. При 500-кратном увеличении (рис. 2) видно, что фрагменты глинистого цемента неравномерно распределены на границах и стыках зерен песчаника, а также на их поверхности. Стендовые эксперименты проводились в условиях максимального приближения к геолого-физическим параметрам залегания пласта БС8 и включали последовательное выполнение всех операций в соответствии с методическими рекомендациями [1-3]. Результаты проведенного комплекса экспериментальных исследований на УИПК-1М блокирующей способности на примере ингибирующего хлоркалиевого биополимерного бурового раствора (БР) на керне № 4-10 пласта БС8 с исходной маслопроницаемостью Kм0 = 20,9мД и его фильтрата (ФБР) на керне № 4-12 с Kм0 = 21,7 мД показали значения коэффициентов восстановления проницаемости соответственно βБР = 68,1% и βФБР = 78,5% при VФ·фильтрации БР в пласт равной 2,60* 10-7 м/с и расчетным радиусом фильтрции RФ = 0,781 м по истечении 20 суток. Расчеты показателей скин-фактора S и относительной продуктивности ОП для вскрытия пласта БС8 на хлоркалиевом буровом растворе выполненные в соответствии с [2,3] показали значения по скин-фактору S = 0,225-0,628 и ОП = 0,961-0,909 в зависимости от нахождения пласта под репрессией с продолжительностью до 20 суток. Таким образом, на примере прямых испытаний керновых образцов продуктивного пласта БС8 показано, что при первичном вскрытии с применением хлоркаливого биополимерного раствора гарантируется высокое сохранение коллекторских свойств подвергнутого испытаниям нефтяного продуктивного пласта БС8. В настоящее время тестированный хлоркалиевый биополимерный буровой раствор успешно применяется НФ «Западная Сибирь» ООО «Национальная Буровая Компания» при бурении боковых стволов на различных месторождениях Западной Сибири.

Литература 1. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов. РД 39-0147009-510-85, Краснодар, 1985 год.

2. Методика оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. РД 39-0147001-742-92, Краснодар, 1992 год.

3. Бабаян Э.В. Буровые технологии. 2005 год. Краснодар, Изд. «Советская Кубань», с. 447-506

Oil&GasEURASIA