October 2013

#10 2013

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

OCTOBER ОКТЯБРЬ

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

U.S. Shale Inspires Russia's

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

Own Revolution in Unconventional Plays

Опыт США подстегнет Россию

p. / стр. 18

к освоению собственных нетрадиционных ресурсов

p. / стр. 30

Prirazlomnaya Rig: Myths and Reality «Приразломная»: мифы и реальность

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

The Evolution in Russia of North America’s Shale Revolution Эволюция американской “сланцевой революции” в российских условиях

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

I

f you’ve lived long enough you know that history does indeed repeat itself. It’s happening right now in West Siberia where Russia’s oil industry is about to mount a new offensive to stave off decline of the resource that keeps the Russian economy ticking.

Remember the late 1980s and early 1990s? The Soviet Union went bankrupt amid declining West Siberian oil production (and source of hard currency), and an expensive arms race with the West. Add to that overall stagnation in the economy generally and the USSR literally fell apart.

We all know that post-Soviet Russia was able to turn Siberia and Russia’s fortunes around in the later Yeltsin years with huge investment of private capital in technologies that did stabilize oil production. Those private companies no longer exist: Sibneft is now Gazprom Neft, the state-owned oil-producing arm of Gazprom, and YUKOS was absorbed into state-owned Rosneft.

But their legacy powered the Russian economy well past even the 2008 crisis. Though Russia was affected by the 2008 crisis, it did not fall into recession. But here comes the next cycle – West Siberia is again slipping into decline and again new technologies are being sought to turn things around.

So the same intensive fracking operations that got West Siberia production back on track in the 1990s, are again the center of attention. This time, as last time, Enhanced Oil Recovery (EOR) is center stage, but instead of conventional reservoir targets, the sweet spot is now shale and rock layers that are “almost” as tight as shale. Russians call these “hard to produce reserves.” Maybe the target is shale, or maybe the target is a carbonate almost like shale but more permeable, or maybe the target is just a trap or hard to get at area of the reservoir.

The percentage of reservoir stock dubbed as “hard to recover” has been growing in Russia. Today between 35 percent and 75 percent of recoverable reserves are “hard Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Е

сли вы достаточно долго живете на этом свете, вам, должно быть, известно, что история повторяется. Сейчас это явление можно наблюдать в Западной Сибири – регионе, в котором российские нефтяники готовят новое «наступление» с целью предотвратить спад в добыче сырья, которое заставляет биться «сердце» российской экономики. Помните конец 1980-х годов и начало 1990-х? Советский Союз разорился на фоне снижения добычи нефти в Западной Сибири («черное золото» было источником твердой валюты), а также дорогостоящей «гонки вооружений». К этим факторам добавился общий застой в экономике, и страна в буквальном смысле распалась. Всем известно, что в поздний ельцинский период постсоветская Россия смогла улучшить благосостояние Сибири и всей страны благодаря огромным инвестициям частного капитала в технологии, позволившие стабилизировать добычу. Тех частных компаний больше нет: «Сибнефть» стала «Газпром нефтью» (компания принадлежит государству и является нефтедобывающим подразделением «Газпрома»), а активы «ЮКОСа» в итоге поглотила госкомпания «Роснефть». Однако их наследие помогало удержать на плаву российскую экономику как в разгар самого кризиса 2008 года, так и в посткризисные годы. Несмотря на то, что кризис все-таки затронул Россию, экономика страны не впала в рецессию. Но теперь начинается очередной цикл: Западная Сибирь вновь испытывает ресурсный спад, а компании вновь ведут поиски новых технологий, чтобы изменить положение к лучшему. Так, интенсивные операции по гидроразрыву пласта, которые позволили восстановить уровень добычи в Западной Сибири в 1990-е годы, сейчас снова в центре внимания. В настоящее время, так же как и раньше, центральное место занимают вторичные методы извлечения углеводородов, но, вместо традиционных объектов, наиболее перспективными являются сланцы и слои пород, почти такие же плотные, как и сланцы. В России подобные запасы называют «трудноизвлекаемыми». Возможно, речь в этом случае идет о сланце или карбонате, по характеристикам сходном со сланцем, но более проницаемом, хотя можно также предположить, что объектом является ловушка или труднодоступная часть коллектора. Доля пластов с так называемыми труднодоступными запасами в России продолжает увеличиваться. По мнению геологов Михаила и Владимира Толкачевых, авторов главной статьи октябрьского номера НГЕ, сейчас от 35 до 75% извлекаемых запасов относятся к данной категории, в зависимости от региона. Вероятнее всего, для извлечения такой нефти потребуется горизонтальное бурение, бурение скважин с большим отходом забоя от вертикали, гидроразрыв пласта, многоэтапное освоение горизонтальных участков стволов скважин, специальные химреагенты, а также новые технологии оценки пласта и сейсмических исследований. И представьте себе, технологии, которые требуются для того, чтобы Западная Сибирь могла оставаться одним из главных игроков в мировом экспорте нефти, – это технологии, аналогичные применяемым в США для разработки запасов сланцевого газа, а также сланцевой нефти.

