July-August 2013

#7-8 2013

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

JULY-AUGUST ИЮЛЬ-АВГУСТ

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

The Great Game Arctic Style Uncovering Riches Under the Ice

Большая игра в Арктике Открыть сокровища, таящиеся подо льдом p. / стр. 22

SPECIAL REPORT | СПЕЦИАЛЬНЫЙ РЕПОРТАЖ

p. / стр. 46

Tech Trends p. / стр. 8 Новые технологии

Gazprom Takes on South America With New Venture in Bolivia

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

«Газпром» начинает осваивать газовые ресурсы Боливии

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Mexico Welcomes Russia as It Rescinds Nationalization Россия, добро пожаловать в Мексику после отмены национализации! Нефтегазовые ресурсы Мексики теперь доступны всему миру – включая Россию.

И

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

Mexico is opening its oil and gas potential to the world – and that includes Russia.

T

hank God! I have had on my “to do list” for quite some time a note to ring up the Mexican Embassy in Moscow and ask, why there isn’t a single authentic Mexican Restaurant in Moscow? Oh sure, there are plenty who say they are “authentic”, but all of them fail the test when confronted by a diner who actually knows what Mexican (or better yet Tex-Mex) food should be.

I once ate an enchilada at a Moscow Mexican restaurant stuffed with Russian tvorog (dry cottage cheese) and rolled in something that was far closer to an Italian cannoli than a Mexican tortilla. And that was one of the better experiences. So bring it on Mexico – all the culinary technology transfer you can foster! Meanwhile, back to my original point.

Deputy Mexican Interior Minister Eduardo Sanchez told RIA Novosti in a recent interview that Mexico is indeed interested in Russia’s upstream oil and gas experience. Mexican President Enrique Pena Nieto’s administration has recently submitted to the Senate a draft package of reforms to that country’s energy sector. And Sanchez says, “without a doubt” Mexico is hoping to attract in Russian companies.

The proposals would break the Mexican state’s 75-year-long monopoly control over the country’s oil and gas industry. State oil company Pemex would, if the reforms pass, have the authority to enter into contracts with private firms for oil and gas exploration, produc-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

это меня очень радует, поскольку уже довольно долго я планировала позвонить в мексиканское посольство в Москве и спросить, почему в российской столице нет ни одного настоящего мексиканского ресторана. Точнее, ресторанов более чем достаточно, и везде якобы подаются настоящие мексиканские блюда – однако, на самом деле, ни одно из них не «пройдет проверку», если «дегустировать» их будет знаток мексиканской (точнее, техасско-мексиканской) кухни. Однажды в одном из московских ресторанов я заказала энчиладу. Начинка оказалась из творога, а завернута она была в нечто, напоминающее скорее итальянские канноли, нежели мексиканские тортильи. И это заведение было одним из лучших в Москве. Так что, я только за расширение российско-мексиканского сотрудничества – возможно, оно будет способствовать также и обмену кулинарными «технологиями»! Однако вернемся к нашей первоначальной теме. В своем недавнем интервью РИА «Новости» заместитель Министра внутренних дел Мексики Эдуардо Санчес сообщил, что российский опыт в разведке и добыче нефти и газа для Мексики очень интересен. Администрация президента Мексики Энрике Пенья Ньета недавно представила в Сенат проект пакета реформ в энергетическом секторе страны. По словам Санчеса, Мексика, «без сомнения», надеется на сотрудничество с российскими компаниями. Предлагаемые реформы положат конец 75-летнему монопольному контролю государства над нефтегазовой отраслью. В случае их реализации, госпредприятие Pemex получит право заключать контракты на проведение работ по разведке, добыче, переработке, транспортировке и хранению углеводородов с частными компаниями. Цель реформ – изменить ряд статей Конституции, позволивших в 1938 году национализировать нефтегазовые активы американских и британских компаний в Мексике. Как сообщил Санчес РИА «Новости», в случае принятия мексиканскими законодателями документов по реформам до конца этого года, иностранные компании смогут подавать заявки на участие в проектах уже в начале 2014 года. В своем интервью Санчес предупредил, что рассматриваемые реформы подразумевают внесение серьезных изменений в Конституцию страны, после чего потребуется принятие Парламентом ряда законов, конкретизирующих отдельные аспекты. Представитель пресс-службы американского нефтяного гиганта Chevron в интервью корреспонденту Financial Times по энергетическим вопросам Гаю Шэзану отметил, что инициатива мексиканского прези-

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА tion, refining, transport and storage. The reform is aimed at changing articles in the Mexican constitution that in 1938 nationalized U.S. and British company oil and gas investments in Mexico.

Sanchez told RIA Novosti that if Mexican legislators pass the reforms by yearend, foreign companies can submit bids to participate in projects in early 2014. Sanchez cautioned in his interview that the reforms under review involve serious changes to the Mexican constitution, which would need to be followed by parliament’s passage of laws that stipulate specifics.

A spokesman U.S. oil major Chevron, told Guy Chazan, the Financial Times Energy Correspondent, that the Mexican president’s initiative is a “good sign for us and the other international oil companies out there that the door is opening.”

Chevron has made discoveries in a layer of rock beneath the U.S. Gulf of Mexico known as the Lower Tertiary trend, which extends into Mexican waters. Petroleum geologists have often speculated that the Mexican side of the trend could be just as prolific as the U.S. side, Chazan wrote in the FT. Similarly, Mexico’s Burgos Basin is seen as an extension of Texas’ Eagle Ford shale – a formation that has been at the forefront of America’s unconventional oil and gas boom. All in all, Mexico is thought to have 115 billion barrels of resources, with three-quarters of that identified as unconventional, that is locked in hard-to-get-at shales and in deep waters offshore, according to Chazan.

But while the reforms would give Pemex the chance to gain the financial muscle and technical skills to exploit these riches, there is a problem: the reforms envisage profit-sharing contracts – an arrangement the majors normally shun. Typically oil companies typically prefer contracts that give them ownership of reserves.

“Profit-sharing contracts have been used in the past by Ecuador, Iran and Bolivia – and I can’t think of three countries you’d least want to be associated with,” said Daniel Kerner, head of the Latin America practice at Eurasia Group, told Chazan. Ouch! I don’t know whether I should or should not at the point recommend that our readers take a look at OGE’s coverage this month of Gazprom’s activities in – yes, Mr. Kerner, Bolivia.

We’re reprinting the article from Gazprom’s own magazine so it is “Gospel According to Gazprom” if you get my meaning. But the lesson here – and its been known and talked about for some time now – is that the IOCs are having to become more flexible because increasingly it is national oil companies, NOCs, that are calling the shots.

Reserve potential and competition for that potential is the bottom-line. Statoil and Total were certainly able to work out a deal with Gazprom in the last go-around over Shtokman. Though Russian legislation wouldn’t allow booking of reserves or allowing a foreign company to operate the project, its size and potential, nonetheless, attracted the right partners.

According to the FT, Mexico is contemplating, at least, to allow the majors to book reserves, thereby reflecting the potential value of the oil or gasfields in their accounts. In fact Pemex and the Mexican government have reportedly been discussing with the U.S. Securities and Exchange Commission how to do this.

I know this is all very serious. Mexico, as we all know, is in very bad shape and is even sometimes said to be on its way to becoming a failed state – financial decline, drug cartels, bad PR for tourism, etc., etc. To open its doors to the international oil and gas industry is a great idea.

And if that means that some enterprising Russians go to Mexico, get a taste for its cuisine and decide to open a really authentic – yes, finally authentic – Mexican restaurant in Moscow, I just might make fewer trips to Houston in the future! Fiesta!

2

#7-8 July-August 2013

дента – «хороший знак для Chevron и других международных нефтекомпаний, свидетельствующий о том, что „двери открываются“». Компания Chevron сделала ряд открытий в пласте пород на территории Мексиканского залива – в той его части, которая подконтрольна США. Данный пласт, известный как «нижнетретичное простирание», распространяется и на мексиканскую территорию. Как пишет Шэзан, геологи-нефтяники много раз высказывали предположение, что мексиканская сторона простирания может оказаться не менее продуктивной, чем американская. Аналогичным образом, месторождения Burgos Basin в Мексике рассматривается как продолжение сланцевого месторождения Eagle Ford (шт. Техас), сыгравшего весьма существенную роль в развитии «сланцевого бума» в США. Как отмечает Шэзан, предполагается, что нефтяные запасы Мексики составляют 115 млрд баррелей, но из них три четверти классифицируются как «нетрадиционные»: их «местонахождения» – это труднодоступные сланцевые или глубоководные морские месторождения. Есть и еще один нюанс: хотя реформы позволят Pemex приобрести финансовые и технические ресурсы для освоения упомянутых запасов, они также предусматривают контракты по разделу прибыли – схемы, которых крупные компании, как правило, стараются избегать, предпочитая контракты, дающие им право собственности в отношении добываемой продукции. «В прошлом контракты по разделу прибыли использовались Эквадором, Ираном и Боливией, и мне трудно назвать три других страны, с которыми менее всего хотелось бы работать», – сказал Шэзану Дэниел Кернер, руководитель Latin America Practice в Eurasia Group. Эти слова, честно говоря, ставят меня в весьма затруднительное положение: не знаю, следует ли теперь рекомендовать читателям познакомиться с материалом, посвященным деятельности «Газпрома» в – не удивляйтесь, господин Кернер! – Боливии. Данная статья перепечатывается из корпоративного журнала «Газпрома», поэтому в ней, прежде всего, представлено видение ситуации самой компанией. Однако «мораль» всего вышесказанного такова – и об этом уже неоднократно говорилось: международным нефтяным компаниям необходимо стать более гибкими, поскольку на рынке все больше и больше активизируются компании национальные. Основным моментом является потенциал запасов и конкурентная борьба за этот потенциал. Statoil и Total, конечно же, смогли договориться с «Газпромом» в последнем раунде переговоров по Штокману. Несмотря на то, что, согласно российским законам, запасы на баланс ставить не разрешается и иностранная компания не может выступать в качестве оператора проекта, масштабы проекта и его потенциал, в итоге, привлекли подходящих партнеров. По свидетельству Financial Times, Мексика намерена, по крайней мере, разрешить крупным компаниям ставить запасы на баланс, отражая, таким образом, потенциальную стоимость нефтяных или газовых месторождений в своей финансовой документации. Известно, что Pemex и правительство Мексики обсуждали с Комиссией по ценным бумагам и биржам США вопрос о том, как это сделать. На самом деле, все очень серьезно. Как известно, мексиканская экономика сегодня переживает не лучшие времена – даже ходят слухи о том, что Мексика может стать государством-банкротом, чему в немалой мере способствуют финансовый кризис, активность наркокартелей, негативный имидж для туризма и проч. В подобной ситуации пригласить в страну международные нефтегазовые компании – прекрасная идея. И если, как следствие, некоторые предприимчивые россияне, съездив в Мексику и познакомившись с мексиканской кухней, решат открыть настоящий – именно настоящий – мексиканский ресторан в Москве, возможно, мне уже не понадобится столь часто ездить в Хьюстон. Да здравствует российско-мексиканская дружба!

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

Mexico Welcomes Russia as It Rescinds Nationalization!

Mexico is opening its oil and gas potential to the world – and that includes Russia

Россия, добро пожаловать в Мексику после отмены национализации!

1

Нефтегазовые ресурсы Мексики теперь доступны всему миру – включая Россию

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

ARCTIC | АРКТИКА

International Endowment Oil and Gas Prospects for Countries in Arctic Region

Межнациональное достояние

22

Нефтегазовые перспективы для стран в арктическом регионе Attention of the oil and gas sector was attracted to the Arctic region long ago due to its significant hydrocarbon reserves. Арктический регион уже давно привлекает к себе внимание нефтегазовой отрасли, благодаря внушительным запасам углеводородов.

OIL PRODUCTION | ДОБЫЧА НЕФТИ

The Era of Oil Production Continues Oil Production in Russia: Continental and Arctic Prospects; Russian Oil Producers are Waiting for Tax Advantages

Эра нефти продолжается

30

Нефтедобыча России: материковые и арктические перспективы; российские нефтедобытчики ждут налоговых льгот

GAS | ГАЗ

The Russian Far East as a New Gas Hub Prospects for the Development of Production, Processing and Transportation to Asia-Pacific Region

Дальний Восток – новый газовый хаб

34

Перспективы развития добычи, переработки и транспортировки в Азиатско-Тихоокеанский регион

The Discovery Day Gazprom Group starts gas projects in Bolivia

Открытие Америки

46

Группа «Газпром» приступает к освоению газовых ресурсов Боливии

CARBONATE RESERVOIRS | КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Heterogeneity Ensures Potential of Carbonate Deposits Перспективная неоднородность

38

THERMAL MANAGEMENT | ТЕРМОУПРАВЛЕНИЕ

Taking Control – Selecting the Right Control and Monitoring System for Hazardous Environments Полный контроль – правильный выбор системы контроля и управления для опасной среды 4

42

Oil&GasEURASIA

#7-8 July-August 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ ENERGY STRATEGY | ЭНЕРГОСТРАТЕГИЯ

Ukraine’s Energy Strategy: a Course to Independence Энергетическая стратегия Украины: курс на независимость

52

EXHIBITION | ВЫСТАВКА

MIOGE 2013 Brings Together Information, Ideas and Technology 56

MIOGE 2013: синтез информации, идей и технологий РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION DRILLING MUDS | БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Керновое измерение коэффициента восстановления продуктивности нефтяных пластов

60

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 «Газпром нефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 «РИТЭК» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 «Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

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 ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev 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

11 15 17 19 21 49

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

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев 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

Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . «Трансойл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

EMERSON. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . «Химбурнефть». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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

НЕФТЬ ПО НОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

● Разработка нефтяных месторождений в десяти регионах России: ХМАО Югре, ЯНАО, Республиках Калмыкия, Татарстан и Удмуртия, Волгоградской, Астраханской, Самарской и Ульяновской областях, Пермском крае;

● 101 объект интеллектуальной собственности из них: 72 патента на изобретение, 23 патента на полезную модель, 1 свидетельство на базу данных и 5 товарных знаков;

● Инновационное оборудование РИТЭКа – технологические достижения, аналогов которым нет в мире;

● Экологически чистые технологии международных стандартов ISO 14001 и OHSAS 18001.

ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания»

Российская Федерация, 117036, г. Москва, проспект 60-летия Октября, д. 21, корп. 4 www.ritek.ru

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Effective Mobile Hydrofracturing Units Designed in St. Petersburg

В Петербурге создали эффективный российский флот ГРП

Avtomatika construction bureau completed in St-Petersburg preliminary tests of the latest mobile system for hydraulic fracturing of oil and gas deposits. According to developers, performance of the new made-in-Russia hydrofrac system outstrips anything available in the world in power rating and mobility, the two vital properties.

The St. Petersburg experts used 300 million rubles and two years to create advanced, internationally competitive and complex equipment optimal for projects in extreme weather conditions. While having comparable power rating and performance, Russian hydrofrac solutions will cost the customers 20-40 percent cheaper than standard solutions offered by the market.

RFK consortium, the union of Russian heavy engineering companies headed by Russian Fracturing Company, will start mass production of high-performance hydrofrac systems in 2013. Currently the consortium includes Avtomatika construction bureau, Tikhoretsky heavy engineering plant and PromSpetsServis heavy engineering group.

“Our system is put at minus 45 C, our system launches in just one minute,” says Kirill Serik, General Director of the Russian Fracturing Company.

As often the case in Russia, advanced engineering solutions stem from formerly military projects. Performance rating of the hydrofrac systems is defined by the rating of the pump unit and the number of pumps servicing the hydrofracturing process. Modern Russian hydrofracturing equipment uses gas turbine power plant that can produce and sustain up to 2,250 hp. Similar gas turbine engines installed in Russian T80 and U.S. “Abrams” tanks.

So far, well-known global manufacturers used dieselmotor pumps for power generation in their equipment.

Russian engineers believe that diesel motors are insufficiently responsive to load variation to efficiently operate in hydrofrac pumping units.

ПКБ «Автоматика» закончило в Санкт-Петербурге предварительные испытания новейшего мобильного комплекса для гидравлического разрыва нефтяных и газовых пластов. Как заявляют разработчики, характеристики созданного российскими конструкторами оборудования ГРП превосходят все мировые аналоги по ключевым показателям мощности и мобильности. За 2 года и 300 млн рублей петербургские разработчики создали передовое по международным меркам сложнейшее оборудование, оптимально приспособленное к работе в экстремальных климатических условиях. При сравнимых параметрах мощности и производительности российские технические решения обойдутся заказчикам на 20-40% дешевле, чем стандартные комплексы ГРП, существующие на рынке. Серийным производством высокопроизводительных комплексов ГРП с 2013 года займется консорциум «РФК» — объединение российских машиностроительных предприятий во главе с ООО «Русская фрактуринговая компания». На сегодняшний день в консорциум помимо ПКБ «Автоматика» и Тихорецкого машиностроительного завода входит машиностроительная группа «ПромСпецСервис». «Наша установка заводится при −45 °С всего за одну минуту!» – утверждает Кирилл Викторович Серик, генеральный директор «Русской фрактуринговой компании». Как часто бывает в российской практике, в основу передовых технических решений легли военные разработки. Производительность комплекса ГРП определяется мощностью насосной установки, а также количеством задействованных в процессе гидроразрыва насосов. В новейшей российской технике гидроразрыва пласта применена газотурбинная силовая установка, развивающая мощность до 2 250 л.с. и способная поддерживать ее длительное время. Подобные газотурбинные двигатели установлены в российских танках Т80 и американских «Абрамс». В оборудовании известных мировых производителей до сих пор использовались насосы с дизельными двигателями в качестве силовой установки. Российские инженеры считают, что приспосабливаемость дизелей к изменению нагрузки низка для создания эффективных фрактуринговых насосных установок. Стоимость мобильного комплекса РФК запланирована в пределах 200-300 млн рублей, и уже для первых заказчиков консорциум планирует привлечение крупнейших лизинговых компаний.

SOURCE: AVTOMATIKA / ИСТОЧНИК: АВТОМАТИКА

● RFK consortium launches hydrofrac systems mass production in 2013. ● Консорциум РФК займется серийным производством комплексов ГРП с 2013 года.

8

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

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

The cost of the RFK mobile system is scheduled at 200-300 million rubles; the consortium is already planning to attract largest leasing companies for the first customers.

Energodiagnostika Develops a System for Ball Valve Sealability Control The main criterion of the shutoff valve performance is sealability of its closing element, the quantitative characteristic of which is flow rate of the transported gas passing through the closing element in its closed position.

Total gas losses in the period of time between the leak initiation and its elimination are determined by an integral relation, which creates high requirements to the frequency of sealability control measurements.

In order to minimize the risks of gas losses at hazardous facilities and to maintain continuity of the processes of gas transportation, Energodiagnostika has developed an innovative system for sealability control of ball valves PIK 375A, which enables direct measurements of the flow rate of gas passing through each seal of a ball valve separately without interruption of the gas transportation process. The system’s operation is based on measurement of the dynamic of gas flow through each ball valve closing element seal separately, and automatic calculation of parameters of the gas mass transfer, which takes place in case of seal failures.

The system is connected to a ball valve to be checked using high-pressure hoses. Information is displayed with the help of a tablet computer having the operational system Android. Information is transferred to the tablet computer by a Bluetooth radio channel to a distance up to 50 meters.

The main technical characteristics of the system PIK 375 are given below in the table.

At present, the principles realized in the system for control of sealability of ball valve closing elements PIK 375A have no analogs among diagnostic equipment.

Leotek Experimental Heavy-Engineering Plant Started Production of a New Type of Hose Leotek experimental heavy-engineering plant started production of a new type of hose. In addition to standard drilling rubber hoses, Leotek now manufactures hoses for “choke and kill” technology; manufacturing process is compliant to GOST 28618-90 national standard (matches the US standard API 16C). Distinctive feature of the new product is its operational range – the hose can be deployed at plus 100 C, even at plus 177 C (for one hour). High heat resistance is achieved by using to the outer layer of stainless steel sheath that covers the hose, protecting it from the flame. The hoses of this type are available in standard diamНефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

«Энергодиагностика» разработала систему контроля герметичности затворов шаровых кранов Основным критерием качества функционирования запорной арматуры является герметичность затвора, количественной характеристикой которой является расход транспортируемого газа через затвор, находящийся в закрытом состоянии. Общие потери газа в интервале времени между возникновением утечки и ее устранением связаны интегральным соотношением, что предъявляет высокие требования к периодичности измерительного контроля показателей герметичности. В целях минимизации рисков потерь газа на объектах повышенной опасности, а также поддержания непрерывности технологических процессов при транспортировке газа ООО «Энергодиагностика» разработана инновационная система контроля герметичности затворов шаровых кранов PIK 375А, позволяющая осуществлять прямые измерения расхода газа через каждое уплотнение шарового крана в отдельности и без прерывания технологических процессов транспортировки газа. Работа системы основана на измерении динамики потока газа через каждое из уплотнений затвора шарового крана в отдельности и вычисления в автоматическом режиме параметров массового обмена газа, имеющего место при наличии негерметичностей в прокладках. Подключение системы к контролируемому шаровому крану осуществляется с использованием рукавов высокого давления. Отображение информации осуществляется с помощью планшетного компьютера под управлением операционной системы Android. Передача информации на планшетный компьютер производится по радиоканалу Bluetooth на расстояние до 50 м. Основные технические характеристики системы PIK 375 приведены в табл. В настоящее время принципы, реализованные в системе контроля герметичности затворов шаровых кранов PIK 375А, не имеют аналогов в диагностическом оборудовании.

Characteristic / Характеристика

Value / Значение

Range of measurement of gas mass flow rate through each seal, kg/hour / Диапазон измерения массового расхода газа через каждое уплотнение, кг/ч

from 0.047 to 7.2 / от 0,047 до 7,2

Inaccuracy of measurement of gas mass flow rate through the ball valve seals, reduced to the measurement range, %, maximum / Погрешность измерения массового расхода газа через уплотнения шарового крана, приведенная к диапазону измерений, %, не более

±3.0/±0,3

Operating pressure range, MPa / Диапазон рабочих давлений, МПа

Up to 8 MPa / До 8 МПа

Working medium / Рабочая среда

Natural gas / Природный газ

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

9

SOURCE: LEOTEK / ИСТОЧНИК: ЛЕОТЕК

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ eters from 76 to 102 mm, for operating pressures of up to 150,000 PSI, and are fitted with flanged couplings.

All hoses are pressure tested at the plant’s test facility that was set up by Leotek’s own engineers. The facility is rated for testing ● API 16C hoses could be used at high the hoses of up to 6’’ pressure and temparature conditions. diameter and creates ● Буровые рукава API 16C могут a pressure up to 1,000 использоваться в условиях высокого atm for a total length давления и температуры. of up to 23 meters.

Hoses of this type are used for connecting the choke-and-kill manifold to the casing strings. The manifold is designed for 1) directing the drilling fluid from the wellbore into the buffer tank; 2) discharging the drilling fluif to reduce the wellbore pressure; and 3) reversing the fluid to prevent heads and blowouts.

The ultimate feature of such hoses is their heat- and pressure resistance, which makes the product an ideal choice for difficult fields.

M-I SWACO Introduces New Dual-Deck Shale Shaker

SOURCE / ИСТОЧНИК: M-I SWACO

M-I SWACO, a Schlumberger company, announced the introduction of the MD-2† dual-deck shale shaker. When combined with DURAFLO† composite screens, the MD-2 shaker provides optimal solids control performance for drilling applications.

“As well construction costs continue to rise, today’s shale shakers must be capable of maintaining optimum fluid properties to maximize drilling efficiency,” said Joe Bacho, president, M-I SWACO. “The durable construction and optimal solids control performance of the MD-2 shaker provides unmatched solids control for any environment.”

● The MD-2 dual–deck, flat-bed shaker with full-contact composite screen technology has a small footprint. ● Двухсеточное вибросито MD-2 с плоской сеткой. В данной модели используется технология композитной сетки с контактом по всей поверхности, занимает небольшую площадь.

10

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

#7-8 July-August 2013

Опытный механический завод «Леотек» освоил производство рукавов нового типа Опытный механический завод «Леотек» освоил производство нового для себя типа рукавов. Кроме стандартных резиновых буровых рукавов согласно отечественному стандарту ГОСТ 28618-90 теперь выпускаются рукава по американскому стандарту API 16C, также известных по всему миру под названием choke-and-kill. Главным отличием данного типа рукавов является температурный режим использования. Они работоспособны до +100 °С и кратковременно (до 1 часа) работоспособны при +177 °С. Такая устойчивость к высокой температуре достигается за счет наружного слоя оплетки из нержавеющей стали, герметично защищающей рукав от пламени. Рукава этого типа производятся стандартных диаметров – от 76 до 102 мм, выдерживают рабочее давление до 150 тыс. PSI. Рукава оснащаются фланцевыми соединениями. Все рукава проходят испытания давлением на стенде завода, собранном силами инженеров ОМЗ «Леотек». Стенд рассчитан на испытания буровых рукавов ДУ до 6 дюймов, и позволяет создать давление до 1 тыс. атм на общей длине до 23 м. Рукава данного типа служат для соединенияманифольдовдросселирования и глушения с обсадной колонной. Манифольд предназначен для направления буровой жидкости из скважины в буферный резервуар или её свободное выбрасывание с целью снижения давления в скважине и/или направление жидкости в обратном направлении для предотвращения выбросов и открытых фонтанов. Основная специфика применения таких рукавов – месторождения с высоким пластовым давлением и температурой.

Компания M-I SWACO выпустила новое двухсеточное вибросито Компания M-I SWACO, принадлежащая Schlumberger, объявила о выпуске двухсеточного вибросита MD-2†. В сочетании с сетками DURAFLO† из композитных материалов, вибросито MD-2 обеспечивает оптимальный контроль содержания твердой фазы в процессе бурения. «С учетом того, что стоимость строительства скважин продолжает расти, современные вибросита должны поддерживать оптимальные свойства буровых растворов с тем, чтобы максимизировать эффективность бурения, – сказал Джо Бако, президент компании M-I SWACO. – Прочная конструкция и оптимальные характеристики вибросита MD-по контролю твердой фазы обеспечивают высокопродуктивный контроль содержания твердой фазы при любых условиях.» Вибросито MD-2 было разработано в ответ на пожелания заказчиков получить прочное вибросито среднего диапазона, подходящее для работ как на суше, так и в морских условиях. Компания M-I SWACO разработала сдвоенное вибросито, опираясь на проверенную конструкцию рассчитанного на работу в морских условиях строенного вибросита MD-3†, а также используя конструктивные элементы предназначенного для работы на суше вибросита MONGOOSE PRO†. Аттестация конструкции вибросита Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

The development of the MD-2 shale shaker was the result of customers’ requests for a durable mid-range shaker suitable for both onshore and offshore applications. M-I SWACO developed the dual-deck shale shaker using the proven design of the offshore-suited MD-3† triple-deck shaker, and also utilizes design elements from the onshoresuited MONGOOSE PRO† shale shaker. Design validation for the MD-2 shaker was conducted at the SWECO manufacturing facility in Florence, Kentucky, United States.