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА to recover” depending on where you are, according to geologists Mikhail Tolkachev and Vladimir Tolkachev who authored Oil&Gas Eurasia’s October cover story.

Most likely to produce that oil will require horizontal drilling, extended reach drilling, fracking, horizontal staged completions, chemicals, and newly developed technologies in reservoir evaluation and seismic. Guess what?

The technologies required to keep West Siberia a top performer in the global export game are the same technologies the United States has been employing to develop its shale gas reserves, and now shale oil as well.

West Siberia has come full circle, it is entering a new period of decline but given the volume of oil that is still in the ground, decline is not a tragedy. Decline is simply an opportunity to apply technologies 20 years more advanced than the last round of technologies used by YUKOS and Sibneft.

That’s what the market is all about.

With regard to shale gas, the United States had run out of conventional gas and so had Canada. North America was planning to import LNG. In fact, until “shale gas” became a household word, Russia’s Shtokman gas condensate field was to be the source of those imports. We know what came next. And here is an important point that is often overlooked. In the U.S., the shale gale was brought on by many, many small oil and gas production companies whose individual owners and shareholder groups invested “big time” in technologies to develop shale projects. Their motivation? Profit! And for every success story there are a dozen other stories about dry holes and lost fortunes that are untold. That’s market risk.

In short, it wasn’t the major oil companies that brought about the “shale revolution” in the U.S. It was small- and medium-size business – and private individuals who own the mineral rights if they own the land. Get enough of these sorts of grassroots interests together and you can flip any economy around.

The situation in the U.S. is rather unique and not easily transported to shale fields elsewhere in the world. Russia has no need to produce shale gas at the moment because it has enough conventional gas. But Russian officials have admitted that the time might come, in seven to 10 years perhaps, when it might make sense to produce gas from shale.

Right now, however, Russia’s problem is oil, West Siberia, and its oil exports to Europe. The Russian oil industry is well acquainted with fracking, having embraced the technology widely in the 1990s. Russian majors are partnering in shale projects in the U.S. to upgrade and add to this knowledge base. And Russian private oil and gas producers as well as individual Russian investors are seeking to invest in shale projects outside of Russia for both profit and knowledge-sharing.

Russia’s oil industry is undergoing a rather quiet revolution of its own these days. Private Russian capital is now global and while state-owned Gazprom and Rosneft control the best and most promising oil and gas assets at home, the increased complexity of producing those assets – tight and hard to produce oil and gas and Arctic and offshore deposits – necessitates inviting in foreign partners, like it or not. There just isn’t any way out – just like there wasn’t a way out in the early 1990s.

2

#10 October 2013

Западная Сибирь прошла полный цикл, сейчас она вступает в новый период спада добычи, но с учетом объемов нефти, все еще находящейся в недрах, этот спад не является трагедией. Спад добычи – это всего лишь возможность применения технологий, которые за 20 стали более совершенными по сравнению с теми, которые использовали «ЮКОС» и «Сибнефть». Это – сущность рынка. Что касается сланцевого газа, в США и Канаде закончились традиционные запасы природного газа. Северная Америка планировала импортировать СПГ. До того, как словосочетание «сланцевый газ» стало расхожим в отрасли, Штокмановское газоконденсатное месторождение рассматривалось в качестве источника сырья для поставок СПГ. Что произошло потом, нам известно. И здесь есть важный момент, который часто упускается из виду. В США сланцевый бум был вызван множеством мелких и средних нефтегазодобывающих компаний, чьи единоличные владельцы и группы акционеров делали крупные инвестиции в технологии для реализации сланцевых проектов. Какова была их мотивация? Прибыль! И на каждую историю успеха приходится дюжина других, нерассказанных историй о «сухих» скважинах и потерянных состояниях. Эти истории – неотъемлемая часть того, что принято называть рыночным риском. Короче говоря, «сланцевую революцию» в США совершили не крупные нефтяные компании, а мелкие и средние предприятия, а также частные предприниматели, которые в США владеют правами на минеральные ресурсы, если им принадлежит земля. Если собрать интересы широких масс вместе, можно перевернуть любую экономику. Ситуация в США уникальна, и ее нельзя просто так проецировать на сланцевые месторождения в других уголках мира. В России в настоящее время нет необходимости добывать сланцевый газ, поскольку пока хватает запасов газа природного. Однако российские официальные лица уже признали, что может наступить время, возможно, через 7-10 лет, когда добыча газа из сланцев станет целесообразной. В настоящее время, однако, проблему в России представляет нефть, Западная Сибирь, и экспорт сырья в Европу. В российской нефтяной отрасли хорошо знакомы с гидроразрывом – технологией, которая впервые начала широко применяться в стране в 1990-е годы. Крупные российские компании участвуют в сланцевых проектах в США с целью обновления и расширения базы этих знаний. Российские частные нефтегазодобывающие компании, а также индивидуальные российские инвесторы стремятся инвестировать в сланцевые проекты за пределами России с целью как получения прибыли, так и обмена знаниями. В настоящее время российская нефтяная промышленность переживает собственную тихую революцию. Частный российский капитал сейчас распространяется по всему миру, и хотя «Газпром» и «Роснефть» контролируют лучшие и наиболее перспективные нефтяные и газовые ресурсы в стране, усиливающаяся сложность извлечения этих ресурсов – малопроницаемые пласты, трудно извлекаемые запасы нефти и газа, а также арктические и морские залежи – все это делает необходимым привлечение зарубежных партнеров, хотите вы этого или нет. Другого выхода нет, так же как его не было и в начале 1990-х.