In a field trial in South Texas a customer was drilling a 22-in. hole using two conventional shakers, but due to capacity limitations there was a low rate of penetration (ROP). To optimize the solids control performance, one MD-2 shaker was provided, which processed drilling fluid at a rate of 658 gallons per minute, or more than twice the two conventional shakers combined. Additionally, the MD-2 shaker handled 100 percent of the flow throughout the top hole section, thereby maximizing flow rate and maintaining the desired ROP. The small footprint of the MD-2 dual-deck shale shaker makes it ideal for space-restricted onshore and offshore drilling rigs where high-capacity separation efficiency and operational flexibility are needed. In addition, the combination of the MD-2 shaker and DURAFLO composite screens provides nearly double the capacity of a standard single-deck shaker.

Downhole Inclinometer FloSurvey Takes on the Costly Telemetry Alternatives

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

MD-2 была проведена на производственном предприятии SWECO в г. Флоренция, штат Кентукки, США. Во время полевых испытаний в Южном Техасе, заказчик проводил бурение скважины диаметром 22 дюйма, используя два обычных вибросита, но из-за ограничений по пропускной способности, механическая скорость бурения была низкой. Для оптимизации эффективности контроля содержания твердой фазы, было предоставлено одно вибросито MD-2, которое обрабатывало буровой раствор со скоростью 658 галлонов в минуту, что более чем в два раза превышает производительность компоновки из двух обычных вибросит. Кроме того, вибросито MD-2 пропускало 100% всего потока раствора в верхней части ствола скважины, что позволяло максимизировать скорость потока и поддерживать желаемую скорость бурения. Небольшая площадь, занимаемая двухсеточным виброситом MD-2, делает его идеальным для случаев буровых установок с ограниченным пространством на суше и на море, где необходимо высокопроизводительное отделение твердой фазы и эксплуатационная гибкость. Кроме того, сочетание вибросита MD-2 с композитными сетками DURAFLO обеспечивает производительность, превышающую почти в два раза производительность стандартного односеточного вибросита.

Вертикальный инклинометр FloSurvey составит альтернативу дорогим телесистемам

SOURCE / ИСТОЧНИК: NOV

Одной из немаловажных задач в бурения вертикальDrilling calibration, a must for vertical wildcat wells, ных поисково-разведочных скважин является точечная requires continuous monitoring of vertical position of the привязка по глубине, с чем связан постоянный контроль hole. As a rule, this is done by either inclinometer, lowered соблюдения вертикальности скважины. Для этого, как праdown on a cable, or by telemetry. Cable measurements are вило, используется либо инклинометр, спускаемый на кабеtime consuming but require relatively cheap equipment. ле, либо телесистема. Замеры на кабеле требуют больших Telemetry systems are expensive but save time, transmit- временных затрат, но при этом используется сравнительно недорогое оборудование. В свою ting information to the surface очередь, телесистема имеет высокую without delay. Inclinometer стоимость, но позволяет передавать

by NOV Downhole has been информацию на поверхность без designed to combine the advanдополнительных временных затрат. tages of the first and second Инклинометр, разработанный комmethods. Vertical inclinometer панией NOV Downhole, призван объFloSurvey measures inclination единить в себе преимущества первоangle and azimuth and transго и второго методов. Вертикальный mits this data to the operator’s инклинометр FloSurvey производит terminal on the surface. The замеры зенитного угла и азимута, patented data transfer method после чего эти данные передаются ensures maximum noise resisна поверхность и отражаются на tance and is tolerant of the weak экране монитора. Запатентованный hydraulics of the rig (this was a ● FloSurvey provides well trajectory control. способ передачи данных обеспечиpriority in FloSurvey develop- ● Применение FloSurvey позволяет контролировать вает максимальную помехоустойчиment). Measurement data are траекторию скважины. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

12

#7-8 July-August 2013

transmitted in real time by establishing hydraulic impulses; the time between impulses defines the spatial location of the tool. To cut the costs even further, the designers developed a unique technology for measuring inclination angle and used it instead of the standard accelerometers.

The system of inclination angle measurement consist of a sensor partially filled with conductive liquid that remains horizontal regardless of the sensor’s inclination.

The angles of inclination in a longitudinal and transverse direction of the vertical axis are determined by measuring the conductance between pairs of orthogonally spaced electrodes immersed in the liquid. The measurement is automatic during the upbuilding, when the tool is at rest; the data transfer takes place in the moment of circulation restoration and takes less than 45 seconds. During the data transfer, the operator can continue drilling.

The key advantage of this tool is its precision (measurements error is ± 0.2◦ for inclination angle and ± 1◦ for azimuth), and a patented data transmission system, which ensures low power consumption and, accordingly, up to 1,500 hours of operation. The data is automatically transmitted to the surface, shown on the screen tablet computer and stored by the software, which can create a measurement report (well trajectory) for further distribution or printing.

FloSurvey provides means to control the trajectory of the well, reducing the time needed for intermediate measurements by geo-scientists and slashing the financial costs (compared to telemetry systems).

вость и толерантен к слабой гидравлике на буровой (эта задача являлась приоритетной при разработке FloSurvey). Данные о замерах передаются в реальном времени путем создания гидроимпульсов, время между пульсами определяет пространственное местоположение инструмента. Для дополнительного снижения себестоимости оборудования была разработана и применена уникальная технология замера зенитного угла, которая заменила стандартные акселерометры. Сама система замера зенитного угла представляет собой датчик, частично заполненный электропроводящей жидкостью, поверхность которой остается горизонтальной при наклоне корпуса датчика. Углы наклона в продольном и поперечном направлении по вертикальной оси определяются измерением проводимости между ортогонально расположенными парами электродов, погруженными в жидкость. Замер снимается автоматически при наращивании, когда инструмент находится в покое, а передача данных происходит в момент восстановления циркуляции и занимает не более 45 с, с возможностью продолжать бурение. Основными преимуществами инструмента является точность замеров (погрешность в измерениях ±0,2◦ по зенитному углу и ±1◦ по азимуту), запатентованная система передачи данных обеспечивающая низкое энергопотребление, что позволяет оборудованию работать до 1,5 тыс. часов на забое. Данные автоматически передаются на поверхность и отражаются на мониторе планшетного компьютера, с последующей записью. Сформированный

Bashneft Opens an Innovative Drilling Support Center in Ufa

«Башнефть» открыла в Уфе инновационный Центр сопровождения бурения

In the middle of June Bashneft Group opened a state-of-the-art Drilling Support Center (DSC) in Ufa designed and constructed

by Schlumberger, the world’s leading supplier of a full range of modern technologies, project management services and IT solutions for the oil and gas industry. The DSC is designed to provide professional real-time drilling support maximizing operational and economic efficiency. Bashneft’s investment in the creation of the DSC totalled 165 million rubles.

Regardless of where drilling is conducted (the Republic of Bashkortostan or the Nenets Autonomous District), intelligent drilling support will enable Bashneft to obtain necessary information on the formation structure in real time, make informed decisions concerning well design and placement, as well as drill a smaller number of wells and reduce the amount of horizontal drilling when developing formations. Thus, the Group expects to reduce geological risks, ensure that the productivity of new wells is several times higher than the current level and increase the recovery factor.

In recent years, Bashneft has considerably increased the efficiency of geological and engineering operations, including drilling new production wells. In 2012 alone, commissioning of new wells accounted for 19 percent of production growth related to geological and engineering operations (over 284,000 tons).

In 2012 the average initial production rate of Bashneft’s newly drilled wells totalled 60.5 tons per day compared to 19.2 tons per day in 2011 and 15 tons per day in 2010.

В середине июня «Башнефть» открыла в Уфе высокотехнологичный Центр сопровождения бурения скважин (ЦСБС), спроектированный и построенный Schlumberger – компанией, предоставляющей широкий спектр современных технологий, услуги по управлению проектами и информационные решения в сфере добычи нефти и газа. Задача ЦСБС – обеспечение экспертной поддержки бурения в режиме реального времени для достижения его максимальной производственной и экономической эффективности. Инвестиции «Башнефти» в создание ЦСБС составили 165 млн рублей. Интеллектуальное сопровождение бурения вне зависимости от географии ведения этих работ (Республика Башкортостан или Ненецкий автономный округ) позволит «Башнефти» в режиме реального времени получать необходимую информацию о строении пласта, принимать оптимальные решения по проводке и конструкции ствола скважины, а также добиваться вскрытия залежей меньшим количеством скважин и горизонтальных секций. Компания рассчитывает таким образом добиться снижения геологических рисков, кратно увеличить продуктивность новых скважин и увеличить коэффициент нефтеотдачи. За последние несколько лет «Башнефть» продемонстрировала существенный рост эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ), в частности, бурения новых эксплуатационных скважин. Только в 2012 году ввод новых скважин обеспечил 19% дополнительной добычи от ГТМ – более 284 тыс. т. В 2012 году средний начальный дебит новых скважин «Башнефти» составил 60,5 т/сут. по сравнению с 19,2 т/сут. в 2011 году и 15 т/сут. в 2010 году.

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

Oil&GasEURASIA

ISIS Innovation to Promote the Superior Project of SIBUR’s Tomsk-based R&D Center The UK company ISIS Innovation competitively selected the project of SIBUR’s R&D center in Tomsk for promotion on foreign markets of high-tech and cuttingedge technologies.

NIOST, SIBUR’s R&D center in Tomsk, developed a modern version of polypropylene-based thermoplastic elastomer (TPE). High oil and petrol resistance of the resulting material make it a good source for products contacting with corrosive hydrocarbon environments. The new TPE can be used in the manufacture of car seals, cladding for wires, cables, etc. The ease of TPE processing is the second key property distinguishing the new material from the usual oil-resistant rubber (butadiene-nitrile rubber).

At the request of potential customers, the center manufactured an experimental batch, up to 100 kg per order, and tested the product at the enterprises producing hardwire, rubber products and car components.

For one year, ISIS Innovation experts in international technology transfer will consult NIOST on forming a strategy for intellectual rights, the search for potential license-holders and buyers of the technology products, monitoring of the competitive environment and investigation into possible additional applications for the new thermoplastic elastomer.

ISIS Innovation works with Tomsk companies and organizations in the framework of the Cooperation agreement with the Tomsk regional administration.

Smart-Skid-GL Helps Optimizing Gas Well Operation Smart-Skid-GL, an independent system designed

by Zedi Inc., is intended for automation of the Gaslift technology control process. The unique functional and design characteristics of the installation enable its operation both in a wide range of climatic environment, and at complicated production properties of the working medium. When the Gaslift technology is used for well operation, high-pressure dry gas is pumped into the annulus (it is possible to use methane, nitrogen and others). Conditions for permanent (or periodic) liquid removal are formed in the production tubing.

A component of the automated system optimization controller MTRAC, designed by Zedi Inc., performs all necessary calculations and adjustments to ensure the optimization process.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ программным обеспечением отчет о замерах (траектория скважины) передается на носители или распечатывается. Применение FloSurvey позволяет контролировать траекторию скважины, сократить время на проведение промежуточных замеров геофизиками или значительно снизить финансовые затраты в случае если ранее для измерений использовалась телесистема.

ISIS Innovation будет продвигать инновационный проект томского R&Dцентра «СИБУРа» Британская компания ISIS Innovation на конкурсной основе выбрала проект томского R&D-центра «СИБУРа» для продвижения на зарубежные рынки инновационных технологий и хай-тека. Разработка R&D-центра «СИБУРа» НИОСТ – это современный термоэластопласт (ТЭП) на основе полипропилена. Полученный материал обладает высокой масло- и бензостойкостью, что позволяет использовать изделия из него в контакте с агрессивными углеводородными средами. Новые ТЭП могут использоваться в производстве уплотнителей для автомобилей, оболочек для проводов, кабелей и т.д. Второй важной особенностью ТЭП, отличающей их от маслостойких резин (бутадиеннитрильного каучука), является простота переработки. По запросам потенциальных потребителей были наработаны опытные партии компаундов объемом до 100 кг и проведены испытания на предприятиях, выпускающих кабельную продукцию, резинотехнические изделия и автокомпоненты. В течение года эксперты ISIS Innovation в области международного трансфера технологий окажут консультационную поддержку НИОСТу, которая включает формирование стратегии по защите интеллектуальной собственности, поиск потенциальных лицензиатов технологии и покупателей продукции, мониторинг конкурентной среды и изыскание возможных дополнительных сфер применения нового термоэластопласта.

ISIS Innovation работает с томскими компаниями и организациями в рамках договора о сотрудничестве с администрацией Томской области.

SOURCE: SIBUR / ИСТОЧНИК: СИБУР

№7-8 Июль-Август 2013

Комплекс Smart-Skid-GL оптимизирует работу газовых скважин Автономный комплекс Smart-Skid-GL, разработанный компанией Zedi Inc., предназначен для автоматизации процесса управления технологией «Газлифт». Уникальные функциональные и конструкционные свойства установки позволяют его эксплуатацию как в широком диапазоне климатических условий, так и при сложных продуктивных свойствах рабочей среды. При эксплуатации скважины по технологии «Газлифт» в затрубное пространство подаетНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#7-8 July-August 2013

● Fig. 1. Showing Smart-Skid-GL automation comlplex structure. ● Рис. 1. Структурная схема автоматизированного комплекса Smart-Skid-GL. ся высоконапорный сухой газ (может применяться метан, азот и другие). В лифтовой колонне создаются условия для постоянного (или периодического) удаления жидкости. Контроллер оптимизации MTRAC, являющийся разработкой компании Zedi Inc. и входящий в состав автоматизированного комплекса, производит все необходимые расчеты и настройки для обеспечения процесса оптимизации. Функции комплекса и свойства Process block Control block Electricity supply block алгоритма оптимизации: Процессный блок Контрольный блок Блок электропитания Основная цель системы оптимиSystem Functions and Optimization Algorithm’s зации – поддержание определенного уровня критического значения скорости потока газа для выноса жидкости из Characteristics: The main task of the optimization system is to main- ствола лифтовой колонны. Комплекс Smart-Skid-GL обеспечивает и контролирует tain a definite level of the critical value of gas flow for liquid постоянную или периодическую подачу высоконапорного carryover from the production tubing.

The system Smart-Skid-GL ensures and controls per- газа в том объеме, при котором поддерживается критичеmanent or periodic supply of high-pressure gas in the ская скорость газа в лифтовой колонне, и тем самым миниvolume at which the critical flow rate of gas is maintained мизируется негативное влияние на призабойную зону плаin the production tubing, and by this the negative effect ста (ПЗП) и устанавливается оптимальный режим работы on the bottomhole formation zone is minimized and the скважины. Комплексный подход в использовании нескольких optimal well performance is established.

An integrated approach involving the use of sev- методов управления закачкой газа в затрубное пространeral methods for control of gas pumping into the annulus ство позволяет максимально реализовать принцип этой makes it possible to realize the principle of this technology технологии с учетом источника высоконапорного газа и to the maximum degree, taking into account the source исключением возможности негативного влияния на ПЗП. В функции комплекса входит оповещение в реальном of high-pressure gas and preventing the possible negative масштабе времени целого ряда параметров и статусов effect on the bottomhole formation zone.

The system functions include on-line reporting of a работы системы автоматизации. Комплекс обладает функnumber of parameters and the automation system opera- циями ограничения расхода и давления, а также способен

Gazprom Neft Installs Its First Four-hole Horizontal Well Gazprom Neft has drilled its first four-borehole horizontal well with 1,000-meter long boreholes at Umseiskoye field (operated by GazpromneftMuravlenko). The well initially produced over 200 tons of oil per day, which by far exceeds daily rates of the surrounding directional wells.

Five two-borehole horizontal wells had previously been drilled at Umseiskoye field. The results indicate that drilling multipleborehole horizontal wells increase the well’s productivity and its drainage area without drilling new wells, thus cutting costs.

Gazprom Neft adopted a Tight Reserves Program in 2012. The program seeks to bring 60 million tons of additional reserves into development by 2015, and to reach a target of 300 million by 2020.

14

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

В «Газпром нефти» пробурили четырехствольную горизонтальную скважину На Умсейском месторождении (разрабатывается «ГазпромнефтьМуравленко») была пробурена первая в «Газпром нефти» четырехствольная горизонтальная скважина с длиной стволов, достигающей 1 тыс. м. Ее пусковой суточный дебит превысил 200 т нефти, что многократно превосходит результаты для окружающих наклонно-направленных скважин. Ранее на Умсейском месторождении было пробурено пять двуствольных горизонтальных скважин. Полученные результаты показали, что размещение в продуктивном пласте нескольких горизонтальных стволов одной скважины позволяет повысить ее продуктивность и площадь разработки без дополнительного бурения новых скважин, сокращая затраты. «Газпром нефть» приняла программу работ с трудноизвлекаемыми запасами в 2012 году. Программа предусматривает вовлечение в разработку 60 млн т дополнительных запасов до 2015 года, а к 2020 году этот показатель должен увеличиться до 300 млн т.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ tional status. The system has functions of flow rate and pressure restriction, and also can control the automated supply of methanol and other chemicals.

Each unit has its own communication system and is capable to exchange data using radio, cellular or satellite infrastructures.

Stabilization of liquid recovery and minimization of the effect on the inflow from the bottomhole formation zone is one of the most complicated and important tasks in the optimization process.

Belorusneft Studies New Oil Stimulation Technology Belorusneft oil producer started pilot tests of a new technology that uses cavitation pulse treatment of the wellbore zone. If successful, the technology could boost the production rate by decolmatation of the wellbore zone, improvement of the deposit’s filtration characteristics, reduction of the skin factor in wellbore and establishing improved pressure communication with remote zone.

The unique equipment – hydrodynamic cavitation oscillator – has been developed by the team of experts from BelNIPIneft R&D center and the Sukhoi’s Gomel Technical University.

● Fig. 1. Streamline distribution in the simulated region of the well No.155 at Novo-Davydovskoye field. ● Рис. 1. Распределение линий тока в моделируемой области скважины 155 Ново-Давыдовского месторождения.

SOURCE: BELNIPINEFT / ИСТОЧНИК: «БЕЛНИПИНЕФТЬ»

The developed equipment uses vortex flow of the fluid to amplify low-frequency vibration parameters of the fluid (pressure and velocity). This means that the oscillation operator can attain any required amplitudefrequency characteristics – the energy output is ultimately limited only by the rating of the pumps power supply line. Hydrodynamic pulser-cavitator ensures creation of the bubbles and cavities and their transfer outside of the device. After entering the high-pressure zone, they burst creating a high-intensity pulsating flows. When cavitation bubbles burst, the entrance to the pore channel experiences the effect of “focused” shock microwave, which breaks down the clogging clots.

Before the pilot tests, experts of the R&D center carried out dynamic simulations of the downhole processes occurring during operation of the equipment (Fig. 1, 2), confirming the results by the ground bench tests. The first field tests of the new technology proved its perspectivity.

After treatment of the deposit, flow rate of the well #155 at Novo-Davydovskoye field had more than doubled, from two to five tons per day.

16

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

#7-8 July-August 2013

управлять подачей метанола и других реагентов в автоматизированном режиме. Каждый из комплексов предусматривает собственную связь и способен производить обмен данными, используя радио, сотовую или спутниковую инфраструктуры. Стабилизация выноса жидкости и минимизация влияния на условия притока в ПЗП является одной из самых сложных и ответственных задач в процессе оптимизации.

«Белоруснефть» испытывает новую технологию интенсификации притока нефти На месторождениях РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» проходят опытно-промысловые испытания технологии кавитационно-импульсного воздействия на прискважинную зону пласта. С ее помощью планируется увеличить коэффициент продуктивности за счет декольматации прискважинной зоны, улучшения фильтрационных характеристик пласта, снижения скин-фактора и установления более совершенной гидродинамической связи с отдалённой зоной. Уникальное оборудование – гидродинамический кавитационный генератор колебаний – разработано сотрудниками института «БелНИПИнефть» и Гомельского технического университета им. П.О. Сухого. В разработан● Fig. 2. Volume conном белорусскиtent of the liquid phase ми специалистаin the simulated region ми оборудовании of the well at Novoзакрученный поток Davydovskoye field. жидкости является ● Рис. 2. Объемное усилителем низсодержание жидкой кочастотных колефазы в моделируемой баний параметров области скважины жидкости (давления Ново-Давыдовского и скорости). Это месторождения. позволяет достигать при генерации колебаний любых требуемых амплитудно-частотных характеристик, а энергоотдача ограничивается в принципе лишь мощностью напорной линии питания (насосных агрегатов). Гидродинамический пульсатор-кавитатор обеспечивает создание и вынос за пределы устройства пузырьков и каверн. Попадая в зону высокого давления они лопаются, создавая пульсационные потоки высокой интенсивности. При схлопывании кавитационных пузырьков у входа в поровый канал возникает эффект «фокусировки» ударной микроволны, пробивающей кольматирующие тромбы. Перед проведением промысловых работ в программном комплексе было выполнено динамическое моделирование процессов, протекающих в скважинных условиях при работе оборудования (рис. 1, 2), затем результаты подтвердили наземными стендовыми испытаниями. Первые промысловые испытания новой технологии показали ее перспективность. После обработки пласта дебит скважины 155 Ново-Давыдовского месторождения увеличился с 2 до 5 т/сут. Испытания технологии кавитационно-импульсного воздействия планируется закончить в 2014 году. Они будут

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Tests of the cavitation pulse treatment technology are planned for completion in 2014. By that time, the tests will cover four more wells on Belarusian oil fields.

Emerson Expands Ultrasonic Meter Family to Provide High-Accuracy Dynamic Flow Measurement for Liquefied Natural Gas

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

Emerson Process Management announces the new Daniel™ 3818 Liquid Ultrasonic Flow Meter for liquefied natural gas applications. Specifically designed for reducing flow measurement uncertainty throughout the LNG value chain, this meter is ideal for many marine and offshore applications, including custody transfer, fiscal metering, line balancing, check metering, allocation measurement and tanker loading and unloading.

Measuring LNG volume dynamically using the Daniel 3818 Ultrasonic Meter delivers higher accuracy than static measurement methods and can result in real savings. The 3818 provides a factory-proven linearity within ±0.15 percent and a meter factor uncertainty of ±0.027 percent due to its sophisticated multi-plane British Gas design, fast signal processing, and advanced transducer technology. Improvements in measurement uncertainty equate to a reduction in risk of the financial transaction. Additional metering points on rundown lines can also improve process control.

Industry forecasts anticipate increasing amounts of LNG will be traded in short-term (spot) contracts. This implies dynamic measurement of delivered product will be required, as is currently the case for custody transfer of oil shipments.

In addition, LNG facilities are using shared or commingled storage tanks which require dynamic measurement to quantify and allocate ownership among multiple parties.

With a completely redundant 4-path, multi-plane configuration that is the equivalent of two 4-path meters in a single body, the Daniel 3818 Ultrasonic Meter utilises two independent transmitters – one for each set of four chordal paths. This ensures complete measurement redundancy and the ability to poll each 4-path meter separately.

Acoustic processing is performed by specialised electronics designed to achieve high sampling rates, provide stable ultrasonic signals and optimal low flow response,

● Emerson’s Daniel™ 3818 Liquid Ultrasonic Flow Meter for liquefied natural gas applications. ● Ультразвуковой расходомер Daniel™ 3818 от Emerson для сжиженного природного газа.

18

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

#7-8 July-August 2013

проведены еще на четырех скважинах белорусских нефтяных месторождений.

Emerson расширяет семейство ультразвуковых расходомеров для высокоточного динамического измерения расхода СПГ Emerson Process Management объявила о запуске в производство нового ультразвукового расходомера Daniel™ 3818, предназначенного для измерения сжиженного природного газа (СПГ). Специально разработанный для снижения погрешности измерений на протяжении всей цепочки производства и использования СПГ, расходомер идеально подходит для морских применений, связанных с транспортировкой и добычей, включая коммерческий учет, выравнивание загрузки, контрольные измерения, раздельный учет, загрузку и разгрузку танкеров. Динамическое измерение объемов СПГ обеспечивает точность, более высокую по сравнению с методами статического измерения, и может принести реальную экономию. Благодаря уникальной конструкции разработки British Gas, быстрой обработке сигналов и наличию усовершенствованных датчиков, линейность 3818 составляет ± 0,15%, а неопределенность коэффициента преобразовния ± 0,027%. Уменьшение погрешности измерений означает снижение рисков финансовой операции. Дополнительные точки измерений на сливных линиях также способствуют улучшению контроля технологического процесса. Согласно оценкам, объемы CПГ, поставляемого по краткосрочным (спотовым) контрактам, будут расти. Это означает необходимость динамического измерения доставляемого потребителю продукта. Кроме того, в комплексах по производству СПГ используются танкеры совместного или смешанного хранения, поэтому для определения объемов и распределения прав собственности между несколькими сторонами необходимо динамическое измерение. Ультразвуковой 8-лучевой расходомер Daniel 3818 с полным резервированием, выполняющий измерения в нескольких плоскостях, сопоставим с двумя 4-лучевыми приборами, объединенными в одном корпусе. В модели используются два независимых блока электроники – по одному на каждую систему из четырех хорд. Так обеспечивается полное резервирование измерений и способность опрашивать каждое 4-лучевое устройство отдельно. Преобразование акустических колебаний выполняется специализированной электроникой, спроектированной для обеспечения высокой частоты опроса, стабильности ультразвуковых сигналов и оптимального реагирования на низкий расход. Такие особенности обеспечивают точность, стабильность и надежность измерений. Каждый ультразвуковой расходомер Daniel 3818 проходит калибровку в лаборатории Daniel, сертифицированной в соответствии с требованиями ISO/IEC 17025, при этом проводится статическая калибровка при нулевом расходе с жидким азотом и калибровка по воде во всем диапазоне расхода. Прибор рассчитан на температуру продукта от −196 до +60 °C (от −385 до +140 °F) и иде-

Oil&GasEURASIA

Снова изменилась таблица сигналов? Опять новая схема подключения... Новая кроссировка. И другие шкафы… Опять эти переделки... Просто избавьтесь от этого!

Электронная кроссировка освобождает вас от переделок и головной боли. С электронной кроссировкой системы DeltaV, Emerson позволяет вам менять схему подключений там, где это нужно, и тогда, когда это нужно, без дорогостоящих инженерных работ и изменений графика. Наши новые характеристические модули (CHARM), предназначенные для ввода и вывода различных сигналов, выполнены в одном конструктиве. Это позволяют изменять тип сигнала, не меняя полевой проводки. Кроссовые шкафы не требуются. Время на инжиниринг сокращено. Посмотрите, как легко это можно сделать, посетите страницы www.emersonprocess.com/ru/DeltaV www.EmersonProcess.ru

Логотип Emerson является торговой маркой и знаком обслуживания Emerson Electric Co. © 2013 Emerson Electric Co.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ delivering accurate, stable and reliable measurement.

Each Daniel 3818 Ultrasonic Meter is calibrated at Daniel’s ISO/IEC 17025 certified flow calibration facility using a static zero flow test on liquid nitrogen and a full dynamic test on water. The 3818 is designed to withstand product temperatures ranging from minus 196 C to plus 60 C (from minus 385 F to plus 140 F), making it an ideal choice for a wide variety of challenging cryogenic LNG applications.

The 3818 offers all the advantages of transit time and inline ultrasonic flow meters. They are full-bore meters with no internal moving parts to wear or drift, providing for low pressure drop and minimising the risk of LNG flashing. Also available in large sizes, ultrasonic meters are well suited for high volume LNG transfers which equates to faster tanker loading and offloading.

Capital and operating expenses are positively impacted using the Daniel 3818 Ultrasonic Meter. With an integrated diagnostics software package, the 3818 allows operators access to easy-to-interpret diagnostic information, providing greater visibility to meter performance and product quality and generating alerts when abnormal operating conditions are detected.

WEATHERFORD Reached a New Milestone at Novy Port

SOURCE / ИСТОЧНИК: WEATHERFORD

At the beginning of august Techinformservice, Weatherford Drilling Services in Russia, reached a new milestone, having drilled an 849-meter horizontal hole section at Novoportovskoye field (Yamal Peninsula) operated

by Gazprom Neft Novy Port LLC. The section was drilled for six days (144 hours) with applying a HyperLine™ motor and HEL Triple Combo (HEL/ HAGR/MFR/NDT).

Due to geosteering application the borehole was 96 percent drilled within the pay zone, which set a record in drilling of such long sections. Three times per day real-time information was received, logged, analyzed, interpreted, and preliminary petrophysical and geosteering conclusions were sent to the Geology Department of Gazprom Neft Novy Port. Geosteering of the well had also helped identify geological phenomena such as structural folds, which was also new and valuable information for the client. It enabled timely adjustment of the drilling trajectory.

20

#7-8 July-August 2013

ально подходит для различных сложных применений с использованием СПГ при сверхнизких температурах. Расходомеры 3818 представляют преимущества врезных расходомеров с измерением, основанным на разнице во времени прохождения импульса по направлению потока и против него. Это полнопроходные устройства без внутренних движущихся деталей, которые потенциально могут изнашиваться или смещаться. Так обеспечивается незначительный перепад давлений и снижается риск вскипания СПГ. Ультразвуковые расходомеры, доступные в больших типоразмерах, хорошо подходят для перекачки СПГ в больших объемах, уменьшая время загрузки и разгрузки танкеров. При использовании ультразвукового расходомера Daniel 3818 положительный эффект распространяется и на капитальные и эксплуатационные затраты. Благодаря встроенным диагностическим средствам, операторы получают доступ к простой в толковании диагностической информации о параметрах работы расходомера и качестве продукции, а генерируемые аварийные сообщения позволяют обнаружить аномальные условия эксплуатации.

Новые достижения компании WEATHERFORD на Новопортовском месторождении В начале августа предприятие компании Weatherford по наклонно-направленному бурению, Техинформсервис, объявило о завершении бурения горизонтального участка длиной 849 м на Новопортовском нефтегазоконденсатном месторождении (полуостров Ямал), разрабатываемом ООО «Газпром нефть Новый Порт». Длительность бурения горизонта составила 6 сут. (144 ч). Работы проводились с применением винтового забойного двигателя и комплекса исследований при бурении Triple Combo, включающего в себя азимутальный плотностной каротаж, нейтрон-нейтронный каротаж, каротаж сопротивлений, гамма-каротаж и инклинометрию. Эффективная часть ствола составила 96%, что также стало своеобразным рекордом при бурении настолько протяженных участков. Таких результатов удалось достичь благодаря применению геонавигации. Три раза в сутки информация по данным каротажа в режиме реального времени анализировалась, интерпретировалась и в виде предварительных заключений передавалась в службу сопровождения бурения заказчика. В процессе геонавигационной проводки скважины специалистам компании Weatherford удалось выявить геологические неоднородности в виде структурных складок и проинформировать об этом специалистов Управления геологии «Газпром нефть Новый Порт», что позволило вовремя скорректировать траекторию бурения скважины. Кроме того, благодаря применению геонавигации ствол скважины был проведен без выхода из продуктивной части пласта.

● Long section drilling was performed with the use of geosteering. ● Бурение протяженного участка проведено с применением геонавигации.

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

Oil&GasEURASIA

Îñâîåíèå Àðêòèêè.

Ñïåöèàëèñòû êîðïîðàöèè ION ñòðåìÿòñÿ ðåøàòü ñàìûå òðóäíûå çàäà÷è â íàèáîëåå ñëîæíûõ óñëîâèÿõ îêðóæàþùåé ñðåäû.  ëåäÿíûõ ìîðÿõ Àðêòèêè, ãäå åùå íå ïðîâîäèëàñü

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ

ñåéñìîðàçâåäêà, êîðïîðàöèÿ ION ïðèìåíèëà íîâûå òåõíîëîãèè, ïîçâîëÿþùèå âûïîëíÿòü

Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû

ðåãèñòðàöèþ ñåéñìè÷åñêèõ äàííûõ â óñëîâèÿõ ñïëîøíîãî ëåäÿíîãî ïîêðîâà.  ðåçóëüòàòå êîðïîðàöèè ION óäàëîñü ïðîâåñòè ìîðñêèå ñåéñìîðàçâåäî÷íûå ðàáîòû â ñàìîé ñåâåðíîé òî÷êå, ÷åì êîãäà-ëèáî ðàíüøå, è çíà÷èòåëüíî óâåëè÷èòü ïðîäîëæèòåëüíîñòü òðàäèöèîííîãî

→

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè

ñåçîíà ïîëåâûõ ðàáîò. Îò Àðêòèêè äî ïóñòûíü, â ïåðåõîäíûõ çîíàõ «ñóøà—ìîðå», ìåëêîâîäíîé

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì

ïðèáðåæíîé çîíå è â äðóãèõ ñëîæíûõ êëèìàòè÷åñêèõ è ïðèðîäíûõ óñëîâèÿõ êîðïîðàöèÿ

Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

ION ïðåäëàãàåò èííîâàöèîííûå òåõíîëîãèè, êîòîðûå ïîìîãàþò ðåàëèçîâàòü âàøè ñàìûå

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

àìáèöèîçíûå ïðîåêòû. iongeo.ru

ÎÐÈÅÍÒÀÖÈß ÍÀ ÈÍÍÎÂÀÖÈÈ. ÑÒÐÅÌËÅÍÈÅ Ê ÄÎÑÒÈÆÅÍÈÞ ÖÅËÈ.

ARCTIC

International Endowment Oil & Gas prospects for countries in Arctic region

Межнациональное достояние Нефтегазовые перспективы для стран в арктическом регионе

Lada Ponomareva

Лада Пономарева

ttention of the oil and gas sector was attracted to the Arctic region long ago due to its significant hydrocarbon reserves – their share in the world unexplored recoverable resources of oil and gas can reach 20 percent. According to estimates of the US Geological Survey (USGS), non-discovered hydrocarbon reserves in the Arctic region include approximately 90 billion barrels of oil, 47 trillion cubic meters of natural gas and 44 billion barrels of gas condensate; 84 percent of 412 billion barrels of oil equivalent (BOE) falls on the continental arctic shelf. As compared to the world reserves, the arctic basins contain approximately 13 percent of the non-discovered oil reserves and up to 30 percent of the non-discovered reserves of gas. Prospects of hydrocarbon pools in the Arctic region were known long ago, but only over the last years, development of fields located north of the Arctic Circle became technically and economically feasible with regard to current and predicted oil prices.

рктический регион уже давно привлек к себе внимание нефтегазовой отрасли благодаря своим внушительным запасам углеводородов – их доля может достигать до 20% от мирового объема неразведанных извлекаемых ресурсов нефти и газа. По оценке Геологической службы США (USGS), неразведанные запасы углеводородов в Арктике составляют около 90 млрд баррелей нефти, 47 трлн м³ природного газа и 44 млрд баррелей природного газоконденсата, при этом из 412 млрд баррелей нефтяного эквивалента (б.н.э.) 84% приходится на континентальный арктический шельф. Если сравнивать с мировыми запасами, то на долю арктических бассейнов приходится около 13% неразведанных запасов нефти и до 30% неразведанных запасов газа. О перспективах залежей углеводородов в Арктике было известно уже давно, но только в последние годы разработка месторождений за Полярным кругом стала технически возможной и экономически обоснованной с учетом текущих и прогнозных цен на нефть.

Cursorily Over Europe and Farther

Галопом по Европам и не только

The Arctic region is divided among the eight countries: USA, Canada, Denmark (Greenland), Finland, Iceland, Norway, Sweden and Russia. According to data of the auditing company EY (Ernst & Young), up to date, 61 large oil and gas fields have been discovered north of the Arctic Circle, 43 of

Арктический регион делят между собой восемь стран: США, Канада, Дания (Гренландия), Финляндия, Исландия, Норвегия, Швеция и Россия. По данным аудиторской компании EY (Ernst & Young), на сегодняшний момент к северу от Полярного круга открыто 61 крупное месторождение нефти и

A

22

A

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

АРКТИКА

SOURCE / ИСТОЧНИК: EIA, USGS

Map of Arctic Region / Карта арктического региона Alaska / Штат Аляска Chukchee sea Чукотское море Arctic Alaska / Арктическая Аляска

Canada / Канада

Russia / Россия

American-Asian basin / Американо-Азиатский бассейн Beaufort sea / Море Бофорта East Barents basin / Восточно-Баренцевский бассейн

Greenland / Гренландия West Greenland / Западная Гренландия

Barents sea / Баренцево море

газа, из них 43 находятся на территории России, 11 – в Канаде, шесть – на Аляске (США) и одно находится в Норвегии. Более половины всех углеводородных запасов Арктики расположены на территории России, и в этом сегменте находятся крупнейшие запасы природного газа, а самые большие запасы нефти приходятся на территорию США (см. график 1). Таким образом, в Арктике присутствует пять игроков, включая Гренландию, арктический сектор которой, по мнению экспертов, обладает большими перспективами.

Россия

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

West Siberian basin / Западно-Сибирский бассейн

SOURCE / ИСТОЧНИК: EY

bln boe / млрд б.н.э

Согласно исследованию EY «Нефть и газ Арктики», площадь шельфа и континентальEast Canada / ного склона России составляет Восточная Канада Iceland / Исландия 6,2 млн км², значительная часть Norway / Норвегия этой площади приходится на арктический регион. И эта терSweden / Швеция Finland / Финляндия ритория может увеличиться на 1,2 млн км² в случае, если ООН which are located on the territory of Russia, 11 in Canada, six одобрит заявку России на расширение внешних границ в in Alaska (USA), and one field is in Norway. More than half of Арктике, которую страна собирается представить на расthe total hydrocarbon reserves of the Arctic region are located смотрение уже в 2014 году. Желанным объектом, за который on the territory of Russia, where the largest reserves of natural борется Россия, является подводный хребет Ломоносова gas are accumulated, and the largest oil reserves fall on the U.S. в Северном Ледовитом океане, и, по словам вице-спикера territory (see Fig. 1). Thus, there are five players in the Arctic Госдумы Артура Чилингарова, этот участок «должен» окаregion, including Greenland, the Arctic sector of which, in the заться в пределах отстаиваемой арктической территории. Ученые и эксперты оценивают хребет Ломоносова как высоopinion of experts, has great potential. коперспективный – на этом участке находится около 25% мировых запасов углеводородов, что делает его «лакомым Russia According to the EY study “Oil and Gas of the Arctic куском» и для других стран, таких как Дания, Канада и США. Для России Арктический шельф является стратегичеRegion”, the area of the shelf and continental slope of Russia is 6.2 million sq. kilometers, and a significant portion of this ски важным регионом для развития нефтегазовой отрасли, area falls on the Arctic region. This territory can increase by так как в крупных, но уже старых, нефтегазодобывающих 1.2 million sq. kilometers in the event the UNO approves the центрах страны объемы добычи падают, большинство request of Russia for extension of its external border in месторождений находятся в поздней стадии разработки. Именно поэтому, чтобы компенсировать это снижение, Россия сейчас обращается не только к трудноизвлекаемым ● Fig. 1. Non-discovered oil and gas reserves in Arctic. запасам, но и к труднодоступным, к категории которых ● Рис. 1. Неразведанные запасы нефти и газа Арктики. относятся залежи углеводородного сырья в Арктике. (Сumulative estimated reserves = 412 billion boe / Cовокупные оценочные Бóльшая часть (около 94% от общего объема) начальзапасы = 412 млрд б.н.э.) ных суммарных ресурсов российских акваторий в аркти250 ческом регионе приходится на моря Западной Арктики Cumulative estimated reserves / 52% 225 Процент совокупных оценочных запасов – это Баренцево, Печорское и Карское моря (см. рис. 2).

200 Территория Восточной Арктики – это преимущественно 175 участки с неразведанными запасами, которые на данный 150 момент относятся к предполагаемым или условным. Самые 125 крупные осадочные арктические бассейны – Восточно100 20% Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно75 Сибирский и Чукотский.

12% 11% 50 Лицензиями на право пользования недрами в россий5% 25 ской арктической акватории сейчас владеют государствен0 ные компании «Газпром» и «Роснефть». Если еще в начале Canada / Greenland Norway Russia USA Канада Гренландия Норвегия Россия США 2013 года программа освоения Арктического шельфа России oil gas gas condensate предусматривала возможность проведения геологоразвенефть газ газоконденсат дочных работ частными компаниями, то в начале июля текуRift basins of East Greenland / Рифтовые бассейны Восточной Гренландии

23

#7-8 July-August 2013

ARCTIC the Arctic region; Russia is planning to submit this request for consideration in 2014. The Lomonosov underwater ridge in the Arctic Ocean is the desired object for which Russia is competing, and, according to the State Duma vice-speaker Arthur Chilingarov, this area “must” be within the contested Arctic territory. Researchers and experts evaluate the Lomonosov ridge as extremely promising – almost 25 percent of the world hydrocarbon reserves are located there, which makes it a “sweet spot” for other countries, including Denmark, Canada and the USA. For Russia, the Arctic offshore is a strategically significant region for development of the oil and gas sector, due to decline of production in large, but already old oil and gas producing centers of the country, with mature producing fields. To compensate this decline, now Russia has turned not only to hardto-recover reserves, but also to difficult to access ones, which include arctic hydrocarbon pools.

The main part (approximately 94 percent of the total volume) of the initial total resources of the Russian

щего года вице-премьер Аркадий Дворкович и Минприроды РФ решили отменить пункт закона «О континентальном шельфе», который позволял негосударственным нефтегазовым компаниям вести работы на арктическом шельфе, что окончательно закрепит положение «Газпрома» и «Роснефти» в Арктике как единственных российских недропользователей. По мнению экспертов EY, к 2020 году «Газпром» и «Роснефть» будут владеть, соответственно, 32 и 41 лицензиями в акваториях арктических и дальневосточных морей. Основным местом работы в Арктике для «Роснефти» станет шельф Баренцева, Печорского и Охотского морей (31 лицензия), а «Газпром» сконцентрируется на реализации проектов в Карском море (21 лицензия).

EY’s Opinion

Мнение EY

Accessing the terms of taxation on the whole, in the opinion of specialists from the Deutsche Bank, Russia will be somewhat more attractive compared to the USA and Canada. The reason for this is that Russia is considering possible introduction of a new system of taxation for the projects realized in the Arctic region. The cost level will be high in all countries, but it could be slightly lower in Russia. The problem of absence of infrastructure is also urgent for all the countries, though in respect of access to the existing infrastructure, the best situation is in the USA, as they have the trans-Alaska oil pipeline in operation. Apparently, it will be easiest to bring the production to the market from the Arctic regions of Norway. The Arctic regions of Russia and the USA are more promising in respect of discovery of new large fields. However, in the opinion of the Deutsche Bank experts, the most extensive prospects in the area of development of the fields and their economic potential exist in Norway and Greenland. On the whole, we can say that Russia looks most attractive from the point of view of utilizing existing possibilities for development of the Arctic regions, slightly surpassing Norway and the USA.

Если оценивать условия налогообложения в целом, то, по мнению специалистов Deutsche Bank, Россия будет несколько опережать США и Канаду по степени привлекательности. Это связано с тем, что в России рассматривается возможность введения новой системы налогообложения для проектов, осуществляемых в Арктике. Уровень затрат будет высоким в каждой из стран, но, возможно, чуть ниже он будет в России. Проблема отсутствия инфраструктуры также актуальна для всех стран, хотя по критерию доступа к существующей инфраструктуре лучше всего обстоят дела в США, поскольку там функционирует Трансаляскинский нефтепровод. По всей видимости, легче всего будет вывести продукцию на рынки из арктических регионов Норвегии. Наиболее перспективными в плане открытия новых крупных месторождений являются арктические регионы России и США. Однако, по мнению специалистов из Deutsche Bank, самые широкие перспективы в области освоения месторождений и раскрытия их экономического потенциала существуют в Норвегии и Гренландии. В целом, можно отметить, что привлекательнее всего с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов выглядит Россия, незначительно опережая Норвегию и США.

Норвегия Норвегия работает в Арктике, занимаясь добычей нефти и газа на континентальном шельфе Северного, Норвежского и Баренцева морей. В 1981 году в норвежском секторе арктического шельфа Баренцева моря компанией Statoil было

● Estimate of attractiveness of countries from the point of view of utilizing existing possibilities for development of Arctic regions ● Оценка привлекательности стран с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов USA / США

Canada / Канада

Greenland / Гренландия

Norway / Норвегия

Russia / Россия

Taxation scheme / Режим налогообложения Access to resources / Доступ к ресурсам Competition for resources / Конкуренция за ресурсы Level of costs / Уровень затрат Existing infrastructure / Существующая инфраструктура Access to the objects of infrastructure / Доступ к объектам инфраструктуры Access to markets / Доступ к рынкам Prospects of discovery of new large fields / Перспективы открытия новых крупных месторождений Prospects for development of the economic potential of the fields / Перспективы раскрытия экономического потенциала месторождений

Extremely favorable conditions / Весьма благоприятные условия

Favorable conditions / Благоприятные условия

Not very favorable conditions / Не самые благоприятные условия

Unfavorable conditions / Неблагоприятные условия

Very unfavorable conditions / Весьма неблагоприятные условия

Source / Источник: EY, Deutsche Bank

24

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

АРКТИКА

открыто крупное газовое месторождение Snøhvit, которое стало ресурсной Chuckchee Sea / Чукотское море – 3% базой для завода по производству СПГ в Barents Sea / Баренцево море – 26% East Siberian Sea / Хаммерфесте. Snøhvit ежедневно снабВосточно-Сибирское море – 6% жает завод газом в объеме около 48 тыс.

Laptev Sea / Море Лаптевых – 3% б.н.э. и является единственным комплексом СПГ, который расположен севернее Полярного круга. Также из крупных открытий Норвегии стали месторождеPechora Sea / ния Skrugard и Havis (также расположеПечорское море – 5% ны в Баренцевом море). На первое Statoil возлагает особые надежды относительно Kara Sea / Карское море – 44% ресурсного потенциала месторождения, которое сможет стать ресурсной базой ● Fig. 2. Distribution of the initial total resources over offshore areas of Russia. для второй очереди завода по произ● Рис. 2. Распределение начальных суммарных ресурсов по акваториям России. водству СПГ. Так как запасы нефти и газа в Северном и Норвежском морях Arctic offshore areas falls on the Western Arctic seas – стремительно истощаются, дальнейшее развитие проектов в Barents, Pechora and Kara seas (see Fig. 2). The Eastern Баренцевом море и, в целом, в Арктике является приоритетarctic territory is mostly areas with non-discovered ным направлением для норвежской нефтегазовой отрасли, reserves, which at present are classified as possible. особенно учитывая тот факт, что сырьевая экономика страThe largest sedimentary arctic basins are as follows: ны является экспортоориентированной. На 2013 год запланирована разработка девяти геоVostochno-Barentsevsky, Yuzhno-Karsky, Laptevsky, логоразведочных скважин, расположенных в северной Vostochno-Sibirsky and Chukotsky.

At present, licenses for the right to use subsoil resourc- части Баренцева моря в норвежском секторе. Как подчерes in the Russian offshore Arctic have been granted to the кивают отраслевые эксперты, это будут самые северные state companies Gazprom and Rosneft. Whereas early in скважины, которые бурились в Норвегии. К 2020 году 2013, the program for development of the offshore Arctic Statoil планирует увеличить свой текущий уровень добычи of Russia provided for possible realization of exploratory на континентальном шельфе почти в три раза, что состаoperations by private companies, early in June of this вит около 2,5 млн барр./сут. нефти. year Vice prime-minister Arkady Dvorkovich and the RF Minprirody (Ministry of Natural Resources) decided to can- Канада cel the clause of the Continental Shelf Law, which allowed В настоящее время промышленная добыча в канадском non-state oil and gas companies to perform operations on секторе арктического шельфа практически не ведется, за the arctic shelf; this will completely consolidate the posi- исключением семи месторождений на севере Канады. Среди tion of Gazprom and Rosneft in the Arctic region as the них, согласно исследованию «Института энергетической only two Russian license holders. In the opinion of the EY стратегии» (IES) [«Место Арктики в энергетическом разexperts, by 2020 Gazprom and Rosneft will own 32 and 41 витии стран Северной Америки и Скандинавии: текущее licenses respectively for the water areas of arctic and far- состояние и перспективы»], четыре газовых месторождения eastern seas. The shelf of the Barents, Pechora and Okhotsk и одно нефтяное в южном районе северо-западной территоseas will become the main area of operations of Rosneft in рии, нефтяное месторождение Norman Wells в центральной the Arctic region (31 licenses), and Gazprom will concen- долине реки Маккензи, а также газовое месторождение Ikhil. trate its efforts on realization of the projects in the Kara Sea (21 licenses). Соединенные штаты Америки Около 30 млрд баррелей нефти сосредоточено в секторе другого крупного игрока в Арктике – США (штат Аляска).

Norway Norway’s operations in the Arctic region include oil К этому региону относятся Национальный Арктический and gas production on the continental shelf of the North, заповедник, Центральная Арктика, Национальный нефтяNorwegian and Barents seas. In 1981, Statoil discovered a ной резерв на Аляске, внешний континентальный шельф large gas field Snøhvit in the Norwegian sector of the Arctic моря Бофорта и внешний континентальный шельф shelf in the Barents Sea, and this field became the resource Чукотского моря. Стоит отметить, что, даже несмотря на base for the LNG plant in Hammerfest. The Snøhvit field крупные объемы потенциальных нефтяных запасов в supplies daily about 48 thousands of BOE to the plant, арктическом регионе Аляски, показатели доказанных запаbeing the only LNG facility north of the Arctic Circle. сов нефти по штату стабильно снижаются. И, по информаFields Skrugard and Havis (also located in the Barents Sea) ции IES, за последние 30 лет объемы доказанных ресурсов became large discoveries in Norway. Statoil lays special снизились в 2,5 раза, а доля Аляски в общих доказанных hopes on the first field in respect of its resource potential, запасах нефти в США по состоянию на 2010 год упала до which could be used for the second stage of the LNG plant. 15% (почти двукратное снижение). Как отмечают эксперты EY, США на сегодняшний день As oil and gas reserves in the North and Norwegian seas are rapidly depleting, further development of projects in занимаются преимущественно проектами по разведке и добыthe Barents Sea and in the Arctic region on the whole is a че на нефтяных месторождениях, но в будущем, возможно, priority area for the Norwegian oil and gas sector, especially большее внимание будет уделяться добыче природного газа. Одной из задач, которые необходимо решить США, – taking into consideration the fact that the resource-based это обеспечение ресурсной базы для Трансаляскинского economy of the country is export-oriented.

Other Russian seas / Другие моря России – 4%

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Sea of Okhotsk / Охотское море – 9%

25

#7-8 July-August 2013

ARCTIC It is planned to drill nine exploratory wells in the Norwegian sector of the northern part of the Barents Sea in 2013. As the industry experts stress, they will be the northernmost wells ever drilled in Norway. By 2020, Statoil plans to almost triple the current production on the continental shelf, which will amount to 2.5 million barrels of oil per day.

Canada At present, there is virtually no commercial production in the Canadian sector of the arctic offshore area, except for seven fields in the north of Canada. According to the study of the Institute of Energy Strategy (IES) [“Role of the Arctic Region in the Energy Development of the Northern American and Scandinavian Countries: Current Status and Prospects”], they include four gas fields and an oil field in the southern area of the north-western territory, the oil field Norman Wells in the central valley of the Mackenzie River, and the gas field Ikhil.

нефтепровода, мощности которого на данный момент загружены менее чем наполовину, что в значительной степени снижает экономическую эффективность трубопровода. Потенциальными «спонсорами» для обеспечения необходимых объемов транспортировки могут стать нефтегазовые залежи в море Бофорта и в Чукотском море, где начало добычи ожидается в 2020 и 2022 годах, соответственно. При этом более привлекательным для этих целей является море Бофорта, так как оно расположено намного ближе к действующей инфраструктуре, нежели Чукотское море. Пока трудно с полной уверенностью сказать, как будет развиваться нефтегазовая отрасль в Аляске в ближайшее время, так как рентабельность разработки сланцевых месторождений в США на сегодняшний день намного выше арктических – технологии для добычи углеводородов из сланцевых залежей становятся все доступнее и дешевле, тогда как издержки на строительство инфраструктуры и обеспечение необходимых технологий для арктического региона остаются на высоком уровне.

United States of America Approximately 30 billion barrels of oil are accumulated in the sector of another major player in the Arctic region – USA (state of Alaska). This region includes the Arctic National Wildlife Refuge (ANWR), Central Arctic region, National Petroleum Reserve in Alaska, the outer continental shelf of the Beaufort Sea and the outer continental shelf of the Chuckchee Sea. It should be mentioned that, in spite of large volumes of potential oil reserves in the Arctic region of Alaska, the indicators of the proven oil reserves in the state are declining steadily. According to the IES information, in the last 30 years volumes of the proven resources dropped 2.5 times, and the share of Alaska in the total proven oil reserves in the USA as of 2010 dropped to 15 percent (almost twice).

As the EY experts stress, at present the USA are involved mostly in projects on oil exploration and production, but in future, probably, they will pay more attention to natural gas production.

One of the tasks the USA need to solve is to provide the resource base for the Trans-Alaska oil pipeline, less than a half of the throughput capacity of which is utilised now, significantly reducing the pipeline economic efficiency. Potential sources for the required volumes of transportation could be oil and gas pools in the Beaufort and Chuckchee seas, where the start of production is planned in 2020 and 2022 respectively. The Beaufort Sea looks more attractive for this purpose, as it is located much closer to the existing infrastructure compared to the Chuckchee Sea. Now it is difficult to safely say how the oil and gas sector in Alaska will be developing in the near future, as the cost-effectiveness of development of shale fields in the USA at present is much higher compared to the Arctic fields – the technologies for hydrocarbon production from shale pools are becoming more available and cheaper, while costs of the infrastructure construction and provision of the necessary technologies for the Arctic region stay at the same high level.

Denmark (Geenland) Formation of the oil industry in Greenland is one of the strategic areas of development of the island, the government of which is striving to reduce their dependence on the Dutch subsidies and create a reliable basis for its economic development. The British oil company Cairn Energy found the first real significant prospects for these goals,

26

Дания (Гренландия) Создание нефтяной промышленности в Гренландии – также одно из стратегических направлений развития острова, правительство которого стремится снизить зависимость от датских субсидий и создать надежную базу для экономического развития. Первые ощутимые и реальные перспективы для этого были открыты британской нефтяной компанией Cairn Energy, тогда правительством Гренландии были выданы первые лицензии на разведку нефтегазовых месторождений на гренландском шельфе. На данный момент пока не обнаружено достаточно крупных месторождений, на которых можно было бы вести промышленную разработку, однако наряду с Cairn Energy разведочными работами будут заниматься также Shell и Statoil. В 2013 году правительство Гренландии планирует выдать компаниям еще несколько лицензий на перспективные участки в Гренландском море и на северо-восточном шельфе Гренландии.

На повестке дня Среди самых основных проблем, с которыми сталкивается отрасль в Арктическом регионе, наверное, чаще всего называют суровые климатические условия, противостояние защитникам природы, которые выступают против освоения ресурсного потенциала Арктики, сложность ведения всех работ в силу нехватки или отсутствия необходимых технологий и опыта, что может являться причиной отказа в доступе в этот регион нефтегазовым компаниям. Последний фактор напрямую влияет и на стоимость разведки и разработки месторождений в этом регионе, что в значительной степени удорожает ресурсы и в большинстве случаев делает проект нерентабельным. И именно поэтому многие страны обращаются к другим источникам энергии – это касается не только возобновляемых источников энергии (ВИЭ), но и других различных источников газа (сланцевый газ, газ угольных пластов, СПГ).

Гардинер Хендерсон, Руководитель сегмента «Нефть и газ» компании Eaton в мире – Число морских проектов увеличивается. Добывающие компании двигаются в направлении северных месторождений. Россия, в частности, увеличивает число нефтегазовых проектов в отдаленных районах с суровыми климатическиOil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

when the government of Greenland issued the first licenses for exploration of oil and gas fields on the Greenland shelf.

To date, no sufficiently large fields have been discovered, where commercial development could be realized, however alongside with Cairn Energy, exploratory operations will be realized also by Shell and Statoil. In 2013 the government of Greenland plans to grant several more licenses for the promising blocks in the Greenland Sea and offshore of the north-east coast of Greenland.

On the Agenda: Among the main problems the oil and gas sector faces in the Arctic region, most frequently the following are mentioned: severe climatic conditions, confrontation with environmentalists who oppose the development of the Arctic resources, complexity of operations because of lack of the necessary technologies and expertise, which can become a reason to refuse oil and gas companies access to this region. The last factor also directly affects the cost of exploration and development of fields in this region and increases the cost of resources, which makes the projects unprofitable in most cases. That is exactly why many countries turn to other sources of energy, and it is related not only to renewable energy sources (RES), but to various other sources of gas (shale gas, coal-seam gas, and LNG).

Gardiner Henderson, Global Director, Oil&Gas, Eaton – The number of offshore projects is increasing.

Producer companies are moving towards the North fields. Particularly, Russia is increasing the amount of oil and gas projects in remote regions with harsh climatic conditions, and on the Arctic shelf as well. What tasks are being set for the service companies in such conditions in terms of safety and assets efficiency?

First, it is important to highlight that it is technological innovation that is helping to redefine the amount of reserves available for exploration and recovery. The shift from more easily recovered reserves to more challenging environments in turn impacts the composition of recoveries. Both factors have led to higher operating costs, more complexity of solutions and dramatically increased risk to people, profit and reputation of the oil and service companies that operate in these increasingly remote and harsh environments.

Upstream, one of the key requirements in this context is the growing need to “de-man” drilling and production platforms, driven by physical risks, shortage of expertise and rising costs. Oil companies are also increasingly reliant on suppliers, putting pressure on bottom line and standardization – control.

In terms of capital expenditure, oil companies demand from their suppliers smaller, lighter equipment that reduces footprint, weight and cost of offshore rigs and platforms. They also demand remote monitoring to protect people and assets, integrated solutions that don’t require on-site commissioning and finally engineering resources improving project management.

When it comes to operating spend, the key requirements are to reduce maintenance downtime and improve production capacity, reduce energy consumption to improve margins and delivery/service standardization as well as faster/cheaper maintenance.

– Could you give an example of Eaton’s projects in remote regions? In Offshore projects? What issues did Company solve and what technologies had been applied? (in Russia or/and in the world) Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИКА ми условиями, включая арктический шельф. Какие задачи ставятся перед сервисными компаниями в таких условиях относительно безопасности и эффективности использования активов? Во-первых, необходимо подчеркнуть, что именно технологические инновации позволяют переосмыслить ресурсы, которые могут быть использованы для разведки и добычи. Также сегодня мы наблюдаем переход от легко извлекаемых запасов к более сложным условиям добычи, что, естественно, влияет на используемые технологии. Эта факторы привели к повышению эксплуатационных затрат, применению более сложных решений и значительно усложнили условия работы нефтяных и сервисных компаний, ведущих работы в более удаленных и неблагоприятных условиях. Это связано как с безопасностью персонала, так и с репутацией и прибылью компаний. Одним из ключевых требований в области разведки и добычи стала возрастающая необходимость сокращения числа человеческих ресурсов на буровых и добычных платформах, которая обусловлена высоким риском для жизни, нехваткой квалифицированных кадров и растущими затратами. Также нефтяные компании все больше и больше зависят от поставщиков, что оказывает влияние на итоговую прибыль и контроль стандартизации. Если говорить о капитальных затратах, сегодня нефтяные компании требуют от поставщиков более компактное легкое оборудование, которое позволит уменьшить занимаемую площадь, вес и стоимость морских буровых установок и платформ. Также очень популярно использование удаленного мониторинга для повышения безопасности людей и активов, установка интегрированных решений, не требующих дополнительных пусконаладочных работ на объекте. Помимо этого особые требования предъявляются к квалификации инженерных кадров, которые отвечают за улучшение рабочего процесса. Что касается операционных расходов, большое внимание уделяется сокращению простоев в связи с ремонтом, повышению производственных мощностей, снижению потребления энергии для повышения прибыли, а также стандартизации поставок и сервисного обслуживания. Помимо этого важной задачей является снижение стоимости и минимизация временных затрат на техническое обслуживание.

– Могли бы Вы привести пример проектов компании Eaton в труднодоступных районах? В морских проектах? Какие проблемы решаются компанией, и какие применяются технологии? (в России или/и в мире) Eaton обладает уникальным опытом успешного применения оборудования повышенной мощности и систем безопасности для обеспечения бесперебойной работы в самых неблагоприятных природных условиях, а также для достижения максимального результата при переработке нефти. Так, например, в нашем портфеле есть отлично зарекомендовавшие себя в отрасли решения в области безопасности, в том числе продукция Crouse-Hinds. Они представляют собой уникальное сочетание систем, компонентов и сервисов, которые позволяют нашим заказчикам по всему миру – в числе которых крупнейшие нефтяные компании, партнеры по проектированию, закупкам и строительству, а также производители оригинального оборудования – минимизировать риски и оптимизировать инвестиции, вне зависимости от региона, где осуществляются работы. Приведу пример использования наших технологий на шельфе, которые помогли крупнейшей южноамериканской нефтяной компании сделать первые шаги в достижении цели по повышению нефтедобычи в три раза, с 2 до 6 млн. баррелей в сутки к 2020 году, за счет морской глубоководной добычи. Нам удалось это реализовать благодаря применению высоконадежныx рукавов Synflex от Eaton, устойчивыx к сжатию на большой глубине и к сложным геологическим условиям. Также наша новейшая уникальная система компенсации вертикальной качки Active Heave Compensation (AHC) помогает осуществлять непрерывную работу даже в штормовых условиях, что позволяет снизить эксплуатационные затраты, увеличить время активной работы и повысить безопасность. Данное решение компенсирует движение судна и динамику каната, в результате чего достигается более точный баланс распределения нагрузки. Помимо этого, применение гидравлических гибридных решений и высокоинтеллектуальных клапанов позволяет снизить потребление энергии.

27

ARCTIC Eaton brings a new dimension of expertise to help master the heavy power capabilities and safety systems integral to uninterrupted operations in the harshest environments as well as the maximization of refining operations.

For example, our industry leading safety products, including Crouse-Hinds, offer a unique combination of systems, components and services that ensure our customers – including most of the major oil companies, EPCs and OEMs around the world – minimize risk and optimize their investment, wherever they are operating in the world.

To take just one example of how our technology has been applied offshore, we helped a major South American oil company meet the aggressive goal of tripling oil production from 2 to 6 million barrels per day by 2020 with deep sea production. We met this need with our Eaton Synflex High Crush Resistant (HCR) hose that is failure proof in deep sea and tough geological conditions.

We are also helping customers around the world to operate in rougher seas and lower operating costs while increasing uptime and safety with our unique and advanced Active Heave Compensation (AHC) System that allows continuous winch and crane operations in tough conditions. Our advanced AHC solution compensates both vessel motion and cable dynamics, resulting in more accuracy in payload position compensation and offering reduced power consumption, leveraging Eaton’s expertise in hydraulic hybrid and high flow intelligent valves.

– The company pays great attention to the environmental protection. Could you please tell us about Eaton’s solutions for this area? From your point of view, what should be primarily paid attention to?

The key thing our customers are focused on in this regard is improving production understanding to anticipate and reduce the probability of hazardous situations and avoid environmental issues.

We have perhaps the industry’s broadest array of solutions to meet this need. Just to highlight a few of our solutions, we have patented technology that prevents arc flash in high-risk environments. We also have a broad array of remote monitoring and communications solutions that remove people from danger and prevent interruption. Eaton is also a leader in solutions to prevent/suppress the ignition of explosive gases and dust, and eliminate operator exposure. Finally, we help customers around the world to reduced environmental footprint through filtration solutions that increase waste water reuse.

Benny Carlsen, VIKING Vice President – Which problems do you consider the most important for oil and gas companies in the Arctic region?

Remote areas and long distances are key challenges for Arctic operations and extreme weather conditions, in particular, demand protection from the elements.

Conditions are tough for professionals and pose greater risks during emergencies.

Greater oil and gas production and increased marine transportation amplify the possibility of spills and evacuations. And keeping people safe and alive in the event of an emergency is a major concern for oil companies, ice-breaker ship managers and other operators.

Transportation of personnel to and from installations and daily operations in such hostile environments is difficult. Freezing temperatures and icing due to sea spray causes slippage and obstructs mechanisms, placing huge demands on insulation, heating and power.

In case of emergency, the extreme weather conditions can limit the scope of rescue operations as well. Poor visibility/dense fog can make evacuation by helicopter unsafe. Winter ice makes the use of free fall lifeboats impossible as they can be crushed against the ice. So there is a need for harsh weather safety solutions such as protective suits capable of sustaining life for several hours when immersed in cold water awaiting rescue as well as ice compliant escape and evacuation systems that can operate both on ice and open rough seas.

28

#7-8 July-August 2013

– Компания уделяет огромное внимание охране окружающей среды. Не могли бы Вы рассказать нам о решениях компании Eaton в этой области? С Вашей точки зрения, чему следует уделять внимание в первую очередь? Сегодня все наши заказчики стремятся в первую очередь улучшить понимание процесса добычи и производства , чтобы прогнозировать аварийные ситуации и снижать риск их возникновения, тем самым предупреждая экологические проблемы. Пожалуй, мы располагаем наиболее широким спектром компонентов и систем в отрасли для решения этих задач. Так, например, Eaton запатентовал технологию, предотвращающую вспышку дуги на опасных участках. Помимо этого, мы предлагаем ряд решений по дистанционному мониторингу и системам связи, удаленное использование которых повышает безопасность людей и предотвращает сбои в работе. Eaton является лидером в области решений для предотвращения возгорания взрывоопасных газов и пыли, а также предупреждения их воздействия на персонал. И наконец, мы помогаем нашим клиентам по всему миру снижать воздействие на окружающую среду за счет использования систем фильтрации, увеличивающих возможность повторного использования сточных вод.

Бенни Карлсен, вице-президент компании VIKING – Какие проблемы, по Вашему мнению, наиболее серьезны в Арктике для нефтегазовых компаний? Основными проблемами при работах в Арктике являются удаленность участков работ и большие расстояния, а также экстремальные погодные условия, которые обусловливают необходимость защиты людей. Условия работы профессионалов сложны и способствуют повышенным рискам во время аварийных ситуаций. Увеличение добычи нефти и газа и их морские перевозки повышают возможность разливов и необходимости эвакуации людей. Сохранение жизни и безопасности людей в аварийных ситуациях – это главная забота нефтяных компаний, руководства ледоколов и прочих операторов. Доставка персонала к месту работ и обратно и осуществление постоянных операций в таких неблагоприятных условиях осложнены. Отрицательные температуры и замерзание брызг морской воды приводят к скольжению и помехам в работе механизмов, что резко повышает требования к изоляции, обогреву и энергоснабжению. В чрезвычайных обстоятельствах, экстремальные погодные условия могут также ограничивать объемы спасательных операций. Плохая видимость/плотный туман могут делать эвакуацию вертолетом небезопасной. Зимний лед делает невозможным использование свободно падающих спасательных шлюпок, так как они могут быть смяты (раздавлены) льдом. Следовательно, есть необходимость в защитных средствах для суровых погодных условий, таких как защитные костюмы, способные поддерживать жизнь в течение нескольких часов при погружении в холодную воду и ожидании спасения, а также соответствующие условиям ледяной обстановки аварийно-спасательные и эвакуационные системы, которые могут использоваться во льдах и в открытом бурном море.

– Как компания VIKING решает эти проблемы в таких условиях работы? По мере продвижения нефтегазовых компаний все дальше к северу за полярный круг, где экстремальный холод, ветер, месяцы полярной ночи и удаленность участков работ создают чрезвычайно трудные условия работы, резко повышается потребность в мерах безопасности и в спасательном оборудовании. Так как компания VIKING осуществляет работы в суровых окружающих условиях, она концентрирует внимание на важнейших вопросах безопасности, включая транспортировку персонала к местам проведения работ и обратно, а также возможность эвакуации в неблагоприятных погодных условиях. «Арктика – это не однородная территория, покрытая льдом и водой, а разнообразный регион, где условия могут быть очень разными в зависимости от места и времени года, что делает планирование действий в чрезвычайных случаях особенно сложным, – говорит вице-президент компании VIKING Бенни Карлсен. – Мы поставляем средства защиты компаниям энергетического сектора и морOil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

– How does VIKING address these problems in such working conditions?

As oil and gas companies move further north behind the Arctic Circle, where extreme cold, winds, months of darkness and remoteness create an immensely challenging working environment, the demand for safety measures and rescue equipment is increasing rapidly.

Because operations are conducted in a hostile environment, VIKING focuses on crucial safety issues and concerns including the transportation of personnel to and from installations and the possibility of evacuation in harsh weather conditions.

“The Arctic is not a homogeneous area of ice and water, but a diverse region where conditions vary widely by location and season, which makes emergency planning particularly challenging,” says VIKING Vice President Benny Carlsen. “We have supplied safety equipment to the energy and shipping industries for over 50 years and have great respect for nature’s power and the challenges it presents. We work closely with owners, operators and safety planners to design and choose the best safety solutions and escape options for any Arctic moment.”

An example of how the company is raising the standards for personal safety is VIKING’s brand new thermal lifejacket, PV9720, which has been tested and approved according to new stringent lifejacket performance standards as well as existing thermal requirements. It is the first on the market to comply with both.

The new thermal lifejacket is one part of the company’s drive to provide superior solutions in a changing market, according to Mr Carlsen. “Protection against hypothermia is essential when operating in icy waters as it sets in quickly and affects movement and cognition,” he says. “Our new thermal lifejacket has just been launched and it has already been warmly welcomed onboard offshore supply vessels, accommodation platforms, pipe laying barges, passenger ferries and others including, for instance, companies with oil and gas activities in the Barents Sea.” High performance in icy waters VIKING offers a full range of safety products designed for icy waters, extreme temperatures and harsh Arctic environments.

Immersion and work suits Durable immersion and work suits with an extra layer of insulation, exceeding SOLAS regulations, protect against hypothermia. All suits are lightweight and comfortable for constant use, meeting ergonomic standards, making them the preferred choice of engineers working in confined, complicated conditions.

Evacuation systems Heated, insulated and blast proof offshore evacuation systems that can be deployed directly onto the deck of vessels as diverse as OSV’s and icebreakers or directly to sea. Systems are operational at minus 40 C to plus 65 C temperatures and have an evacuation capacity of 140 persons within 10 minutes. No power is required to deploy the systems that come complete with flame resistant chutes and integrated liferafts.

Arctic liferafts Special patented liferaft containers with efficient heating systems that ensure proper inflation of liferafts even in minus 50 C air temperatures. IP68 certified for blast proof areas. Designed according to IMO Polar guidelines and Russian Winterisation rules and certified by DNV, USCG, TC Canada, Atex and RMRS. – How does VIKING view prospects for the oil and gas industry in harsh environments such as the Arctic?

It has been argued that growth in Arctic oil production will follow increases in demand for oil as global supplies diminish. New sources are required and as such, oil prices will rise and will justify the cost of Arctic exploration and production.

Increasing global demand means it is likely that oil and gas prospects will be developed on the outer continental shelf of Alaska and in other remote icy Arctic waters; international shipping will expand to service the requirements of the industry, adding to the challenging Arctic environmental, operational and safety challenges, all of which VIKING is addressing.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИКА ским транспортным предприятиям на протяжении более чем 50 лет и относимся с огромным уважением к могуществу природы и тем сложностям, которые она нам создает. Мы тесно сотрудничаем с владельцами компаний, операторами и создателями планов по обеспечению безопасности для разработки и выбора оптимальных решений по обеспечению безопасности и аварийно-спасательных вариантов для любого момента в Арктике». Примером того, как компания поднимает стандарты индивидуальной безопасности, является принципиально новый спасательный терможилет компании VIKING, PV9720, который был испытан и одобрен в соответствии с новыми строгими стандартами эффективности спасательных жилетов, а также существующими требованиями к термофункциям. Это первый продукт на рынке, удовлетворяющий и тем и другим требованиям. По словам Карлсена, новый спасательный терможилет представляет лишь часть деятельности компании по обеспечению высококачественных решений в меняющихся условиях рынка. «Защита от переохлаждения имеет большое значение при работах в условиях ледяной воды, так как оно наступает быстро и влияет на возможность движения и мыслительный процесс, – говорит он. – Наши новые спасательные терможилеты только запущены в производство и уже очень тепло принимаются на судах обеспечения, морских платформах с жильем, трубоукладочных судах, пассажирских паромах и пр., включая нефтегазовые компании, ведущие работы в Баренцевом море». Высокая эффективность в ледяной воде Компания VIKING предлагает полный ассортимент средств защиты, разработанных для условий ледяной воды, экстремальных температур и суровых арктических условий. Рабочие гидрокостюмы Прочные рабочие гидрокостюмы с дополнительным слоем изоляции, превосходящие требования SOLAS (международной конвенции об охране жизни людей на море), защищают от переохлаждения. Все эти костюмы имеют небольшую массу и удобны для постоянного использования, отвечают стандартам эргономичности, что делает их идеальным выбором для инженеров, работающих в ограниченном пространстве и сложных условиях. Системы эвакуации Обогреваемые, снабженные изоляцией и взрывоустойчивые морские системы эвакуации, которые можно размещать непосредственно на палубе различных судов, таких как суда обеспечения и ледоколы, или непосредственно в море. Системы могут применяться в температурном диапазоне от –40 до +65 °C и позволяют эвакуировать до 140 человек в течение 10 минут. Для использования систем не требуется источников энергии; они поставляются в комплекте с огнестойкими спасательными желобами (трапами) и спасательными плотами. Спасательные плоты для условий Арктики Специальные запатентованные контейнеры со спасательными плотами, оснащенные эффективными системами обогрева, обеспечивающими накачивание плотов даже при температуре воздуха –50 °C. Сертифицированы на соответствие стандарту IP68 для взрывобезопасных участков. Они разработаны в соответствии с методическими указаниям Международной морской организации IMO для полярных условий и Российскими правилами по зимнему исполнению; сертифицированы такими агентствами как DNV, USCG, TC Canada, Atex и RMRS. – Как компания VIKING представляет перспективы развития нефтегазовой промышленности в суровых условиях Арктики? Обсуждается вопрос того, будет ли нефтедобыча в Арктике увеличиваться в ответ на спрос на нефть с уменьшением мировых запасов. Требуются новые источники, и, соответственно, будут расти цены на нефть, а следовательно, стоимость геологоразведочных работ и добычи в Арктике станет оправданной. Повышение мирового спроса означает, что вполне возможным станет разработка перспективных нефтегазоносных участков на внешнем континентальном шельфе Аляски и в других удаленных водах Арктики; будут расширяться международные морские перевозки для удовлетворения потребностей этой отрасли, что усилит арктические проблемы, связанные с экологией, ведением работ и безопасностью, а ко всем этим проблемам обращается компания VIKING.

29

OIL PRODUCTION

Beating a Dead Horse With West Siberia Declining, Russian Oil Producers Still Await Tax Incentives to Unlock New Regions

Эра нефти продолжается Нефтедобыча России: материковые и арктические перспективы; российские нефтедобытчики ждут налоговых льгот Irina Dubrova

30

Ирина Дуброва

he oil situation in Russia is similar to that of gas production: main fields in West Siberia are already depleted, but there is no worthy alternative yet.

According to estimates of the majority of analysts, oil production will stay at the present plateau level (in the range of 505 million tons to 520 million tons per year) for the next 5-6 years. Then, in the existing situation in this industry, and at the level of the explored and developed reserves, oil production will start declining. Konstantin Simonov, Director of the National Energy Security Fund, believes that in 2017–2018, Russia can experience an oil production decline of 5-7 percent a year. According to the estimate of FGUP (Federal State Unitary Enterprise) All-Russian Geological Petroleum Research Institute, by 2020, oil production can decrease by 20 percent – to 415 million tons per year. To stay within the present limits, or even more, to increase the production, it is necessary to invest in exploration of new territories, apply advanced technologies for stimulation of oil production, and work with “complicated fields”. However, while reservoir engineers are passionate in this respect, the state is in no haste to stimulate them by providing preferential taxation. Another serious factor hindering the development of this sector is an extremely limited access of private companies to the offshore areas.

T

С

Predictable Eastern Siberia

Предсказуемая Восточная Сибирь

Eastern Siberia and Krasnoyarsk Territory in particular is considered to be one of the most promising regions in respect of the reserves increment and oil production.

There, in 2009, Rosneft put on production the Vankorskoye field having reserves exceeding 0.5 billion tons; they plan to increase production by 22 percent – up to 22 million tons by 2013, and the maximum potential production from the field is estimated in the amount of 28 million tons per year. This is actually the only significant success of Russian oilmen in the last few years: to achieve this success, the East-Siberian crude oil of Rosneft received exemption from export duties in the period from 2009 to 2011, though this was not sufficient for economic viability of the project.

Одним из наиболее перспективных районов по приросту запасов и добычи нефти считается Восточная Сибирь, в частности Красноярский край. Здесь в 2009 году компания «Роснефть» ввела Ванкорское месторождение с извлекаемыми запасами свыше 0,5 млрд тонн, в 2013 году на нем планируется увеличить добычу на 22% – до 22 млн тонн, максимальный же потенциал месторождения оценивается в 28 млн тонн в год. Это, по сути, единственный крупный успех российских нефтяников за последние годы – для его достижения восточносибирское сырье «Роснефти» в течение 2009–2011 годах было освобождено от экспортных пошлин, хотя и этого было недостаточно для экономической эффективности проекта.

итуация с нефтью в России примерно такая же, как и с газом: основные месторождения в Западной Сибири истощены, а достойная замена пока не подоспела. Добыча нефти, по оценкам большинства аналитиков, продержится на нынешнем «плато» (от 505 млн тонн до 520 млн тонн в год) еще 5-6 лет. Затем, при существующем положении в отрасли, уровне разведанных и подготовленных запасов, она начнет сокращаться. Уже в 2017–2018 годах Россия может столкнуться с падением добычи нефти на 5-7% в год, считает директор Фонда национальной энергетической стратегии Константин Симонов. По оценке ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», к 2020 году нефтедобыча может снизиться на 20% – до 415 млн тонн. Чтобы удержаться в нынешних пределах, а тем более, нарастить производство, нужно вкладывать деньги в разведку новых территорий, использовать передовые технологии интенсификации добычи, работать с «трудными» месторождениями. Но если разработчики проявляют энтузиазм в этом направлении, то государство пока не спешит их стимулировать льготным налогообложением. Еще один серьезный сдерживающий развитие отрасли фактор – крайне ограниченный допуск к континентальному шельфу частных компаний.

Oil&GasEURASIA

PHOTO: ALEXANDER ZEMLIANICHENKO / ФОТО: АЛЕКСАНДР ЗЕМЛЯНИЧЕНКО

№7-8 Июль-Август 2013

ДОБЫЧА НЕФТИ

● A drilling rig at Rosneft’s Vankor oil field

in Eastern Siberia in Turukhanskiy disrict of Kranoyarsk territory. ● Буровая вышка на Ванкорском месторождении в Туруханском районе Красноярского края в Восточной Сибири.

В составе приобретенных активов ТНК ВР «Роснефти» досталось Верхнечонское месторождение в Иркутской области, оно эксплуатируется в промышленном режиме с 2011 года и располагает извлекаемыми запасами в 200 млн тонн нефти. В 2012 году добыча здесь выросла на 40% – до 7 млн тонн, а в 2014 году ожидается ее стабилизация на уровне в 7,8 млн тонн. За счет эксплуатации месторождений в Якутии в будущем рассчитывает увеличить добычу «Сургутнефтегаз», на этот год запланировано трехкратное увеличение их запасов. Якутские промыслы в первом квартале текущего года уже дали рост производства на 12%. Нынешней весной «Сургутнефтегаз» ввело в промышленную эксплуатацию Восточный блок Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения в Иркутской области с доказанными запасами в 20 млн тонн (запасы всего участка оценены в 120 млн тонн). К 2016 году компания планирует ввести в эксплуатацию еще пять месторождений в Якутии и Иркутской области. В целом же сегодняшняя картина такова, что крупнейшие восточносибирские месторождения введены или вводятся в эксплуатацию, и в ближайшие годы ощутимого прироста от них не прогнозируется. Геологи предполагают, что тот же Ванкор является частью крупного бассейна осадочных пород, содержащих большое количество нефти. Но ее нужно искать, тогда как для масштабных работ сейчас нет предпосылок.

Скрытые резервы

As a result of acquisition of the assets of TNK-BP, Rosneft obtained the Verkhnechonskoye field in the Irkutsk Region, which has been under commercial production since 2011 and has reserves of 200 million tons of oil. In 2012, its production increased by 40 percent – to 7 million tons, and it is expected that it will stabilize at the level of 7.8 million tons in 2014.

Surgutneftegas hopes to increase its oil production through operation of fields in Yakutia, and this year they plan to triple the reserves of these fields. In the first quarter of this year, oil production from the Yakutia fields has increased by 12 percent. This spring Surgutneftegas has started commercial production at the Eastern Block of the Talakanskoye oil and gas condensate field in the Irkutsk Region, with the proven reserves in the amount of 20 million tons (the reserves of the whole area are estimated in the amount of 120 million tons). By 2016, the company plans to put on production another five fields in Yakutia and the Irkutsk Region.

On the whole, the present situation is that the largest East-Siberian fields have been or are being put on production, but no significant reserves increment is expected in the near future. Geologists suppose that the Vankor field belongs to a large sedimentary basin containing a large amount of oil. But it needs to be searched for, whereas there are no pre-conditions for wide-scale operations. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Потенциал сравнительно небольшого прироста добычи нефти есть и на традиционных площадках в Западной Сибири, Ямало-Ненецком Автономном округе, Тимано-Печорской провинции. В этом году несколько вырастет и стабилизируется добыча в рамках Уватского проекта по добыче трудно извлекаемых запасов в Тюмени, начатого ТНК ВР в 2004 году. В 2012 году здесь извлекли 7 млн тонн, а в 2013 году ожидается выход на 8,7 млн тонн, что, вероятно, станет так называемой «полкой». Запасы всего проекта оцениваются в 1,2 млрд тонн, прирост извлекаемых запасов в 2013 году должен составить минимум 17 млн тонн (до 185 млн тонн). ТНК-ВР продолжает работу на Ямале, начало добычи на тамошних месторождениях запланировано на 20162019 годы. В частности, начало разработки Сузунское месторождения запланировано на 2017 год, идет подготовительная работа на месторождении вязкой нефти Русское, а также на Тагульском месторождении. В 2015 году «Сургутнефтегаз» планирует запустить месторождение им. Шпильмана в ХМАО с извлекаемыми запасами в 90 млн тонн, на нем можно добывать 6 млн тонн в год. В Ненецком округе (в 2012 году было добыто 13,5 млн тонн нефти) через несколько лет может начаться рост: «Башнефть» в 2013 году намеревается ввести в пробную эксплуатацию месторождения им.Требса и им.Титова, запасы которых по категории С1 оцениваются в 79 млн и 63 млн тонн. По мнению ряда аналитиков, сегодня в России недостаточно используются передовые технологии увеличения

31

#7-8 July-August 2013

OIL PRODUCTION ● Forecast for oil production in Russia by the major oil producers in 2013. ● Прогноз добычи нефти в России в 2013 году крупнейшими компаниями.

Company / Компания

Share in the overall production / Доля в общей добыче

Production dynamics in 2012 / Динамика добычи в 2012 год

Forecast for 2013 / Прогноз роста на 2013 год

Rosneft / «Роснефть»

25%

+2.7% (118 million tons/млн тонн)

+2% (120 million tons/млн тонн)

Rosneft (taking into account acquisition of TNK-BP) / «Роснефть» (с учетом покупки ТНК ВР)

40%

–

+2% (206 million tons/млн тонн)

LUKOIL (not including acquisition of Samara-Nafta) / «ЛУКОЙЛ» (без учета покупки «Самара-Нафты»)

17%

-1% (84.6 million tons/млн тонн)

+1.5% (85.9 million tons/млн тонн)

Surgutneftegaz / «Сургутнефтегаз»

12%

+1% (61 million tons/млн тонн)

+1% (61.6 million tons/млн тонн)

Gazprom Neft / «Газпром нефть»

6%

(31.6 million tons/млн тонн)

+4% (32.9 million tons/млн тонн)

Bashneft / «Башнефть»

3%

+2.2% (15.4 million tons/млн тонн)

+1% (15.7 million tons/млн тонн)

Hidden Reserves There is certain potential for a relatively small oil production increment at the traditional areas in West Siberia, Yamal-Nenetsk Autonomous District and Timano-Pechora province.

This year, it is planned to increase and stabilize oil production within the framework of the Uvat project, which is aimed at production of hard-to-recover reserves in the Tyumen region started by TNK-BP in 2004. 7 million tons of oil was produced there in 2012, and in 2013 they expect to reach the level of 8.7 million tons, which, probably, will become a so-called “plateau”. Total oil-in-place of the whole project is estimated in the amount of 1.2 billion tons, and incremental reserves in 2013 must be minimum 17 million tons (maximum 185 million tons).

TNK-BP is performing operations in Yamal, and is planning to start production from the fields there in the period of 2016–2019. Thus, it is planned to start development of the Suzunskoye field in 2017; now preparatory operations are being performed at the Russkoye viscous oil field and in the Tagulskoye field.

In 2015, Surgutneftegas plans to commence production from the Shpilman field in the Khanty-Mansi Autonomous District having reserves of 90 million tons, where it will be possible to produce 6 million tons per year.

An increase of oil production can start in a few years in the Nenetsk District (13.5 million tons of oil was produced there in 2012): in 2013 Bashneft is planning to start pilot production at the Trebs and Titov fields, reserves of which in category С1 are estimated in the amount of 79 million tons and 63 million tons respectively.

According to the opinion of a number of analysts, at present, due to the current tax policy of the state, advanced technologies for enhanced oil recovery are applied in Russia not to a sufficient extent. Minenergo (Ministry of Energy) is promising to provide replacement of taxation of the whole revenues of oil and gas companies with a tax on additional income, but this can hardly be expected in the coming years. It is possible that when the situation becomes really critical, and an urgent need in redevelopment of suspended fields appears, Minfin

32

нефтеотдачи с существующих месторождений из-за текущей налоговой политики государства. Минэнерго обещает добиться замены налогообложения всей выручки нефтегазовых компаний налогом на дополнительный доход, однако вряд ли в ближайшие годы это произойдет. Возможно, когда ситуация действительно дойдет до критического предела, и возникнет крайняя потребность в доработке законсервированных месторождений, Минфин пойдет на уступки.

Туманные перспективы Арктики Арктический шельф манит прогнозами залежей, но из-за высокой стоимости разработки и монополии государства пока остается «темной» лошадкой – площади почти не разведаны. Сейчас лицензии на изучение шельфа есть только у государственных «Газпрома» и «Роснефти», закон «О недрах» запрещает эксплуатацию месторождений на шельфе частным компаниям. Обе госструктуры не в состоянии обеспечить качественную разведку территорий. Об этом неоднократно заявлял глава Минприроды Сергей Донской. Поэтому Министерство сдерживает выдачу свободных лицензий и предлагает допустить к шельфу частные компании. Иначе два монополиста застолбят все участки, и тогда изучение Арктики забуксует, а добычи придется ждать 165 лет, считают в министерстве. Федеральная антимонопольная служба уже разработала проект соответствующих изменений в законодательство, но их принятию отчаянно противятся «Роснефть» с «Газпромом». Правда, они прекрасно осознают необходимость привлечения частных иностранных инвесторов, однако хотят самостоятельно диктовать условия совместной работы. Для разведки районов Карского моря, а также месторождений в Печорском, Баренцевом, Чукотском, и Охотском морях «Роснефть» берет в миноритарные партнеры американскую ExxonMobil, итальянскую ENI, норвежскую Statoil, китайскую CNPC. Однако, по мнению ряда аналитиков, схема участия иностранцев – 33,3% в совместном предприятии – малопривлекательна. Иностранцы формально участвуют в проекте, но готовы ли они раскошелиться? К примеру, стоимость первоначального этапа геологоразведочных работ с целью освоения участков недр в Карском Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

ДОБЫЧА НЕФТИ

(Ministry of Finance) will make certain concessions.

● Production drilling at Prirazlomnoye field is to start in the second

Clouded Prospects of Arctic Area)

● К эксплуатационному бурению на Приразломном

half of October.

The arctic offshore seems to be attracместорождении могут приступить во второй половине октября. tive because of predicted pools, but due to the high development cost and the state monopoly, it remains a dark horse as the area is still unexplored. At present, only the state-owned companies Gazprom and Rosneft have licenses for the continental shelf exploration, and the Subsoil Law prohibits private companies from developing offshore fields. Both state companies are not able to ensure proper exploration of these territories. This fact was stated many SOURCE: GAZPROM NEFT SHELF / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ times by Sergei Donskoi, Head of Minprirody To protect it against high humidity and Bilayer sheet (laminated with non(Ministry of Natural Resources). That’s why corrosive steel) aggressive sea environment, a special Двухслойный (плакированный the Ministry holds up issuing free licenses нержавеющей сталью) лист lacquer coating and also cathodic and and suggests admitting private companies Wave deflector anodic protection systems were applied. Волновой дефлектор Concrete to the continental shelf. Otherwise, two Бетон Resistant lacquer Ice deflector coating of crude Ледовый дефлектор monopolies will set stakes for all areas, oil tanks При проектировании МЛСП «ПриСтойкое and then, as the Ministry experts believe, разломная» был учтен опыт ведущих лакокрасочное Impressed curпокрытие танков американских, канадских и норвежArctic exploration will stall, and we’ll have rent cathodic хранения нефти protection ских нефтегазовых компаний, котоto wait for 165 years till production comЗащита от коррозии рые уже несколько десятилетий ведут mences. The Federal Antimonopoly Service наложенным током добычу в подобных природно-климаhas already prepared a draft of appropriate тических условиях. Платформа гаранProtector protection amendments to the legislation, but Rosneft Протекторная защита от коррозии тировано удерживается на дне моря за and Gazprom are desperately resisting счет своей массы, от подмыва ее защиExperience of the leading American, Canadian adoption of these amendments. щает каменная берма высотой 2,5 м. От волноand Norwegian companies was used for However, they realize quite well the вых и ледовых воздействий платформу защиdesigning the offshore ice-resistant fixed platform necessity of attracting private foreign invesщает высокопрочный дефлектор, который изго“Prirazlomnaya”, as these companies have been tors, but they want to dictate their own terms товлен из хладостойкой стали. Наружные борта involved in hydrocarbon production in similar нижнего строения платформы (кессона) в райоfor joint work. For exploration of the Kara sea climatic and environmental conditions for several не воздействия ледовой нагрузки изготовлены decades already. The platform is secured on the areas, and also fields in the Pechora, Barents, из плакированной стали с нержавеющим слоем. seabed by its own weight, being protected against Chukchee and Okhotsk Seas, Rosneft has При строительстве платформы были использоunder-washing by a stone berm 2.5 meter high. A selected American ExxonMobil, Italian ENI, ваны конструкционные материалы из специальhigh-strength deflector made of cold-resistant steel Norwegian Statoil and Chinese CNPC to be its ных сплавов, устойчивых к низкой температуре. protects the platform against wave and ice impacts. minority partners. However, in the opinion of Для защиты от высокой влажности и агрессивOuter sides of the lower structure of the platform a number of analysts, the scheme with 33.3 ной морской среды используется специальное (caisson), in the area of the ice load impact, are percent share in the project is not attractive лакокрасочное покрытие и системы катодной и made of laminated steel with a non-corrosive layer. for foreigners. They formally participate in анодной защиты.

Construction materials of special alloys resistant to the project, but will they be ready to come low temperatures were used to build the platform. down with money? For example, the cost of the initial stage of exploratory work aimed at development и Черном морях, которые запланированы в рамках СП of license blocks in the Kara and Black Seas, planned in the «Роснефти» с ExxonMobil, оцениваются в $3,2 млрд. Пока framework of the joint venture of Rosneft and ExxonMobil, шельф таких денег не видел. Сейчас проводятся различные is estimated in the sum of $3.2 billion. Nothing even close виды не столь затратной сейсмики, а в 2015 году «Роснефть» to this amount has been invested there. At present, various рассчитывает пробурить первую скважину, на это уже types of not very expensive seismic survey are being real- понадобится серьезное финансирование. ized, and in 2015, Rosneft is planning to drill the first well, В четвертом квартале 2013 года «Газпром нефть» собиwhich will require serious funding. рается, наконец, начать разработку Приразломного нефтяIn the fourth quarter of 2013, Gazprom Neft is plan- ного месторождения на шельфе Баренцева моря с извлеning to finally start development of the Prirazlomnoye oil каемыми запасами свыше 70 млн тонн. Если план будет field in the Barents Sea with reserves exceeding 70 mil- выполнен, то в нынешнем году будет получена первая lion tons. If this plan is realized, the first arctic oil will be арктическая нефть. При удачно сложившихся обстоятельproduced this year. If everything goes well, it is planned to ствах выйти на максимальный уровень добычи в 6 млн тонн achieve the maximum production level during the eighth планируется на восьмой год бурения. Нынешним летом year of drilling. During this summer, Gazprom Neft plans to «Газпром нефть» планирует старт бурения на Долгинском commence drilling in the Dolginskoye field in the Pechora месторождении на шельфе Печорского моря с запасами Sea, the reserves of which amount to 140 million tons.

140 млн тонн.

It will be possible to assess actual prospects of the Реальные перспективы Арктики можно будет оценить Arctic region only after the detailed exploration of large лишь после детального изучения больших территорий, а на territories, which could happen in five to ten years. это можно рассчитывать лет через пять-десять. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

GAS

The Russian Far East as a New Gas Hub Prospects for the Development of Production, Processing and Transportation to Asia-Pacific Region

Дальний Восток – новый газовый хаб Перспективы развития добычи, переработки и транспортировки в Азиатско-Тихоокеанский регион Irina Dubrova

Forecasts of lower world prices for gas in the coming years are depressing the investment attractiveness of the exploration and production of “expensive” fields in the east of Russia — the cost of operating in the region is significantly higher today than in other territories. Nevertheless, Gazprom does not intend to downsize its 2007 Eastern Gas Program; to the contrary, the Russian giant intends to carry it out, counting on domestic consumption and the growing demand shown by countries in the Asia-Pacific region.

Прогнозы по уменьшению мировых цен на газ в ближайшие годы снижают инвестиционную привлекательность разработки и разведки «дорогих» месторождений на Востоке России – себестоимость работ там и так на сегодня существенно выше, чем на других территориях. Однако «Газпром» не собирается сворачивать утвержденную в 2007 году «Восточную газовую программу». Напротив, намерен активизировать ее реализацию, рассчитывая как на внутренних потребителей, так и на спрос со стороны стран АзиатскоТихоокеанского региона (АТР).

“T

азовый рынок на Востоке очень емкий и быстрорастущий, компания увеличит объемы финансирования реализации Восточной газовой программы, включая геологоразведку и наращивание ресурсной базы. <…> В среднесрочной перспективе мы можем выйти на уровень поставки газа на экспорт в страны АТР, который будет сопоставим с объемами, поставляемыми в Европу. При этом поставки трубопроводного газа предусмотрены только в Китай», — заявил глава газовой монополии Алексей Миллер в мае текущего года. В 2013 году параллельно с активизацией геологоразведки, наращиванием газодобычи в Восточной Сибири и Дальнем Востоке, начнется строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) во Владивостоке. Город, уже соединенный газовой магистралью с Сахалином, превратится в мощный транспортный узел после прокладки к нему магистрального трубопровода из Якутии. Проекты по строительству завода и газовой трубы планируется завершить до 2018 года, хотя вопрос финансирования этих весьма капиталоемких объектов на сегодня еще не решен.

he gas market in the East is very deep and is growing very fast and the company will increase the volume of its financing for the Eastern Gas Program, including geological surveying and development of the resource base. <…> In the mid-term, we could reach a level allowing us to export gas to the Asia-Pacific Region in volumes comparable to those delivered to Europe. And pipeline delivery is envisioned only for China”, Gazprom CEO Aleхei Miller said in May this year.

In 2013, alongside stepping up geological surveying, and increasing gas production in East Siberia and the Far East, construction will begin on an LNG production facility in Vladivostok. That city, which is today linked by a trunk pipeline to Sakhalin, will become a powerful transport hub when it is reached by a pipeline from Yakutia. These plant and pipeline projects are to be completed by 2018, although the issue of financing the capital-intense sites has not yet fully been decided.

Gazprom Increases Exploration This year Gazprom admitted that the forecast estimation of gas reserves in the Russian Far East was overstated.

But this conclusion merely turned into a driver to step up geological surveys in the region, less than 10 percent of which has been studied extensively. With 65 trillion cubic meters of estimated reserves, only 4 trillion cubic meters have been “proven”. In order to increase this figure, Gazprom decided that beginning in 2013, it would invest40

34

Ирина Дуброва

«Г

«Газпром» наращивает разведку В нынешнем году «Газпром» признал – прогнозная оценка запасов газа на Востоке России завышена. Но этот вывод стал лишь толчком к активизации геологоразведки региона, изученного к настоящему моменту менее чем на 10%. При 65 трлн м³ оценочных запасов, доказанных – лишь 4 трлн м³. Чтобы увеличить эту цифру, с 2013 Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

программе» объемы добычи газа в Восточной Сибири и Якутии.

120

90 60 40 20

2030

0

Republic of Sakha (Yakutia) / Республика Саха (Якутия) East Siberia / Восточная Сибирь East Siberia and Yakutia (max forecast) / Восточная Сибирь и Якутия (прогноз макс.)

East Siberia and Yakutia (min forecast) / Восточная Сибирь и Якутия (прогноз мин.)

SOURCE: “EASTERN GAS PROGRAM” / ИСТОЧНИК: «ВОСТОЧНАЯ ГАЗОВАЯ ПРОГРАММА»

100

2025

For now, the gas produced in the East is mostly just enough to cover the needs of the domestic market, but according to forecasts by the Institute of Economics and Industrial Engineering of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, in 2020 and 2030, the region will produce 160 billion and 200 billion cubic meters of gas a year respectively. At the same time, only 20 billion and 25 billion cubic meters will be consumed thus creating a significant surplus of fuel. The main goal in actively increasing production in the East is to sell the surplus to countries in the Asia-Pacific region where energy consumption is rapidly growing despite the general world economic crisis.

“Eastern Gas Program” (actual and forecast). ● Рис. 2. Фактические и прогнозируемые по «Восточной газовой

2020

Overflow for the Asian Market

● Fig. 2. Gas production in East Siberia and Yakutia according to

2015

billion rubles a year into exploration of gas fields in the East.

The gas monopoly has placed its main bets in developing gas production in eastern regions of Russia on East Siberia – specifically, the Chayandinskoye field in Yakutia (where production is scheduled to begin in 2016, with a subsequent volume of 25 billion cubic meters a year. Read more in "Gazprom Gives Chayanda the Go!", OGE #2, 2013; p. 62-64), and the Kovyktinskoye field in Irkutsk region.

In the Far East, the most promising region is the Sakhalin shelf, where expansion is planned to augment production that has been under way for some time. In 2012, over 27 billion cubic meters of natural gas was produced on the Sakhalin shelf, a figure 5 percent more than in the previous year.

Growth is expected to increase at the same rate this year, but the foundation is being laid for future acceleration. Under the Sakhalin-3 project, natural gas production is slated to begin at the Kirinskoye gas condensate field where last year geological surveys were completed and a pipeline laid to the trunk artery that leads to Vladivostok.

Currently, further infrastructure is being built.

Пока добываемого в Восточном регионе газа хватает в основном лишь для покрытия потребностей внутреннего рынка. Однако, по прогнозу ИЭиОПП СО РАН в 2020 году и 2030 году в регионе будет добыто соответственно 160 млрд и 200 млрд м³ газа, при этом потреблено – 20 млрд и 25 млрд м³. Таким образом, должен образоваться довольно крупный свободный ресурс топлива. Основная цель активного увеличения добычи газа на Востоке – продажа образовавшихся излишков в страны АТР, которые активно наращивают энергопотребление, несмотря на

2014

East Siberia / Восточная Сибирь

Излишки для азиатских рынков

20133

Republic of Sakha (Yakutia) / Республика Саха (Якутия)

20122

2030 max / макс.

2030 min / мин.

2025 max / макс.

2025 min / мин.

2020 max / макс.

2020 min / мин.

2015 max / макс.

2015 min / мин.

2010

0

20066

20

20066

40

20066

60

20066

90

20066

bln cu. m. / млрд кубометров

100

20066

120

года «Газпром» решил ежегодно вкладывать в разведку восточных газовых месторождений 40 млрд рублей. Основную ставку в развитии газодобычи восточных территорий газовая монополия делает на регион Восточной Сибири – в частности, Чаяндинское месторождение в Якутии (начало добычи запланировано на 2016 год. с последующим выходом на получение 25 млрд м³ ежегодно. Подробнее читай «„Газпром“ дал Чаянде „зеленый свет“», НГЕ №2, 2013, стр. 62-64), а также Ковыктинское месторождение в Иркутской области. На Дальнем Востоке главный перспективный регион – шельф около Сахалина, где уже ведется добыча и подготовлен задел для ее увеличения. В 2012 году на сахалинском шельфе было добыто более 27 млрд м³ природного газа, что на 5% больше предыдущего года. В нынешнем году ожидается примерно такой же темп роста, но закладывается основа для его ускорения. В рамках проекта «Сахалин-3» «Газпром» планирует начать добычу природного газа на Киринском газоконденсатном месторождении, в прошлом году здесь завершились геологоразведочные работы, проложен трубопровод до магистрали, ведущей к Владивостоку, и теперь ведется обустройство объекта.

bln cu. m. / млрд кубометров

● Fig. 1 Gas production forecast in East Siberia and Yakutia (according to “Eastern Gas Program”). ● Рис. 1. Прогнозируемые по «Восточной газовой программе» объемы добычи газа в Восточной Сибири и Якутии.

SOURCE: “EASTERN GAS PROGRAM” / ИСТОЧНИК: «ВОСТОЧНАЯ ГАЗОВАЯ ПРОГРАММА»

ГАЗ

35

GAS According to various scenarios, the Long-Term Forecast for Social and Economic Development in the Russian Federation, by 2030, pipeline-fed exports of Russian gas to the Asia-pacific region will be from 10 billion to 30 billion cubic meters, while the export of LNG will be from 18 million to 54 million tons.

Agreements on the sale of Russian gas to the AsiaPacific have not been signed yet, but they could be inked by the time there is a surplus of gas and infrastructure is built. In 2013, Gazprom is counting on signing a contract to deliver 68 billion cubic meters of gas a year to China and negotiations on the issue have been active since 2009. Still, the actual delivery of the gas will only be technically possible once the “Strength of Siberia” project is finished and a gas pipeline branch is built to Blagoveshchensk. On top of this, LNG could be delivered to China from the new facility in Vladivostok.

Billions in Infrastructure Today there is a lack of infrastructure needed to deliver fuel to the Asia-Pacific Region – there are neither enough pipelines nor tankers. But, within the next five years, Gazprom plans to cover this missing link. A transport hub will be established in Vladivostok to more easily ship gas to the Asia-Pacific market. East Siberia is not yet linked to it by pipeline, and Sakhalin has only been linked since 2011 via the 1,350-kilometer long Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok pipeline which as a capacity of 6 billion cubic meters a year. That situation could change once a number of expensive projects on Gazprom’s agenda are carried out.

The capacity of the existing Sakhalin – Khabarovsk – Vladivostok pipeline is to be increased to 30 billion cubic meters. But the main stage will be the construction of the “Strength of Siberia” gas transport system, which will join the gas production centers of Yakutia and Irkutsk with Vladivistok.

In 2013, Gazprom announced it was ready to begin building the 3,200-kilometer Yakutia – Khabarovsk – Vladivostok pipeline which comes with a price tag of over $20 billion or about $7 million per kilometer (for comparison, one kilometer of pipeline from Sakhalin to Vladivostok cost $8.7 million). The pipeline is to be completed by the end of 2017, although funding for the project is yet to be determined.

The pipeline is to run in parts alongside the East Siberia-Pacific Ocean pipeline, which should trim some costs.

Projects allowing alternate pipeline transport are also close to being executed. In 2009, Japanese investments helped to build the first LNG plant in Russia on Sakhalin.

The terminal handles material produced at the Sakhalin-2 project and is contracted out for 20 years into the future. In 2012, 11 million tons of LNG was produced, over 60 percent of which was sold to Japan. The rest of the volume was sold to buyers in South Korea, China, Kuwait and Taiwan.

This winter, Gazprom confirmed its plans to build a similar facility in Vladivostok with a capac-

36

#7-8 July-August 2013

кризис. По различным сценариям Прогноза долгосрочного социально-экономического развития РФ, к 2030 году экспорт трубопроводного российского газа в АТР составит от 10 до 30 млрд м³, а экспорт СПГ от 18 млн до 54 млн тонн. Соглашения о продаже российского газа в АТР пока не подписаны, но к моменту возникновения излишков газа и строительства инфраструктуры, они могут появиться. В 2013 году «Газпром» рассчитывает заключить контракт на поставку 68 млрд м³ в год российского газа в Китай, с 2009 года в этом направлении ведутся интенсивные переговоры. Хотя доставка газа будет технически возможна лишь после завершения проекта «Сила Сибири» и строительства от него газопровода-отвода в районе Благовещенска. Кроме того, в Китай могут осуществляться поставки СПГ с нового завода во Владивостоке.

Инфраструктура на десятки миллиардов долларов Сегодня отсутствует достаточная инфраструктура, которая может доставить топливо в страны АТР, как по трубе, так и в танкерах. Однако в ближайшие пять лет «Газпром» рассчитывает восполнить и этот пробел. Транспортным узлом, откуда газ наиболее удобно отправлять в страны АТР, является Владивосток. Сегодня с Восточной Сибирью у него нет газопроводного соединения, а с Сахалином связывает лишь построенная в 2011 году первая очередь газопровода Сахалин – Хабаровск – Владивосток длиной 1 350 км и мощностью всего 6 млрд м3 в год. Ситуация может измениться в случае реализации ряда дорогостоящих проектов, которые стоят на повестке дня «Газпрома». Мощность существующей магистрали Сахалин – Хабаровск – Владивосток планируется нарастить до 30 млрд м³. Но главным решением станет строительство газотранспортной системы «Сила Сибири», которая объединит с Владивостоком Иркутский и Якутский центры газодобычи. В 2013 году Газпром объявил о готовности к строительству газопровода Якутия – Хабаровск – Владивосток, протяженностью 3200 км и оценочной стоимостью свыше $20 млрд или около $7 млн за 1 км (для сравнения – 1 км трубы от Сахалина до Владивостока Газпрому обошелся в $8,7 млн). Его рассчитывают запустить к концу 2017 года, хотя источник инвестиций пока не определен. Газопровод запроектирован в коридоре нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, что даст возможность сэкономить затраты. Близки к реализации проекты, предполагающие альтернативу трубопроводному транспорту. В 2009 году на Сахалине за счет японских инвестиций был построен первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). Терминал перерабатывает ресурс, добыOperating gas pipelines / Действующие газопроводы Pipeline gas supplies / Поставки трубопроводного газа Gas pipelines under construction / Строящиеся газопроводы Planned gas processing plans and gas chemical complexes / Планируемые ГПЗ и ГХК

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

ГАЗ

ity of 15 million ● Far East projects for gas development, planned for 2013. тый в рамках проекта Сахалин-2 tons of LNG a ● Основные перспективные проекты, реализуемые в 2013 году и и законтрактованный на 20 лет year for $15 bil- касающиеся развитие газовой отрасли Дальнего Востока. вперед. В 2012 году завод проlion. The Japanese извел 11 млн тонн СПГ, более Under the Sakhalin-3 project, production begins on Production consortium Japan 60% которого было продано the Kirinskoye field. / В рамках проекта «Сахалин-3» Добыча Fareast Gas Co., в Японию, остальной объем – начинается добыча на Киринском месторождении. participated in покупателям в Южной Корее, Construction is expected to begin on a $15-million developing the Китае, Кувейте и на Тайване.

Refining LNG plant in Vladivostok. / Ожидается начало project. The conА нынешней зимой «Газпром» Переработка строительства завода по производству СПГ во sortium could утвердил инвестиционное обоВладивостоке. Оценочная стоимость – $15 млрд. even finance the снование строительства аналоproject on which гичного завода во Владивостоке Construction is expected to begin on the $22 billion 3,200-kilometer, 36 bcm capacity Yakutia – Khabarovsk construction is мощностью 15 млн тонн СПГ Pipelines – Vladivostok gas pipeline. / Ожидается начало slated to begin this в год и стоимостью $15 млрд. строительства газопровода Якутия – Хабаровск – year. The first line Транспортировка В разработке его проекта учаВладивосток протяженностью 3 200 км и мощностью ствовал японский консорциof the facility will 36 млрд м3 в год. Оценочная стоимость – $22 млрд. produce 5 million ум JAPAN FAREAST GAS Co. Он tons of fuel and профинансировать Russia counts on singing a contract with China to deliver может Marketing could be launched строительство, начало которо68 bcm of gas. / Россия рассчитывает заключить Маркетинг in 2018. го намечено на текущий год. контракт с Китаем на поставку 68 млрд м3 газа.

In addition to Первая очередь завода на 5 млн this news, in April, тонн может быть запущена в Rosneft agreed with ExxonMobil to build an LNG on 2018 году. Кроме того, в начале апреля «Роснефть» договоSakhalin. The first line of that facility, which will produce 5 рилась с американской ExxonMobil о строительстве завода million tons, is to be brought on line in 2018 and 2019. Like СПГ на Сахалине. Первую очередь на 5 млн тонн планируGazprom, Rosneft intends to attract Japanese financing to ется ввести в 2018–2019 годах. Как и «Газпром», «Роснефть» the competing project and also plans to sell gas to the land намерена привлечь к конкурирующему проекту японские of the rising sun. инвестиции, также рассчитывая на поставку СПГ в Японию.

Skeptics are pessimistic about the promise of such Скептики пессимистично оценивают перспективы huge projects in the East. Even for Gazprom, attracting tens масштабных проектов на Востоке, ведь привлечь десятки of billions of dollars in funding is no easy feat. The looming миллиардов долларов даже для «Газпрома» – задача не из five-year plan will show which of the monopoly’s ambi- легких. Грядущая пятилетка покажет, какие из амбиционtious plans has a chance of being given life. ных планов монополии получат шанс на жизнь.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

CARBONATE RESERVOIRS

Heterogeneity Ensures Potential of Carbonate Deposits Перспективная неоднородность

PHOTO: ALEXANDR MIRZAKHANOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР МИРЗАХАНОВ

Vyacheslav Kalinin

Вячеслав Калинин

he need to study and develop carbonate oil and gas deposits on Gazprom neft’s maps conditioned on the high level of initial recoverable reserves (IRR) of such fields and the overall promising outlook for this kind of assets.

On the other hand, it is already clear that there are many challenges in the development of carbonate deposits.

ктуальность изучения и разработки карбонатных отложений нефти и газа в зоне деятельности «Газпром нефти» обусловлена высоким уровнем начальных извлекаемых запасов (НИЗ) на месторождениях, относящихся к подобным активам компании, и общей перспективностью этого вида ресурсов. Однако уже ясно, что трудностей при разработке карбонатных коллекторов возникнет немало.

T

Variable Properties Carbonate oil and gas deposits are widely present throughout Russia’s hydrocarbon production zones. Large carbonate-bearing deposits of oil, gas condensate and natural gas of the Volga-Urals basin were discovered in the 1940s – 1950s.

In the 1950s, near-surface oil was found in the limestone in the Perm region. Later, deposits were discovered in carbonate sediments in remote regions of Western and Eastern Siberia and on the Arctic shelf.

The specific nature of carbonate deposits is evident when comparing their geological characteristics with terrigenous reservoirs – the other main type of deposits. Lithological composition of terrigenous reservoirs is mainly represented by sandstones and siltstones. Important properties of terrigenous rocks are porosity and permeability: the higher their

38

А

Изменчивость свойств Карбонатные нефтяные и газовые залежи широко распространены на всей территории России, где ведется разведка и добыча углеводородов. Крупные нефтяные, газоконденсатные и газовые месторождения Волго-Уральского бассейна с карбонатной структурой были открыты в 1940–1950-х годах. В 1950-х нефтяные месторождения в известняках, залегающие на небольших глубинах, были обнаружены и в Пермском крае. Позднее состоялись открытия месторождений в карбонатных отложениях в отдаленных регионах Западной и Восточной Сибири и на шельфе Арктики. Специфика карбонатных отложений углеводородов ярко проявляется в сопоставлении их геологических характеристик с терригенными коллекторами – другим основным Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

value, the better are the poroperm properties of the reservoir.

Terrigenous reservoirs take dominant position among the various types of deposits – 58 percent (oil) and 77 percent (natural gas) of the world’s proven reserves. For example, in Western Siberian oil and gas basin almost all oil and gas reserves are located in terrigenous (clastic) deposits.

Yet on the global level, new hydrocarbon discoveries show a different trend. Over the last ten years, only 37 percent of new deposits were discovered in terrigenous reservoirs – the rest is located in the carbonate sediments that composed of such minerals as calcite and dolomite. Also, the basic voidforming processes in the carbonates are often associated with the tectonic deformations as well as with biogenous accumulation – and it is the former that results in a developed network of cracks, microfractures, cavities and so on. Here, the length of vertical macrofissures can reach tens of meters, their width – from few to several hundreds of micrometers.

The complex nature of the voids in the carbonates greatly affects the filtration process, while considerable variability complicates the prediction of deposit quality and distribution limit. Hydrocarbons in carbonate reservoirs are composed of various crude – from heavy and light oil to gas condensate and natural gas deposits.

A Broad Interpretation Since 2012, the R&D Center of Gazprom neft has been implementing a professional development program aimed at professionals engaged in development of carbonate deposits.

The program covers a broad range of issues, from core sampling technologies, well-logging operations, and to the methods of constructing the geomechanical models or building a database of similar fields. In 2013, Gazprom neft plans to start several international consortia focused on issues linked to carbonate reservoirs.

The specifics of studying and operating the carbonate deposits is largely determined by geological complexity of each individual project, says Andrei Bochkov, deputy head of the of geology and mining department, Gazpromneft NTC:

● Vertical or horizontal well? ● Вертикальная или горизонтальная скважина?

Вертикальная скважина

Горизонтальная скважина

типом отложений. Литологический состав терригенных коллекторов в основном представлен песчаниками и алевролитами. Важнейшие свойства терригенных пород – пористость и проницаемость: чем они выше, тем более качественными считаются фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Терригенные коллекторы занимают доминирующее положение среди различных типов отложений, с ними связаны 58% мировых разведанных запасов нефти и 77% газа. В таком уникальном нефтегазовом бассейне, как Западно-Сибирский, практически все запасы нефти и газа находятся в терригенных (обломочных) коллекторах. Однако открытия новых залежей углеводородов в мировом масштабе демонстрируют иную динамику. За последние десять лет только 37% таких месторождений были связаны с терригенными коллекторами, а около 63% ресурсов выявлены в карбонатных отложениях состоят из таких минералов, как кальцит и доломит. Кроме того, основные процессы, формирующие пустотное пространство в карбонатах, часто связаны не только с биогенным накоплением, но и с тектоническими деформациями, которые ведут к образованию развитой сети трещин, микротрещин, каверн и так далее. Длина вертикальных макротрещин здесь может достигать десятков метров, их раскрытость изменяется от нескольких единиц до сотен микрометров. Сложный характер пустотного пространства в карбонатах существенно влияет на процессы фильтрации, а значительная изменчивость свойств усложняет прогноз качества коллектора и границ распространения залежи. Углеводороды в карбонатных коллекторах отличаются разнообразием типов флюидов — от тяжелой и легкой нефти до газоконденсатов и газовых залежей.

Широкая интерпретация с 2012 года научно-технический центр «Газпром нефти» реализует программу повышения компетенций в сфере разработки карбонатных коллекторов. В ее рамках изучается широкий спектр вопросов, начиная с технологий отбора керна, проведения геофизических исследований скважин и заканчи-

INFOGRAPHICS: ALICE BEREZHNAYA / ИНФОГРАФИКА: АЛИСА БЕРЕЖНАЯ

Трещины в карбонатной породе

Spiking production of a horizontal well compared to vertical well (achieved by increasing the filtration area and, most importantly, rock conductivity at the borehole walls). Существенное увеличение дебита горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной за счет увеличения площади фильтрации и, главное, проводимости пласта у стенок скважины. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

#7-8 July-August 2013

PICTURE: ALEXANDR MIRZAKHANOV / ФОТО: АЛЕКСАНДР МИРЗАХАНОВ

CARBONATE RESERVOIRS

“The variety of reservoir types and conditions of their formation, the distribution of the primary characteristics of the rocks, the presence and impact of secondary transformations and fracturing processes require an integrated approach to the creation of the reservoir model. Integration of geological sciences can contribute towards understanding and predicting the distribution of reservoir properties, as well as towards defining a strategy for the further reservoir management.” Based on this evaluation, Gazpromneft NTC designs pilot tests, full-scale development programs for carbonate reservoirs on Archa, Orenburg, Dolginskoye, Prirazlomnoye, Kuyumbinskoye fields, participates in the Iraq’s Badr project.

The Orenburg Anomaly The only large deposit of Gazprom neft already producing oil from carbonate reservoirs is the Orenburg field. Here the experts acquire necessary knowledge and gain experience of building and operating wells in structurally complex fields.

On top of the carbonate oil reservoir, a number of other issues complicates work at the Orenburg field. First, the challenges are linked to structure of the deposit – it has a fringe oil accumulation, i.e. gas-bearing intervals are located above the oil-saturated reservoir. Priority development of the field’s gas

Alexei Ovechkin, General Director, Gazprom neft Orenburg Gazprom neft has developed and approved a long-term development strategy for Gazprom neft Orenburg’s fields. The Orenburg field will provide some 60 percent of the reserves, other fields – 40 percent. Now experts are preparing a strategy, waiting for pilot projects – and in the long term, these reserves will also be involved in the development; the field’s potential is gigantic.

40

вая методиками построения геомеханических моделей и создания базы аналогов. В 2013 году «Газпром нефть» планирует вступить в несколько международных консорциумов, специализирующихся на проблематике карбонатных коллекторов. По словам заместителя начальника департамента геологии и разработки месторождений «Газпромнефть НТЦ» Андрея Бочкова, специфика изучения и разработки карбонатных коллекторов во многом определяется сложностью геологического строения каждого отдельного объекта: «Разнообразие типов коллекторов и условий их формирования, распределение первичных характеристик пород, наличие и влияние вторичных преобразований пород, процессов трещинообразования требуют комплексного подхода в создании модели пласта. Интеграция геологических дисциплин может способствовать пониманию и прогнозированию распределения свойств пласта и определению стратегии по дальнейшей разработке залежей». Исходя из этого посыла в «Газпромнефть НТЦ» проектируют опытнопромышленные работы, формируют программы полномасштабной разработки карбонатных коллекторов Арчинского, Оренбургского, Долгинского, Приразломного, Куюмбинского месторождений, участвуют в проекте «Бадра» в Ираке.

Оренбургская аномалия Единственное крупное месторождение «Газпром нефти», где уже ведется добыча нефти из карбонатных коллекторов, – Оренбургское. Именно здесь приобретаются необходимые знания в этой сфере и нарабатывается опыт строительства и эксплуатации скважин на сложнопостроенном месторождении. Работа на Оренбургском месторождении кроме наличия карбонатного нефтяного коллектора осложняется целым рядом обстоятельств. В первую очередь сложности связаны с тем, что это нефтегазоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, то есть газовые продуктивные пласты находятся Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Алексей Овечкин, Генеральный директор «Газпром нефть Оренбург» «Газпром нефтью» разработана и утверждена многолетняя стратегия развития по месторождениям «Газпром нефть Оренбурга». По оренбургскому месторождению в нашу стратегию развития вовлечены 60% запасов, по оставшимся – 40%. Сейчас готовится концепция, будут проводиться пилотные проекты, и в перспективе эти запасы тоже будут вовлечены в разработку. Потенциал у месторождения очень большой.

deposits for the last fifteen years has already triggered a series of complex changes in the entire oil and gas contour, which greatly complicates its further development.

“We have a heterogeneous reservoir consisting of numerous productive intervals,” says Evgeny Zagrebelnyi, Deputy Director Geology and Production at Gazprom neft Orenburg.

“Here, the fissures is main conductor of oil. We need to know their direction and understand which productive interval will give the best yield. After the first pilot test, we abandoned the radial system of development, when three horizontal wells from practically same position run 120° from each other. In the current environment it is ineffective: reservoir fractures directed mainly to the north-west – respectively, the horizontal trunks must run perpendicular to it.”

To study the specifics of the Orenburg deposit, specialists of the company’s R&D Centre and the Gornyi National Mineral Resources University develop a comprehensive research program. This will result in creating a facial geological model (formation model) of the deposit, says Vladislav Zhukov, head of the geology and development of new assets development, Gazpromneft NTC. Currently experts within the program are engaged in describing the core of the deposit, restore the depositional history of productive intervals and examine the impact of the structural composition on the future development of the field.

Well drilling and testing is one of the most difficult issues in developing the Orenburg field. Drilling in a non-uniform environment, particularly in locations with developing cavities and fractures, results in the loss of drilling fluid, while high content of hydrogen sulfide poses extra challenge for the equipment used. Considering the estimated oil recovery factor of 0.318, target production parameters at the Orenburg field (100 million tons per year) can be achieved using modern methods of drilling and oil stimulation technologies.

All production scenarios involve drilling of extra (deviated and horizontal) wells and setting up a system of reservoir pressure maintenance by initiating a combined waterflooding – in-contour, marginal and barrier-based. For better yield, well deepening and hole branching are planned. Within testing and initial production stage, the specialists consider options for a phased hydrofracturing and well acidification of the near-wellbore region.

The most efficient, considering the price, quality, information feedback, operational complexity and metal consumption, is the Y-Tool configuration by Russian and foreign manufacturers (currently field tested at Priobskoye field).

The experience in developing the Orenburg field will be used at other Gazprom neft’s fields with carbonate reservoirs, first of all – at Dolginskoye and Kuyumbinskoye fields.

This article has been published originally in the April, 2013 issue of Technology Supplement to Sibirskaya Neft (SN) and is reprinted here with permission of SN.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

над нефтенасыщенным коллектором. Приоритетное освоение газовых залежей месторождения в течение последних пятнадцати лет уже вызвало ряд комплексных изменений во всем нефтегазовом контуре, что существенно усложняет его дальнейшую разработку. «У нас неоднородный коллектор, состоящий из многочисленных продуктивных пропластков, – рассказал заместитель генерального директора по геологии и разработке «Газпром нефть Оренбурга» Евгений Загребельный. – Здесь основной проводник нефти – трещины. Нам нужно знать их направление и понимать, какой из продуктивных пропластков дает наибольший приток нефти. После первого пилота мы отказались от лучевой системы разработки, при которой три горизонтальные скважины практически из одной точки направлены на 120° друг от друга. В существующих условиях она неэффективна: преимущественно трещиноватость коллектора направлена на северо-запад – соответственно, горизонтальные стволы должны проводиться перпендикулярно ей». Для изучения особенностей формирования залежи Оренбургского месторождения специалисты Научнотехнического центра компании и Национального минеральносырьевого университета «Горный» разрабатывают программу комплексных исследований. По мнению начальника управления геологии и разработки новых активов «Газпромнефть НТЦ» Владислава Жукова, результатом этой работы станет создание фациальной геологической модели (модели формирования) залежи. Сегодня в рамках программы описывается керн месторождения, восстанавливается история осадконакопления продуктивных пластов и изучается влияние особенностей геологического строения месторождения на характер его разработки. Один из самых сложных вопросов при освоении Оренбургского месторождения – бурение и испытание скважин. Бурение в неоднородном разрезе, прежде всего в зонах развития каверн и трещиноватости, сопровождается поглощениями промывочной жидкости, а повышенное содержание сероводорода в карбонатных коллекторах выдвигает повышенные требования к используемому оборудованию. Достичь проектных показателей добычи на Оренбургском месторождении в объемах около 100 млн тонн при запланированном коэффициенте нефтеизвлечения (КИН), равном 0,318, можно использованием современных методов бурения скважин и применением технологий интенсификации притока нефти. Все сценарии добычи предусматривают дополнительное бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин и организацию системы поддержания пластового давления путем комбинированного заводнения – внутриконтурного, приконтурного и барьерного. Для повышения продуктивности скважин планируются их углубление и зарезка боковых стволов. В процессе испытания и эксплуатации скважин рассматриваются варианты проведения многостадийного гидроразрыва пласта и кислотной обработки призабойной зоны скважины. Наиболее эффективной с учетом цены, качества, информативности, сложности эксплуатации и металлоемкости признана компоновка Y-Tool российских и иностранных производителей, испытания которой идут в реальных условиях Приобского месторождения. Опыт разработки Оренбургского месторождения будет использован и при освоении других месторождений «Газпром нефти» с карбонатными коллекторами, в первую очередь Долгинского и Куюмбинского. Статья была впервые опубликована в апрельском номере за 2013 год приложения «Технологии» к журналу «Сибирская нефть». Перепечатывается с разрешения редакции этого издания.

41

THERMAL MANAGEMENT

Taking Control – Selecting the Right Control and Monitoring System for Hazardous Environments Полный контроль – правильный выбор системы контроля и управления для опасной среды The article is provided by Pentair Thermal Management Company

C

ontrol and monitoring has become a significant challenge in many industries in recent years. The combination of fewer on-site maintenance personnel and strict regulations surrounding industrial environments has increased the need for instant access to information about industrial heat-tracing systems. In addition to safety considerations and peace of mind for plant owners, choosing the right control and monitoring system can be highly cost-effective, saving on both caballing and maintenance costs. As budgets continue to be squeezed, installing the best solution has never been so important.

Control and monitoring is particularly critical for oil and gas refineries and petrochemical plants, where an uncontrolled increase in temperature could lead to an increased change of explosion. Any control and monitoring products used in these areas should be high quality and designed specifically for that purpose. In the European market, this means complying with stringent ATEX regulations. Here, Robert Kuipers, product manager at Pentair Thermal Management, discusses the different control and monitoring solutions available, and how local control and central monitoring can help plant owners to comply with ATEX regulations, while optimising plant efficiencies.

A World of Choice Controlling a heat-tracing circuit can be as simple as a mechanical thermostat. However, in larger, more complex environments such as refineries or chemical plants, more sophisticated control and monitoring requirements are necessary. With a variety of options available, plant owners need to know that they are selecting the most appropriate system for their application. This is where complete heat management solutions providers can add real value – by partnering with a heat-tracing specialist at the beginning of the specification and design process, plant owners can

42

Статья предоставлена компанией Pentair Thermal Management

В

последнее время вопросы контроля и управления требуют серьезного внимания во многих отраслях промышленности. Сочетание таких факторов, как сокращение персонала на объектах и введение строжайших требований, предъявляемых к производственной среде, привело к увеличению необходимости в мгновенном доступе к информации о состоянии систем электрообогрева. Владельцы хотят быть уверены в безопасности предприятий, поэтому выбор правильной системы контроля и управления может быть экономически выгодным и сократит расходы на кабельные системы и обслуживание. Учитывая и без того скудный бюджет, поиск наилучшего решения становится важным как никогда. Контроль и управление особенно важны для нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических заводов, где нерегулируемое повышение температуры может привести к риску взрыва. Любое оборудование для контроля и управления, используемое в этих отраслях, должно быть высокого качества и строго соответствовать специализации предприятия. В Европе с этой целью приняты строжайшие нормативы ATEX. В данной статье Роберт Куперс, менеджер по продукции Pentair Thermal Management рассматривает различные варианты контроля и управления, а также как с помощью локального контроля и централизованного управления владельцы предприятий могут добиться оптимальной эффективности производства и соответствия требованиям ATEX.

Море выбора Контролировать сеть электрообогрева можно с помощью простого механического термостата. Однако, на более крупных и сложных производствах, как, например, перерабатывающие и химические предприятия, требуются более продвинутые методы контроля и управления. Из множества систем, представленных на рынке, владельцам необхоOil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

ТЕРМОУПРАВЛЕНИЕ

PHOTO / ИСТОЧНИК: PENTAIR THERMAL MANAGEMENT

● The DigiTrace NGC-20 is a controller, which com-

bines local control with central monitoring. ● Электронная система управления температурой

электрообогрева DigiTrace NGC-20 обеспечивает локальное управление и централизованный контроль.

be sure they are getting the best system and configuration for them.

Further to a simple thermostat, there are three advanced control options that plant owners can choose from. The first combines local control with local monitoring, with both of these elements located in the field. This is suitable for smaller applications where maintenance professionals are able to get to the site quickly and easily.

The second option combines central control with central monitoring which addresses the problem of sending maintenance operatives to the field since everything is controlled from a central location. As all systems are in one location, this is a convenient option for the maintenance engineer. However, it can also be costly as each heat-tracing circuit has to have its own power and temperature sensor cable connecting it back to the substation.

The third approach combines local control with central monitoring. A “best of both worlds” solution, this enables areas with small temperature changes to be controlled locally, with all of the source site data sent to a central location away from the field. This is also a highly cost-efficient option as it incorporates “daisy chain” power distribution wiring, wherein the local controllers can be connected to each other, optimising the power cabling infrastructure.

Safety First Once a plant owner has decided which type of control and monitoring system is most suitable for his site, he needs to ensure that it is approved for use in hazardous areas. In the European market, this means that all equipment and protective systems intended for use in potentially hazardous areas must comply with ATEX regulations. There are two ATEX directives. The ATEX 95 equipment directive 94/9/EC covers equipment and protective systems intended for use in potentially explosive atmospheres, whereas the ATEX 137 workplace directive dictates the minimum requirements for improving the health and safety of workers potentially at risk from explosive atmospheres. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

димо выбрать наиболее приемлемую для их завода. Именно здесь приходят на выручку поставщики полного спектра услуг по управлению теплом. Тесное сотрудничество со специалистами в области электрообогрева с самого начала проекта – стадии проектирования и дизайна гарантируют владельцам выбор наиболее приемлемой системы. Кроме простого термостата существует три более сложных варианта контроля, которые предлагаются владельцу завода. Первый состоит из двух элементов – локальный контроль и локальное управление. Оба элемента находятся на объекте. Такой вариант подходит для небольших приложений, где специалисты по техобслуживанию могут быстро и легко добраться до объекта. Второй вариант состоит из централизованного контроля и централизованного управления, что означает: все элементы находятся в одном центре и исключается необходимость выезда обслуживающего персонала на объект. Расположение систем в одном месте удобно и для работы оператора техобслуживания. Однако этот вариант может стоить дорого, поскольку для каждой цепи электрообогрева требуется отдельный кабель с датчиком мощности и температуры, связывающий ее с подстанцией. Третий подход сочетает в себе локальный контроль и централизованное управление. Такой вариант решает сразу две задачи: локальный контроль участков с небольшими колебаниями температуры и передачу всей информации с поля в центр. Это также выгодно с экономической точки зрения: в последовательной электрической схеме локальные контролеры могут подключаться друг к другу, что оптимизирует инфраструктуру кабелей электропитания.

Безопасность на первом месте После того, как владелец предприятия выбрал самую приемлемую систему контроля и управления, он должен определить ее соответствие для зон повышенной опасности. Согласно предписанию принятой в Европе директиве, всё оборудование и защитные системы, предназначенные для использования в потенциально опасных зонах, должны отвечать требованиям ATEX. Существует две директивы ATEX. «ATEX 95 оборудование» (директива 94/9/EC) – оборудование и защитные системы, предназначенные для применения в потенциально взрывоопасных средах. «ATEX 137 рабочее место» (директива 1999/92/EC) – минимальные требования для улучшения безопасности, охраны труда и здоровья работников, подвергаемых потенциальному риску от воздействия взрывоопасных сред. Каким образом система контроля и управления может помочь владельцам предприятий добиться выполнения требований ATEX? Система локального контроля и централизированного управления осуществляет значительную часть обслуживания из единого центра, следовательно обслуживающему персоналу не приходится слишком часто

43

#7-8 July-August 2013

THERMAL MANAGEMENT How can control and monitoring systems help plant owners comply with ATEX regulations? With a local control and central monitoring system, a significant part of the maintenance can be carried out from a central location, so maintenance personnel do not have to go into the field as frequently.

If a heat-tracing circuit is likely to exceed the specific temperature class (T-class) in Zone 1, a Safety Temperature Limiter is required. The DigiTrace NGC-20 is a controller, which combines local control with central monitoring and contains a Safety Temperature Limiter (Pentair Thermal Management’s DigiTrace NGC-20) when required. The limiter is defined as a SIL 2 device under the International Electrotechnical Commission’s (IEC 61508) standard.

When it comes to control and monitoring, today’s plant owners have a lot to consider. What will be the most costeffective option? Will maintenance personnel be able to get on-site quickly and easily if there’s a problem? How will the plant continue to function and hazardous areas remain safe, while keeping costs down? The right control and monitoring system can provide the answer to all these questions, helping to reduce costs and the risk of accidents.

Control and Monitoring in Action: Tobolsk Polymers LLC

Контроль и управление в действии: ООО «Тобольск-Полимер»

As a great producer and consumer of Polypropylene (PP), the Russian market has been growing steadily year on year, producing over 800,000 tons of polypropylene in 2011 alone. To meet growing demand, PP producers such as Tobolsk Polymers LLC have been increasing production and investing in new facilities.

Pentair Thermal Management partnered with Tobolsk Polymers LLC to provide frost protection and temperature maintenance systems to Russia’s largest petrochemical plant. The scope of this new project comprises a range of project management services, including design, engineering and installation support.

Providing solutions to this plant is not without challenges – the site is vast and many of the areas within the plant can be defined as hazardous.

For example, part of the process to create PP involves the dehydrogenation of propane, a highly flammable substance.

Pentair Thermal Management’s innovative self-regulating heating cables and DigiTrace NGC20 control and monitoring systems are selected to keep the PP at the correct temperature and avoid any potential accidents. A challenging project calls for an innovative and experienced partner.

Pentair Thermal Management’s DigiTrace NGC-20 control system is part of the broadest control and monitoring portfolio available in the industry today. It combines the benefits of a centralised control system with those of a local control.

Temperatures, ground fault currents and operating currents are all measured, displayed locally and communicated to a central location. In addition to supplying heat management solutions to these critical areas, Pentair Thermal Management also provided frost management systems for outside areas, including gutters, downpipes and roof inlets.

Российский рынок производства и потребления полипропилена (ПП) неуклонно растет. Только в 2011 году объем произведенного в стране полипропилена составил более 800 тыс. тонн. Для удовлетворения потребностей рынка производителем полипропилена ООО «Тобольск-Пропилен» было принято решение увеличить объемы производства и инвестировать строительство новых заводов. Pentair Thermal Management в партнерстве с ООО «Тобольск-Пропилен» разработала систему защиты от замерзания и поддержания температуры технических процессов этого крупнейшего в Российской Федерации нефтехимического предприятия. Проект включал в себя предоставление широкого ряда услуг: проектирование, инженерно-технические и пуско-наладочные работы. Поиск решений был не из простых – завод занимает огромную территорию, многие зоны относятся к категории опасных. Например, в процессе производства ПП осуществляется дегидрирование пропана, легко воспламеняющегося вещества. Задачу поддержания нужной температуры ПП и, в целях предовращения аварийных ситуаций, Pentair Thermal Management предложила использовать инновационный саморегулирующийся кабель и систему контроля и управления DigiTrace NGC-20. Обьем и сложность этого проекта требовали инновационного подхода и большого опыта работы в данной сфере. Система контроля DigiTrace NGC-20 от Pentair Thermal Management является частью самого обширного на рынке ассортимента систем контроля и управления. Он сочетает преимущества системы централизованного управления и локального контроля. Температура, ток замыкания на землю и рабочий ток измеряются, показываются локально и подаются в центр. В дополнение к системам управления теплом, компания Pentair Thermal Management предложила решение проблемы защиты от замерзания внешних элементов здания, включая, водосточные желобы, сливные трубы и крышные воздухозаборники.

PHOTO: SIBUR / ФОТО: СИБУР

CASE STUDY | ЗАВЕРШЕННЫЙ ПРОЕКТ

Выводы Когда речь идет о контроле и управлении, владельцам предприятий нужно учесть целый ряд факторов. Какой вариант будет наиболее эффективным с точки зрения затрат? Сможет ли обслуживающий персонал в случае необходимости добраться до объекта быстро и безпрепятственно? Как обеспечить работу предприятия, безопасность опасных участков и, при этом, избежать повышения издержек? Успешно подобранная система контроля и управления решит все эти вопросы и поможет снизить расходы и риск аварийных ситуаций.

Summary

44

выезжать на объект. Если схема электрообогрева превышает определенный режим температур (класс T) в зоне 1, безопасность можно обеспечить с помощью ограничителя высокой температуры. DigiTrace NGC-20 – это электронная система управления температурой электрообогрева, обеспечивающая локальное управление и централизованный контроль и, при необходимости, комплектуется ограничителем высокой температуры «Pentair Thermal Management’s DigiTrace NGC-20». Ограничитель является прибором «SIL 2» по классификации, принятой Международной электротехнической комиссией (IEC 61508).

Oil&GasEURASIA

Н Я Й И А Ц ! Л А А Н ТР Т О ИС РЫ Г К Р Е ОТ

КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ И АРКТИКЕ – 2013 Москва, ВВЦ, павильон 75, 15–17 октября 2013 года • 135 работ (16 технических сессий + сессии по обмену знаниями) • 3 пленарные сессии с участием руководителей и экспертов компаний: ОАО «Газпром», ОАО «НК «Роснефть», Statoil, Shell, Chevron, OGP • Тематические обеды, сессии молодых специалистов, конкурс студенческих работ • Арктический деловой зал • Зона науки и знаний

Полная версия технической программы конференции доступна на сайте: www.arcticoilgas.ru Выставка новейших технологий – 80 компаний-экспонентов – отечественных и международных нефтегазовых компаний, нефтегазовых университетов, представительств регионов, специализированных изданий. Недавно присоединившиеся экспоненты: Газпром Бурение, Буровая компания «Евразия», ФэрфилдНодал, Фундаментстройаркос, Фундаментпроект Наталья Бабина,

т: +7 495 937 6861, доб. 127

менеджер по продажам

e: natalia.babina@reedexpo.ru

Ирина Кузнецова,

т: +7 495 937 6861, доб. 152

директор выставки

e: irina.kuznetsova@reedexpo.ru

Платиновый спонсор:

Спонсоры:

Организаторы:

ООО «Рид Элсивер» Реклама

GAS

Opening LatAm Gazprom Group Открытие Америки Starts Gas

Projects in Bolivia Группа «Газпром» приступает к освоению газовых ресурсов Боливии Denis Kirillov

After late March and early May events, Gazprom International found itself several steps closer to entering Bolivian gas projects Ipati and Aquio. The contracts for reassigning stakes in the projects to Gazprom have been approved by, respectively, the House of Delegates of the Bolivian Parliament and the Senate. Also, in near future Bolivian authorities expected to approve the Gazprom Group’s joining the development of promising block Azero. The parties believe that the Russian-Bolivian cooperation in the energy sector has good prospects.

В конце марта и начале мая сделаны очередные шаги на пути к завершению сделки по вхождению Gazprom International в боливийские газовые проекты Ipati и Aquio. Контракты по переуступке «Газпрому» долей в этих проектах одобрены Палатой депутатов боливийского парламента и Сенатом. Кроме того, в самое ближайшее время ожидается одобрение боливийскими властями участия Группы «Газпром» в освоении перспективного блока Azero. Стороны уверены, что российско-боливийское сотрудничество в энергетической сфере имеет хорошие перспективы.

B

оливия – государство в Латинской Америке с населением около 10,4 млн человек, 60% которых составляют индейцы. Расположенная на территории в 1,1 млн км2, на которой могли бы поместиться одновременно Франция с Испанией, эта страна занимает ключевое геополитическое положение. Находясь в самом центре Южной Америки, Боливия стоит на перекрестке торговых путей, идущих с севера и юга материка, а также является связующим звеном между странами тихоокеанского и атлантического бассейнов. Помимо этого, Боливия занимает одно из ведущих в мире мест по запасам и добыче олова, а также выступает крупным производителем и экспортером сурьмы, лития, вольфрама, висмута, серебра и другого минерального сырья. Между тем, пожалуй, самым ценным

olivia is a Latin American country with a population of about 10.4 million people (60 percent – Indians).

The 1.1 million sq. kilometer-state enjoys a key geopolitical position – its territory is sufficient to accommodate France and Spain together. Located in the heart of South America, Bolivia is at the crossroads of trade routes threading from the north and south of the continent and positions itself as a link between the countries of the Pacific and Atlantic regions. Bolivia is one of the global leaders in reserves and production of tin, as well as major producer and exporter of antimony, lithium, tungsten, bismuth, silver and other minerals. Still, considering economic, political independence and energy security issues, natural gas is perhaps the most valuable natural resource of the country.

46

Денис Кириллов

Б

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

ГАЗ природным ресурсом Боливии, с точки зрения экономической и, соответственно, политической самостоятельности, а также энергетической безопасности, является природный газ.

Ключевой ресурс

The Key Resource Bolivia’s gas assets are estimated at 564.31 billion cubic meters (according to 2009 study run by the US-based Ryder Scott Company Petroleum Consultants). Less than a half – mere 281.58 billion cubic meters of the volume – belong to proven reserves category; of those, about 42.5 billion cubic meters have already been extracted over the past three years.

The management of the national oil and gas company begs to differ: Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) estimates the current resources of natural gas in Bolivia at 1.714 trillion cubic meters. To update the repository of hydrocarbon reserves, YPFB inked a contract with the US-based Oil Solutions Inc. in 2011 for assessment of 56 blocks with a total area of 14.98 million hectares. Be as it may, over the last decade Bolivia has evolved into a major supplier of natural gas to southern parts of Latin America.

Natural gas takes up 80.6 percent of primary energy resources production (the rest being liquid hydrocarbons – 13.3 percent, biomass – 4.9 percent and hydropower – 1.2 percent). The consumption pie is somewhat different – the lion’s share (52 percent) is taken by oil products, followed by natural gas (21.6 percent), biomass (15.9 percent) and electricity (10.5 percent). This is despite the fact that the country has to annually import more than 650,000 tons of diesel fuel and about 35,000 tons of liquefied petroleum gas (LPG).

Bolivia’s refining segment consists of three YPFBcontrolled refineries and a small private refinery, and its production volumes are unable to meet the domestic needs of the country. To understand the situation, it should be noted that the same Ryder Scott estimated the liquid hydrocarbon reserves of Bolivia at about 140 million tons, of which just over 30 million tons belong to proven reserves. In 2012, Bolivian oil production reached 2.5 million tons.

A low level of natural gas usage is a direct result of Bolivia’s lack of gas infrastructure and the low level of industrialization.

At the same time, a steady upward trend in gas consumption is visible in almost all sectors of the economy – in fact, gas utilization spiralled more than five-fold since 2005.

As a result, the share of natural gas in the transport secНефть и ГазЕВРАЗИЯ

В 2009 году запасы газа Боливии были оценены американской Ryder Scott Company Petroleum Consultants в 564,31 млрд м3. При этом к категории доказанных было отнесено лишь 281,58 млрд, около 42,5 млрд м3 из которых уже извлечены из недр за прошедшие три года. В то же время руководство национальной нефтегазовой компании Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) оценивает нынешние ресурсы природного газа Боливии в 1,714 трлн м3. Для актуализации запасов углеводородов в 2011 году YPFB подписала контракт с американской Oil Solutions Inc., которая должна провести оценку 56 блоков общей площадью 14,98 млн га. Но как бы там ни было, Боливия за последнее десятилетие уже превратилась в основного поставщика природного газа на юг Латинской Америки. Доля голубого топлива в общем объеме производства первичных энергоресурсов в Боливии составляет 80,6% (остальное приходится на жидкие углеводороды – 13,3%, биомассу – 4,9% и гидроэнергию – 1,2%). Но основным видом потребляемого топлива являются нефтепродукты (52%), и только затем идут природный газ (21,6%), биомасса (15,9%) и электричество (10,5%). И это несмотря на то, что стране приходится ежегодно импортировать более 650 тыс. т дизельного топлива и порядка 35 тыс. т сжиженных углеводородных газов (СУГ). В Боливии действуют три нефтеперерабатывающих завода, подконтрольных YPFB, и небольшой частный НПЗ, объемы выпускаемой продукции которых не в состоянии удовлетворить внутренние потребности страны. Для понимания ситуации нужно отметить, что запасы жидких углеводородов Боливии все та же Ryder Scott оценила примерно в 140 млн т, из которых доказанные составили лишь чуть более 30 млн. А объемы добычи боливийской нефти в 2012 году не превысили 2,5 млн т. Между тем низкий показатель использования природного газа связан прежде всего с недостаточным развитием в Боливии газовой инфраструктуры и невысоким уровнем индустриализации страны. Хотя практически во всех секторах экономики здесь наблюдается устойчивая тенденция к увеличению потребления газа – с 2005 года оно выросло более чем в пять раз. В результате доля использования природного газа в транспортном секторе составляет сегодня более 20%, в промышленном – почти 44%, в коммерческом – около 20%, в жилищном – порядка 6%. Растет газовая генерация электроэнергии, 64,1% которой боливийцы получают на тепловых, а 35,9% – на гидроэлектростанциях. Кстати, половина всего потребления газа в Боливии приходится именно на электроэнергетику. Впрочем, значительная часть электричества все еще производится на ТЭС, работающих на биомассе и дизеле. Тем не менее добыча природного газа в стране стремительно растет – в 2012 году она увеличилась более чем на 13,4% и приблизилась к 18,7 млрд м3. При этом до 80% объемов производства отправляется на экспорт в Бразилию и

47

#7-8 July-August 2013

GAS

Генеральный управляющий Total E&P Bolivie Хосе Игнасиo Санс: Наша компания достаточно давно присутствует в Латинской Америке – в Колумбии, Венесуэле, Уругвае, Бразилии, Аргентине, Французской Гвиане и, конечно, в Боливии. Это очень динамично развивающийся рынок, в котором заинтересована Группа Total, поскольку, как мы считаем, энергетические перспективы региона весьма велики. Для работы здесь очень важно адаптироваться к местным обычаям, а не наоборот – ждать, что партнеры привыкнут к нам. В Боливию Total пришла в середине 1990-х годов. Мы начали работать на участках San Alberto и San Antonio (наша доля в каждом из этих проектов – 15%), где оператором выступает Petrobras. В то же время мы вышли на освоение блока XX Itau (с долей в 41%, оператор – также Petrobras), где были открыты новые залежи природного газа. Еще по двум блокам – Ipati и Aquio – мы сами выступаем операторами. В 2011 году здесь было подтверждено наличие коммерческих запасов природного газа, а сейчас заканчивается бурение третьей разведочной скважины. В марте и мае сделаны очередные шаги на пути к завершению сделки по вхождению в этот проект «Газпрома». И мы с российскими партнерами ожидаем одобрения боливийскими властями и подписания сервисного контракта по блоку Azero, где также намерены работать вместе. Не исключено, что в перспективе наше взаимодействие расширится за счет новых проектов. В Боливии необходимо проводить интенсивные поисково-разведочные работы, и мы с нашими партнерами заинтересованы в них участвовать, начиная с блока Azero.

tor is over 20 percent, in industry – almost 44 percent, in the commerce – about 20 percent and in real estate sector – about 6 percent. Gas-based power generation is on the rise, too (though 64.1 percent of electricity is generated at thermaland 35.9 percent – at hydropower plants). Notably, half of the total gas consumed in Bolivia goes towards power generation – at the same time, much of the electricity is still produced by thermal power plants, running on biomass and diesel fuel.

In any case, natural gas production in the country is rapidly growing – in 2012, it surged 13.4 percent, approaching 18.7 billion cubic meters. Up to 80 percent of the produced volume is exported to Brazil and Argentina under long-term contracts signed by YPFB with, respectively, Petrobras (1996– 2019) and ENARSA (2006–2026). Bolivia started delivering gas to Brazil in 1999, to Argentina – in 1972. Last year, the country secured a contract for supplying additional volumes of natural gas to Argentina. This propelled natural gas to a key position in the Bolivian exports – in 2012, it accounted for almost 49 percent of all exports abroad (equivalent of $5,517 billion). Over the past year the country’s oil and gas sector generated $4.27 billion for the Bolivian treasury (in taxes, patent fees and production royalties), which is 43 percent higher than in 2011. No wonder that Bolivian authorities are paying special attention to the oil and gas industry and are trying to develop it, including via injections of foreign investment.

Tough but Fair By the end of the last century, Bolivia oil and gas sector has already became the engine of the country’s economy, but its exuberant growth began only in the mid-2000, when the country (one of the first in South America) started neo-liberal reforms and the transition to an open market economy. The economic policy adopted here in the mid-

48

Аргентину по долгосрочным контрактам, подписанным YPFB соответственно с Petrobras в 1996 (до 2019 года) и ENARSA в 2006 (до 2026 года). В первую из этих стран Боливия начала поставки газа в 1999 году, во вторую – в 1972. В прошлом году был подписан контракт на поставку дополнительных объемов голубого топлива в Аргентину. Благодаря этому природный газ занимает ключевые позиции в боливийском экспорте – в 2012 году на его долю пришлось почти 49% всех внешнеторговых поставок, или $5,517 млрд. Кроме того, в результате работы нефтегазового сектора в прошлом году в боливийскую казну поступило $4,27 млрд в виде налогов, патентных сборов и отчислений за право на добычу углеводородов, что на 43% превысило показатель 2011 года. Поэтому власти Боливии уделяют нефтегазовой отрасли особое внимание и стремятся активно развивать ее, в том числе и привлекая иностранные инвестиции.

Жестко, но справедливо Ключевую роль в экономике Боливии нефтегазовый сектор стал играть уже с конца прошлого века. Но активное развитие его началось только с середины 2000-х годов. Страна одной из первых в Южной Америке встала на путь неолиберальных преобразований и перехода к открытой рыночной экономике. Экономическая политика, принятая здесь в середине 1980-х, была направлена на реформирование государственной собственности, финансовой и налоговой систем, а также на всестороннее привлечение иностранного капитала. Была проведена приватизация всех государственных предприятий, в том числе и стратегического значения, которая коснулась не только нефтегазовой, но также горнорудной, электроэнергетической, железнодорожной, авиационной и телекоммуникационной отраслей. В результате все они попали под контроль транснациональных компаний. Однако эффект от этого был получен прямо противоположный тому, что ожидался. Инвестиции в важнейшие сектора промышленности не выросли, а стали сокращаться, что в конечном итоге привело к ухудшению и без того сложной экономической ситуации в стране. По итогам референдума, касающегося будущего нефтегазового сектора и проведенного в 2004 году, боливийцы проголосовали за возвращение месторождений углеводородов в собственность государства и возрождение наци-

Jose Ignacio Sanz, the General Manager of Total E&P Bolivie: Our company has long been present in Latin America – Colombia, Venezuela, Uruguay, Brazil, Argentina, French Guyana, and, of course, in Bolivia. This is a very dynamic market, the Total Group watches it closely because, as we believe, the energy prospects of the region are very high. To work here, it is very important to adapt to local customs rather than expecting that the partners will adapt to us. Total came to Bolivia in the mid-1990s. We started working on blocks in San Alberto and San Antonio (we have 15 percent stake in each of these projects) operated by Petrobras. At the same time, we’re nearing the development of the block XX Itau (with a stake of 41 percent, also operated by Petrobras), where new deposits of natural gas were discovered. We are the operator for two other blocks – Ipati and Aquio. In 2011, commercial reserves of natural gas on the blocks were confirmed; currently the third exploration well is under way. In March and May, Gazprom got several steps closer to completing the deal on entering the project. Together with our Russian partners we’re awaiting approval by the Bolivian authorities and the signing of a service contract on Azero block, where we also plan to work together. It is not improbable that in the future our cooperation will expand to new projects. Bolivia needs extensive exploration projects, and we and our partners want to participate in them, starting with the Azero block.

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

1980s, was targeting reformation of the state-owned assets, financial and tax systems, as well as the full involvement of foreign capital. All state-owned enterprises where privatised, including the strategic enterprises – this meant not only oil and gas segment, but also mining, power generation, railway, aviation and telecommunications industries.

As a result, everything was controlled by the transnational companies. However, the effect was directly opposite of what was expected. Instead of growing, investments in critical sectors of industry began to decline, which ultimately led to the deterioration of the already difficult economic situation.

The results of the 2004 referendum on the future of the oil and gas sector showed that Bolivians want to renationalise hydrocarbon deposits and restore YPFB, the national company that by then was reduced to playing the role of state-appointed monitor with no influence on the development of the country’s fuel and energy complex.

The neo-liberal government decided against following the will of the people, but agreed to a compromise. In 2005, the lawmakers passed the law “On Hydrocarbons”, boosting to 50 percent the contribution of Bolivia-operating foreign oil and gas producers to the state’s coffers (by charging a 32 percent production tax on top of already operating 18 percent royalty). Clearly, this path was inadequate for solving all the accumulated problems.

The situation began to change after Evo Morales Aima – the leader of the “Movement to Socialism” party and the first indigenous Indian president in the history of South American countries – rode straight into the office on the wave of popular discontent. The new government announced a policy of total rejection of the neoliberal development model. The country adopted a new constitution and began reforming its public institutions.

Nationalization of oil and gas industry was one of the first steps taken by Evo Morales. In 2006, YPFB received back the earlier removed powers to manage the oil and gas sector on behalf of the state. The company got the right to sell the produced hydrocarbons, negotiating the price and the markets. In parallel, private companies have been forced to return to YPFB control over strategic assets and move on to new types of contracts, similar to the Production Sharing Agreement. The volume of fiscal charges on top of the fixed 50 percent of the royalties and production tax, varies depending on the volume of capital investments, production levels, project’s profitability, the global prices for raw materials, etc. Despite the nationalization, foreign participation in the Bolivian oil and gas sector remains lucrative.

Therefore, most of the foreign companies agreed with the requirements of the Bolivian side on higher production rental and signed new contracts with YPFB. The process of returning the major industry assets under state control was completed in 2009.

Bolivian nationalization model gave unexpected results: the country’s income from oil and gas projects has significantly increased and foreign investment started to flow in – if in 2005 it was edging on the level of $246 million, in 2009 investments reached $612 million, and in 2012 – $1.593 billion. The industry has become the driving force of Bolivia’s economic growth.

ГАЗ ональной компании YPFB, которая на тот момент играла всего лишь роль администратора от государства и фактически не оказывала большого влияния на развитие топливно-энергетического комплекса страны. Неолиберальное правительство не решилось пойти на выполнение волеизъявления народа, но согласилось на компромисс. В 2005 году был принят закон «Об углеводородах», в соответствии с которым отчисления действующих в нефтегазовом секторе Боливии иностранных инвесторов в казну были увеличены до 50% – к 18% роялти добавлялся налог на добычу (32%). Впрочем, понятно, что для решения накопившихся проблем этого было недостаточно. Ситуация начала меняться после того, как на волне народного недовольства к власти пришел Эво Моралес Айма – лидер Движения к социализму и первый в истории стран Южной Америки президент-индеец. Новое правительство провозгласило курс на полный отказ от неолиберальной модели социально-экономического развития. Была принята новая конституция, началось реформирование общественных институтов. Одним из первых предпринятых Эво Моралесом шагов стала национализация нефтегазовой отрасли. В 2006 году YPFB были возвращены отобранные ранее полномочия управлять нефтегазовым сектором от имени государства. Компания получила право реализовывать добываемые углеводороды, определяя путем переговоров цены на сырье и рынки сбыта. Помимо этого, частные предприятия были вынуждены вернуть YPFB контроль над стратегическими активами и перейти на новые типы контрактов, схожие с cоглашениями о разделе продукции. Величина налоговых сборов, сверх фиксированных 50% роялти и прямого налога на добычу углеводородов, могла меняться в зависимости от объемов капиталовложений и уровня производства, доходности проекта, уровня мировых цен на сырье и целого ряда других факторов. Несмотря на национализацию, участие иностранного капитала в боливийском нефтегазовом секторе сохранило свою привлекательность. Поэтому бóльшая часть зарубежных компаний согласилась с требованиями боливийской стороны о повышении нефтегазовой ренты и подписала новые контракты с YPFB. Процесс возвращения основных активов отрасли под контроль государства завершился в 2009 году. Боливийская модель национализации дала неожиданные результаты: существенно выросли доходы страны от деятельности нефтегазовой промышленности, начался приток иностранных инвестиций – если в 2005 году он не превышал $246 млн, то в 2009 достиг $612 млн, а в 2012 –

Beginning of a Solid Friendship Cooperation between Russia and Bolivia in the energy sector began in 1996 with the signing of basic intergovernНефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

#7-8 July-August 2013

GAS

Генеральный управляющий отделения GP Exploracion y Produccion S.L. в Боливии (представительство Gazprom International) Владимир Бурдаков: Подавляющее большинство нефтегазовых месторождений Боливии находится в гористой местности со слабо развитой инфраструктурой. Сложные природно-климатические условия и санитарно-эпидемиологическая обстановка региона предъявляют дополнительные требования к обеспечению жизнедеятельности на промыслах. Это и прививки персонала от желтой лихорадки, тифа и гепатита, и обеспечение объектов качественными продуктами питания и водой. Местное законодательство предъявляет жесткие требования к защите окружающей среды, и поэтому получение необходимых для разработки нефтегазовых месторождений экологических лицензий является сложным и длительным процессом. В то же время до начала работ на новых участках компании должны получить согласование всех местных муниципий, расположенных в зоне планируемой деятельности, что также требует дополнительных затрат времени и финансовых средств. Кроме того, боливийское законодательство обязывает привлекать к работе местное население и организовывать его обучение необходимым специальностям. Между тем, в соответствии с разработанной «Стратегией деятельности ОАО „Газпром“» в Латинской Америке, Боливия является одной из самых перспективных стран в плане реализации газовых проектов. И боливийцы традиционно считают Россию дружественным государством, а также важным экономическим и политическим партнером. Поэтому сегодня мы, в качестве полноправного партнера, активно включаемся в реализацию проекта Ipati – Aquio и планируем в следующем году начать геологоразведочные работы на блоке Azero, а в перспективе – развивать свою деятельность в том числе и за счет выхода на новые нефтегазовые участки.

mental Cooperation Agreement. For a while, commercial and business relations between the countries were purely symbolic. The revival started in 2002, when the Bolivian authorities expressed interest in closer ties with Gazprom.

The sides returned to the negotiations five years later, in 2007, when Bolivia completed first wave of energy sector nationalization. The real cooperation in the oil and gas sector started only in 2009, after Evo Morales’ official visit to Russia. Since the establishment of the Russian-Bolivian diplomatic relations in 1945, he became the first president of Bolivia to visit the country.

Gazprom and YPFB signed a Memorandum of Understanding back in 2007. The document covers cooperation on E&P issues for hydrocarbon projects in Bolivia, potential joint participation in infrastructure projects, as well as professional development training and courses for Bolivian professionals. In 2008, Gazprom Latin America BV, a subsidiary of Gazprom International (the operator of Gazprom’s overseas mining projects) opened office in Santa Cruz, oil and gas capital of Bolivia. In the same year, the company signed an agreement with YPFB on analysing the potential of Sunchal and Azero blocks (575 sq. kilometers and 7,856 sq. kilometers respectively). This was followed by a tripartite Memorandum of Understanding about joint work on Azero block, which outlined the participation of France’s Total as operator during the exploration phase and the creation of a JV with YPFB majority stake in case of commercial discovery. In turn, Total E&P Bolivie transferred to Gazprom

50

$1,593 млрд. Отрасль стала движущей силой экономического роста Боливии.

Начало хорошей дружбы Взаимодействие России и Боливии в энергетическом секторе началось с подписания в 1996 году базового межправительственного Соглашения о сотрудничестве. Правда, долгое время торгово-экономические отношения между странами носили чисто символический характер. Их некоторое оживление наметилось в 2002 году, когда боливийские власти выразили заинтересованность в развитии связей с «Газпромом». Но в следующий раз к обсуждению этого вопроса стороны вернулись лишь в 2007 году, когда в Боливии прошла первая волна национализации энергетического сектора. Однако действительно мощный толчок развитию двусторонних отношений в нефтегазовой сфере был дан только в 2009 году, когда Эво Моралес посетил Россию с официальным визитом. Со времени установления в 1945 году российско-боливийских дипломатических отношений он стал первым президентом Боливии, приехавшим в нашу страну. «Газпром» и YPFB подписали Меморандум о взаимопонимании еще в 2007 году. Документ предусматривает сотрудничество в области разведки и разработки месторождений углеводородов в Боливии, возможность совместного участия в инфраструктурных проектах, а также повышение квалификации и обучение боливийских специалистов. В 2008 году в Санта-Крус (нефтегазовая столица Боливии) был открыт филиал Gazprom Latin America B.V. – дочерней структуры оператора зарубежных добычных проектов ОАО «Газпром» Gazprom International. В том же году были подписаны соглашения с YPFB об изучении потенциала блоков Sunchal и Azero (площадью соответственно 575 и 7,856 км2). А после этого – трехсторонний Меморандум о взаимопонимании, касающийся совместной работы на блоке Azero, который предполагал участие в проекте французской Total в качестве оператора на этапе разведки и создание совместного предприятия с мажоритарным участием YPFB при объявлении коммерческого открытия. В свою очередь Total E&P Bolivie уступила «Газпрому» долю своего участия в блоках Ipati и Aquio, на территории первого из которых к тому времени уже была открыта газовая залежь на глубинах 5,4-6,5 км. В 2011

Vladimir Burdakov, the head of GP Exploracion y Produccion, Gazprom’s Bolivian unit: The vast majority of Bolivia’s oil and gas fields are located in a mountainous area with poor infrastructure. Difficult climatic conditions and bad sanitary situation in the region impose additional restrains on in-field support of operations. This includes vaccinations for personnel against yellow fever, typhoid and hepatitis, and providing quality food and water at the facilities. Local law is very strict on environmental protection and therefore obtaining environmental licenses necessary to develop oil and gas fields is a complex and lengthy process. What’s more, before the start of work on new blocks, a company must obtain approval of all local municipalities located in the area of the proposed project, which also requires additional time and financial resources.

The Bolivian law also requires foreign companies to involve the local population and to organize their trainings for jobs required in the project. In any case, Gazprom strategy for Latin America spells out Bolivia as one of the most promising countries for natural gas projects. And Bolivians traditionally consider Russia a friendly country, as well as an important economic and political partner. That is why today we are – as a full partner – actively involved in the Ipati-Aquio project and plan to begin exploration work on the Azero block next year, also keeping up the long-term business development, including through access to new oil and gas blocks.

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

ГАЗ

its stake in Ipati and Aquio blocks (at the time, a discovery has already been made on the former, a gas reservoir at a depth of 5.4-6.5 kilometers). In 2011, gas deposit was discovered on Aquio block; YPFB recognized the commercial value of both discoveries.

The Memorandum of Understanding signed by Russian and Bolivian Ministries of Energy in December 2008 was followed in the spring of 2009 by a document inked by Gazprom Latin America, VNIIGAZ and YPFB and entitled “Agreement on Developing the Bolivia Gas Industry Strategy Until 2030”. The task was successfully completed by mid-2010. In September 2010, building on the Memorandum, Gazprom and Total signed an agreement on reassigning the stakes in the Ipati – Aquio project, specifying Gazprom International participation at 20 percent, France’s Total – 60 percent, Argentine’s Tecpetrol – 20 percent. In August 2012, the corresponding tripartite agreements were lined up, in March this year – approved by the House of Delegates, and in May – by the Senate. Commercial production of natural gas is pencilled to start in 2016.

Gazprom and Total will agreed to 50-50 partnership for Azero block on the exploration stage. Total will be the operator of the project. In case of a discovery, the partners will set up a joint venture, where YPFB will have not less than 51 percent (as per the country’s Constitution) and Gazprom and Total – minority stakes. Exploration will start immediately after the approval of the service contract by the Bolivian authorities. Government agencies expected to approve and endorse the project in the nearest future.

году было обнаружено месторождение газа на блоке Aquio, а YPFB признала коммерческий характер обоих открытий. В рамках заключенного в декабре 2008 года Меморандума о взаимопонимании между Министерством энергетики России и Минтопэнерго Боливии весной 2009 года Gazprom Latin America, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и YPFB подписали Соглашение о разработке «Генеральной схемы развития газовой промышленности Боливии до 2030 года». Задача была успешно выполнена к середине 2010 года. А в сентябре, в рамках подписанного в 2008 году Меморандума, «Газпром» и Total заключили Соглашение о переуступке долей в проекте Ipati – Aquio, благодаря чему участие Gazprom International в нем должно было составить 20 %, французской компании – 60 %, аргентинской Tecpetrol – 20 %. Соответствующие трехсторонние договоры были заключены в августе 2012 года, в марте нынешнего года они утверждены Палатой депутатов, а в мае – Сенатом. Предполагается, что промышленная добыча газа начнется здесь в 2016 году. Долевое участие партнеров в проекте освоения блока Azero, согласно достигнутым договоренностям, составит на этапе разведки: «Газпром» – 50 %, Total – 50 %. Оператором выступит Total. В случае открытия будет создано совместное предприятие, доли в котором «Газпрома» и Total будут миноритарными, тогда как YPFB, в соответствии с боливийской конституцией, будет иметь не менее 51%. Геологоразведка здесь начнется сразу после утверждения сервисного контракта боливийскими властями. Ожидается, что проект будет одобрен и утвержден государственными органами в ближайшее время.

This article has been originally published in May, 2013 issue of Gazprom, OJSC Gazprom corporate magazine and is reprinted here with permission of Gazprom magazine

Статья была впервые опубликована в майском номере за 2013 год журнала «Газпром», корпоративного издания ОАО «Газпром». Перепечатывается с разрешения редакции журнала «Газпром» .

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 30 октября – 1 ноября 2013 года, Россия, Москва, гостиница «Аэростар» (Ленинградский проспект, 37, корпус 9, ст. метро «Динамо»)

October 30 – November 1, 2013 Aerostar Hotel, Moscow, Russia (Leningradskiy ave. 37, bld. 9, “Dinamo” subway station)

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.

www.cttimes.org /ru /conference

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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.: +7 916 512 70 54, +7 499 788 91 24 Тel./fax: +7 499 788 91 19 E-mail: cttimes@cttimes.org, www.cttimes.org

51

ENERGY STRATEGY

Ukraine’s Energy Strategy: a Course to Independence Энергетическая стратегия Украины: курс на независимость Vladimir Shlychkov Владимир Шлычков

O

n 24 July, the CM of Ukraine approved the country’s updated Energy Strategy till 2030. The document is being positioned as one of the key instruments for planning the long-term development. The main chapters of the paper – electric power (including thermal, hydro-generation and renewable energy sources), nuclear power, coal segment and oil&gas industry.

● Ukraine has great expectations of deep-

water hydrocarbons production. ● Украина возлагает большие

надежды на добычу углеводородов на глубоководном шельфе.

Why Bother?

Much has changed since Ukraine’s adaptation of the previous version of the strategy in 2006 – the crisis has spawned dramatic changes in trends for both global energy markets and Ukraine’s energy segment. Also, Kyiv has recently been busy inking a few important papers related to the EU integra-

К

абинет министров Украины 24 июля утвердил обновленную «Энергетическую стратегию страны до 2030 года». Она должна стать одним из ключевых инструментов долгосрочного планирования развития государства. Основные разделы стратегии – электроэнергетика (включая тепло-, гидрогенерацию и генерацию из возобновляемых источников энергии), атомная энергетика, угольная и нефтегазовая отрасли.

PHOTO / ФОТО: KEPPEL

Чем вызвана необходимость обновления?

52

С 2006 года, в котором был утвержден предыдущий вариант стратегии, в результате финансово-экономического кризиса произошли серьезные изменения в тенденциях развития как мировых энергетических рынков, так и ТЭК Украины. Кроме того, в последнее время Киев принял ряд важных решений в рамках процесса европейской интеграции. Они, в частности, касаются регулирования энергетической отрасли, ужесточения экологических норм в соответствии с требованиями ЕС. По этой причине к разработке стратегии были привлечены международные организации – Всемирный банк, Европейская комиссия, ЕБРР. Ключевым консультантом выступила компания McKinsey & Company. Обновленная «Энергетическая стратегия» предполагает ежегодный рост валового внутреннего продукта Украины на 5%. Это, по расчетам специалистов, повлечет Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

tion process. In particular, the documents cover regulation of the energy sector and tighter environmental regulations, in line with EU requirements. Hence the rank of international organizations involved in the matter – the World Bank, the European Commission, the EBRD. The key consultant was the McKinsey&Company.

The revamped Energy Strategy suggests 5 percent annual growth of the country’s GDP. Ultimately, this means 50 percent higher electricity consumption, 20-26 percent growth of coal consumption and 12 percent increase of oil consumption. The strategy chalks out 14 percent cut in natural gas usage (down to 50 billion cubic meters) – not least due to 60 percent reduction of GDP energy intensity.

The Gas Horizons Kyiv’s most ambitious plans are linked to the gas sector.

By 2030, Ukraine plans to double its own production of natural and associated gas, to 44.4 billion cubic meters (from 20.2 billion cubic meters in 2012). If this target is reached, the country will secure 90 percent of the needed volume. According to the paper, the growth will be based on the development of deepwater Black Sea deposits and unconventional gas resources (shale gas, gas from tight reservoirs, coal bed methane). By 2030, the country will produce annually estimated 7-9 billion cubic meters of natural gas from the deep offshore fields and 6-11 billion cubic meters from shale gas deposits.

Under the baseline scenario, already by 2015 the gas production will rise to 20.9 billion cubic meters per year. In parallel to the production growth Ukraine plans to start reducing its gas imports, aiming for mere 5 billion cubic meters in 2030. In 2013 Ukraine plans to acquire only 18 billion cubic

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭНЕРГОСТРАТЕГИЯ за собой рост потребления электричества на 50%, угля – на 20-26% и нефти – на 12%. В то же время планируется сократить потребление газа на 14% до – 50 млрд м³, в том числе за счет сокращения энергоемкости ВВП на 60%.

Газовые горизонты Самые, пожалуй, амбициозные планы Киева связаны с газовым сектором. К 2030 году Украина планирует удвоить собственную добычу природного и попутного газа, увеличив ее объем до 44,4 млрд м³ (20,2 млрд м³ в 2012 году). Если рубеж будет достигнут, страна сама обеспечит 90% своих потребностей. Рост прогнозируется за счет освоения глубоководной части шельфа Черного моря, а также нетрадиционного газа (сланцевый газ, газ плотных пластов, угольный метан). Так, потенциал добычи природного газа на глубоководном шельфе к 2030 году оценивается в 7-9 млрд м³ в год, сланцевого газа – от 6 до 11 млрд м³. Согласно базовому сценарию, добыча газа уже к 2015 году возрастет до 20,9 млрд м³. Параллельно будет сокращаться импорт – до 5 млрд м³ в 2030 году. Это не может не беспокоить «Газпром», тем более что тренд выдерживается. Министр энергетики и угольной промышленности Украины Эдуард Ставицкий объявил о намерении закупить в 2013 году всего 18 млрд м³ природного газа против 33 млрд м³ в минувшем году.

Искать нефть под водой Добыча нефти и газового конденсата к 2030 году может достичь 4,5 млн т в год. Однако пока она постепенно снижается вследствие истощения крупных место-

53

#7-8 July-August 2013

ENERGY STRATEGY ● Gas production prognosis, bcm per year. ● Прогнозы добычи газа, млрд м3/год.

Expected Gas Production by 2030 (Ukraine’s Expected Gas Production by 2030 (data by Energy Strategy), bcm IHS CERA), bcm Прогнозная добыча газа к 2030 году Прогнозная добыча газа к 2030 году (Энергетическая стратегия Украины), млрд (данные IHS CERA), млрд м3 м3

Gas Production, 2012, bcm Добыча газа в 2012 году, млрд м3

Traditional sources Традиционные ресурсы

15-24

Deep shelf Black Sea Глубоководный шельф Черного моря

7-9

Gas from tight reservoirs Газ плотных коллекторов

7-9

15

0

Shale gas Сланцевый газ

6-11

25

0

Coal bed methane Угольный метан

2-4

Total Итого

30-47

70-73

20.6 / 20,6

49

53-74 (61 according to baseline projection, one of four scenarios) (61 согласно базовому прогнозу, один 4 сценариев)

53.4 / 53,4

Gas consumption, Ukraine Потребление газа в Украине

30-33

20.6 / 20,6 0

0

Source: Novosti Energetiki Источник: Новости энергетики

meters of natural gas (compared to 33 billion cubic meters the year before), Eduard Stavitskiy, Ukraine’s Minister of Energy and Coal Industry has recently stated. Implementation of the measures has already started, which is bound to worry Russia’s Gazprom.

Undersea E&P – in Ukraine?

By in 2030, oil and gas condensate production may reach 4.5 million tons per year. Currently it edges down pushed by depletion of large fields and low oil recovery factor (30 percent on average). This trend will continue, says the forecast.

New deposits, including the fields on the still poorly explored deep shelf of the Black Sea, are the main source for boosting the production of liquid hydrocarbons. Deep-sea production of oil and gas condensate will kick off in 2020-2022 with a marginal 0.1 million tpa production rate predict Energy Strategy authors citing the projected speed of drilling operations and the expected probability of discovery. By 2025, the production could rise to 0.9-1.0 million tons, by 2030 – to 3.5 million tonnes; however, this goal requires a fundamental growth of money injections in exploration and drilling already in the period up to 2015.

Kyiv is Gearing Up For Ukraine, there is nothing new in persistently trying to kick off various projects aimed at loosing the Russia’s energy harness. Currently, great expectations are due for shale gas projects carried out in partnership with Shell and Chevron.

Ukraine plans to install an LNG terminal in Odessa region (and possibly, another one jointly with Turkey somewhere on Marmara Sea coast). Gas production offshore Black and Azov Seas is growing, too, while Kyiv is considering plans on gas purchase in Azerbaijan, Turkmenistan, and Qatar (LNG).

Ukraine’s first taste of gas imports from EU (via Poland and Hungary) came under a contract with the Germany’s “RWE Supply&Trading”.

54

рождений, а также низкого коэффициента извлечения нефти (в среднем около 30%). Согласно прогнозу, эта тенденция продолжится. Потенциал для увеличения добычи жидких углеводородов связан, главным образом, с освоением новых месторождений, в том числе, и на глубоководном шельфе Черного моря, ресурсы которого еще слабо изучены. С учетом возможных темпов проведения буровых работ и ожидаемой вероятности обнаружения запасов, авторы «Энергостратегии» прогнозируют, что в 2020–2022 годах добыча нефти и газового конденсата на глубоководном шельфе начнется с минимального уровня 0,1 млн т в год. К 2025 году объем добычи может возрасти до 0,9-1,0 млн т, а к 2030 году – до 3,5 млн т. Но это потребует существенного увеличения инвестиций в геологоразведочные и буровые работы уже в период до 2015 года.

Киев стартовал… Украина не первый год настойчиво пытается реализовать различные проекты, направленные на снижение энергетической зависимости от России. Большие надежды связаны с проектами по добыче сланцевого газа в партнерстве с Shell и Chevron. Планируется строительство СПГ-терминала в Одесской области (и, возможно, на турецком побережье Мраморного моря совместно с Анкарой). Растет добыча газа на шельфе Черного и Азовского морей. Прорабатываются планы его закупок в Азербайджане, Туркменистане, Катаре (СПГ). Украина впервые начала импортировать газ из Европы по договору с немецкой RWE Supply &Trading, поставки осуществляются через Польшу и Венгрию.

Есть вопросы «Если Украина хочет добиться энергетической независимости, ей нужно выстраивать свою политику не на поставках энергоносителей, а делать акцент на энергосбеOil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

Points to Consider “Achieving the full potential for an energy revolution will require a greater policy focus on developing energy efficiency [rather than on energy supplies],” warns IEA Executive Director Maria van der Hoeven. This conclusion is based on the 2012 review of Ukraine’s energy policy prepared by IEA experts. Today, Ukraine’s economy is one of the most energy-intensive economies in Europe.

The document is still raw – some provisions of the approved Energy Strategy appear mutually exclusive. On the one hand, the paper speaks of reducing the negative environmental impact, on the other – proposes to increase the production and utilization of coal, though the country has commitments under the Kyoto Protocol.

The diversification opportunities are limited to capacities (or lack of) gas transmission systems linking Ukraine with Europe and the Caspian region.

The Lobby Group EU and US leaders support the Kyiv’s resolve to reduce the energy dependence on Russia. Ukrainian market is highly attractive for the foreign majors, which have both financial resources and modern technology. The country is already being eyed up by Shell, ExxonMobil, Total, Sinopec, OMV, Eni, Petrobras and others.

Ostensibly, Ukraine’s desire to diversify sources and routes of hydrocarbons supply finds absolute understanding in countries – potential exporters of raw materials.

Implementation of the current Energy Strategy will require more than $200 billion, the experts say.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ЭНЕРГОСТРАТЕГИЯ режении», – считает исполнительный директор МЭА Мария ван дер Хувен. Такой вывод сделан на основании подготовленного экспертами агентства обзора энергетической политики страны в 2012 году. Сегодня Украина имеет одну из самых энергозатратных экономик в Европе. Некоторые положения «Энергостратегии» представляются взаимоисключающими. С одной стороны, в ней говорится о снижении негативного воздействия на окружающую среду, с другой – планируется наращивать добычу и сжигание угля, хотя страна имеет обязательства в рамках Киотского протокола. Возможности диверсификации поставок ограничены возможностями (или отсутствием) газотранспортных систем, соединяющих Украину с Европой, Прикаспийским регионом.

Группа поддержки В поддержку планов Киева снизить степень энергетической зависимости от России неоднократно высказывались лидеры стран Евросоюза и США. Украинский рынок весьма привлекателен для крупнейших зарубежных компаний, располагающих финансовыми ресурсами и современными технологиями. Серьезный интерес к нему проявляют Shell, ExxonMobil, Total, Sinopec, OMV, Eni, Petrobras и другие. Наконец, стремление Украины диверсифицировать источники и маршруты поставок углеводородов встречает естественное понимание в странах – потенциальных экспортерах сырья. По оценкам экспертов, для реализации «Энергостратегии» потребуется более $200 млрд.

55

EXHIBITION

MIOGE 2013 Brings Together Information, Ideas and Technology MIOGE 2013: синтез информации, идей и технологий PHOTO REPORTAGE: PYOTR DEGTYAREV, JEAN ARAKELIAN, KIRILL KOSOVSKIY / ФОТОРЕПОРТАЖ: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ, ЖАН АРАКЕЛЯН, КИРИЛЛ КОСОВСКИЙ

56

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ВЫСТАВКА

57

EXHIBITION

58

#7-8 July-August 2013

Oil&GasEURASIA

№7-8 Июль-Август 2013

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ВЫСТАВКА

59

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Технологическая жидкость для глушения скважин на подземных хранилищах газа В.И. Яковенко, начальник отдела ООО «НПО „Химбурнефть“» Д.Ю. Иванов, главный геолог ООО «НПО „Химбурнефть“» Ю.Н. Мойса, к.х.н., директор ООО «НПО „Химбурнефть“»

П

одземные хранилища газа (ПХГ) предназначены для сезонного регулирования потребления газа и обустраиваются с учетом следующих геологических факторов: структуры объекта хранения в виде свода; пласта (объект хранения), обладающего достаточными пористостью и проницаемостью; наличием покрышки (комплекса непроницаемых пород), перекрывающей объект хранения для исключения вертикальной миграции газа. Для глушения газовых скважин на ПХГ используются технологические жидкости (ТЖ) с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления, – например, на 10-15% для скважин глубиной до 1 200 м, но не более 1,5 МПа, с последующим технологическим отстоем в течение шести часов согласно Правилам безопасности ведения работ [1,2]. Процесс глушения скважины в условиях репрессии неизбежно сопровождается проникновением в поровое пространство коллектора твердой и жидкой фаз ТЖ, что приводит к нарушению природного равновесия между элементами пластовой системы и, как следствие, к снижению его фазовой проницаемости в призабойной зоне пласта. Для глушения скважин на Краснодарском и Кущевском ПХГ используются стабилизированные глинистые растворы, меловая суспензия, солевые растворы, гидрофобно-эмульсионные и биополимерные растворы. Степень влияния ТЖ глушения на фильтрационные свойства коллектора может быть оценена величиной коэффициента восстановления проницаемости до и после воздействия в соответствии с «Методикой оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов» [3]. Характерной особенностью глушения скважин на ПХГ является высокая проницаемость и пористость объекта (пласта) закачки и хранения газа, которая неизбежно приводит к повышенной фильтрации жидкой фазы ТЖ в коллектор в условиях репрессии и как следствие к дополнительным потерям объемов ТЖ, особенно приготовленных без полимерных стабилизаторов и кольматирующих добавок на основе гидрофобно-эмульсионных и солевых растворов. За последнее десятилетие НПО «Химбурнефть» провело многочисленные тестовые испытания по измерению влияния различных ТЖ: буровых растворов, фильтратов буровых растворов, жидкостей глушения скважин на изменение проницаемости предоставленного кернового материала продуктивных пластов терригенных и карбонатных коллекторов нефтегазовых месторождений, в том числе и для коллекторов ПХГ. Технологические процессы глушения скважины для конкретных горно-геологических усло-

60

вий залегания коллектора на реальных кернах в термобарических условиях прекрасно могут быть смоделированы на установке испытания проницаемости кернов – УИПК-1М. Полученные в результате стендовых экспериментов, проведенных в условиях, максимально приближенных к скважинным, данные коэффициентов восстановления проницаемости после воздействия жидкости глушения (βЖГ), фильтрата технологической жидкости (βФЖГ), скорости фильтрации υФ (м /с) служат основой для расчета условий притока пластового флюида в скважину по показателям качества – относительной продуктивности (ОП) и скин-фактору (S). На базе Александровского газоконденсатного месторождения было создано Краснодарское ПХГ. Для создания газохранилища выбрали месторождение с терригенным пластом-коллектором, приуроченным к отложениям зеленой свиты эоценового отдела палеогеновой системы, залегающего на глубине до 1 000 м. Продуктивные пласты неоднородны по своим коллекторским свойствам, как по площади так и по разрезу, представлены песчаниками и алевролитами. Резервуар представлен антиклинальной складкой размера 6х2 км с амплитудой поднятия около 150 м. Продуктивная толща представлена пластами, имеющими разную фильтрационно-емкостную характеристику. Средняя открытая пористость пластов составляет 22,0-26,7%, проницаемость от 10 до 625 мД. С целью уменьшения степени гидратации межзернового глинистого цемента и связанных с нею отрицательных эффектов снижения проницаемости коллектора в состав базовой ТЖ глушения дополнительно ввели 5% масс. реагента ФК-2000 Плюс М. Этот солестойкий химреагент – ПАВ – обладает способностью гидрофобизировать глинистую составляющую коллектора, предупреждая активное разрушение межзерновых скелетных связей породы при контакте с жидкой водной фазой. Кроме этого, положительный эффект восстановления проницаемости коллектора достигается за счет исключения водного блокирования, благодаря уменьшению сил межфазного натяжения на границах раздела ТЖ с пласто-

выми флюидами, которые снижаются в присутствии ФК-2000 Плюс М до значений 0,671,45 мН/м. Для снижения поглощения жидкости глушения и уменьшения долива скважины в состав ТЖ дополнительно введен карбонатный кольматант фракции 45-75 мкм в количестве 6,0-7,0% массовых. Экспериментальная оценка блокирующих свойств модернизированной ТЖ глушения скважин показала значительный прирост технологических и качественных показателей процесса глушения скважины при экспериментально полученных значениях КМ0=651,7 мД; КМ1=631,0 мД и скорости фильтрации υФ=2,56*10-6м/с. Расчетные величины показателей качества глушения скважины (Rс=0,1 м; м=0,2) составом улучшенной ТЖ приведены в таблице. Следует подчеркнуть гидрофобизирующее действие ФК-2000 Плюс М, которое проявилось не только в сохранении скелета породы, но и подтвердилось фактом при выполнении стендовых испытаний полного отслаивания (отделения) фильтрационной корки ТЖ от «входного» торца керна при вызове притока. Таким образом, на примере прямых испытаний ТЖ глушения скважин на реальных керновых образцах песчаника ПХГ рассчитана величина относительной продуктивности, которая составляет ОП = 0,992÷0,983, а удельный расход ТЖ при доливе скважины не превышает за 1 сутки глушения 0,139 м3 и 4,08 м3 на м3/1пог. м вскрытой толщины пласта в течение 30 суток репрессии. Это свидетельствует о высокой эффективности модернизированной рецептуры ТЖ для глушения скважины.

Литература 1. Басарыгин Ю.М., Мавромати В.Д., Черномашенко А.Н. /Теория и практика создания подземных хранилищ газа/, Краснодар, Просвещение-Юг 2012, с.6, 71-77.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности/ ПБ 08-624-03, Санкт-Петербург, Издательство ДЕАН, 2010, 320 с.

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

● Таблица Показатели

Продолжительность глушения скважины, сут.

1

2

3

5

10

20

30

Радиус зоны фильтрации, м

0,48

0,67

0,82

1,06

1,49

2,11

2,58

Скин-фактор (S)

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,10

0,11

Относительная продуктивность (ОП)

0,992

0,991

0,989

0,987

0,986

0,984

0,983

2,720

4,080

Качество процесса глушения скважины Удельный расход ТЖ при доливе скважины, м3/1 пог. м вскрытой толщины пласта

ОП >> 0,9 «очень хорошее» 0,136

0,272

0,408

0,680

1,360

Oil&GasEURASIA

«Издательский дом Недра» выпустил книгу

Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России авторы Лисин Ю.В., Сощенко А.Е. Комплексно рассмотрены вопросы, связанные с совершенствованием технологий и техники обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов. Впервые проведены исследование и анализ комплексной технико-экономической картины функционирования Главного управления по транспортированию и поставкам нефти «Главтранснефть» в быв. СССР. Использованы фактические материалы и данные. Авторами книги являются ведущие специалисты ОАО «АК «Транснефть», имеющие опыт работы в российской нефтепроводной компании с первого дня ее образования. Особое внимание уделено созданию и современному состоянию системы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». Разработана концепция инновационного и стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на перспективу до 2020 г. Рассмотрены вопросы научного обеспечения эксплуатации уникальной трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» и организации технического мониторинга данной системы. Представлена разработанная методика расчетов определения планово-высотного положения нефтепровода в аномальных геологических условиях. Для специалистов и научных организаций, специализирующихся в области трубопроводного транспорта нефти. Также издание будет полезно учащимся высших учебных заведений, обучающимся по специальности «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» направления подготовки «Нефтегазовое дело».

Technologies of russian crude oil main pipelines Moscow: LLC «Publishing house Nedra»

by Lisin Yury, Soshchenko Anatoly The book contents the issues relative to the improvement of technologies and equipment for ensuring the operating reliability of oil trunk pipelines using actual data and materials. For the first time it has been attempted to study and analyze the multifaceted technical and economic picture of performance of the Main Production Department for Oil Transportation and Supplies of «Glavtransneft» in the former USSR. The authors of the book are leading specialists of JSC «Transneft» that have had an experience in the work of the Russian oil pipeline company since the first day of its foundation.

A special attention has been paid to the creation and current status of JSC «Transneft» oil pipelines system, with presentation of the concept of prospective innovative and strategic development of JSC «Transneft» until 2020 and a review of the problems of scientific follow-up of the operation of the unique pipeline system «East Siberia - Pacific Ocean» with organization of its technical monitoring. There is also a presentation of the calculation methods developed for determination of an oil pipeline horizontal and vertical position in abnormal geological conditions.

The book is intended for experts, research and scientific institutions working in the field of oil pipeline transportation. The edition can also be useful for students that have chosen the following specialty: «Construction and exploitation of oil and gas pipelines, stations and depots» for the following course: «Oil and gas operation».