Oil&GasEURASIA

Calypso

Äîííàÿ êîñà íîâîãî ïîêîëåíèÿ Äîñòèãàÿ íîâûõ ãëóáèí äîííîé ñåéñìîðàçâåäêè

Òàêîå æå íåïðåâçîéäåííîå êà÷åñòâî èçîáðàæåíèé. Ãëóáèíà âäâîå áîëüøå. Ýôôåêòèâíîñòü âäâîå âûøå.

ION ïðåäñòàâëÿåò ñèñòåìó Calypso™, ñîçäàííóþ íà îñíîâå äîííîé òåëåìåòðè÷åñêîé êîñû íîâîãî ïîêîëåíèÿ äëÿ ïîñòðîåíèÿ ïîëíîâîëíîâûõ èçîáðàæåíèé ïðè ïëîòíîì øàãå êâàíòîâàíèÿ ïðè ãëóáèíå âîäû îò 5 äî 2 000 ì. Ñèñòåìà Calypso ðåãèñòðèðóåò äàííûå â øèðîêîì äèàïàçîíå ÷àñòîò, ïîìîãàÿ îñâàèâàòü íîâûå ïëîùàäè, èññëåäîâàòü ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì è ïðèíèìàòü âåðíûå ðåøåíèÿ ïðè ðàçðàáîòêå ìåñòîðîæäåíèé, ñîõðàíÿÿ íèçêóþ ñåáåñòîèìîñòü ðàáîò. Óçíàéòå áîëüøå íà iongeo.ru/calypso.

MARINE IMAGING SYSTEMS

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû >

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

>

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

The Evolution of North America’s Shale Revolution in Russia Эволюция американской «сланцевой революции» в российских условиях TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

1

8

UNCONVENTIONAL RESOURCES | НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

U.S. Shale Revolution and Prospects for Development of Unconventional Oil and Gas Resources in Russia

«Сланцевая революция» в США

18

и перспективы освоения нетрадиционных нефтегазовых ресурсов в России

SEISMIC SURVEY | СЕЙСМОРАЗВЕДКА

Proving the Role of Seismic in Unconventional Plays Reservoir Imaging Programs Use Multicomponent Seismic Data to Determine Rock Properties

Вклад сейсморазведки в изучение нетрадиционных резервуаров

26

Использование многокомпонентных сейсмических данных для определения геомеханических свойств при оценке резервуара

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Prirazlomnaya Rig: Myths and Reality «Приразломная»: мифы и реальность

30

EVENT | СОБЫТИЕ

See You Again in 2015!

The 2nd SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition as seen by exhibitors, delegates and visitors

До новых встреч в 2015-м!

36

Вторая конференция и выставка SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике глазами экспонентов, делегатов и посетителей

THE BALKANS | БАЛКАНЫ

NIS Pursues Exploration in the Balkans, Reports Improved Refining Results

NIS ведет разведку на Балканах

42

и улучшает показатели переработки нефти

INVESTMENT | ИНВЕСТИЦИИ

Belarusian Oil Market to Become a Battlefield for Russian Companies Soon it will become clear, who is going to get the best piece of the pie

Белорусский нефтяной рынок становится полем битвы российских компаний

46

В ближайшее время выяснится, кому достанутся лучшие куски пирога

4

Oil&GasEURASIA

НОВИНКА! НЕПРЕРЫВНЫЙ ГИРОСКОПИЧЕСКИЙ ИНКЛИНОМЕТР GYROTRACER DIRECTIONAL™ Непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™— это высокоточный надежный прибор для подземной навигации, который применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях. Gyro Tracer Directional™ предназначен для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Гироинклинометр может использоваться в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов скважин старого фонда. Данный прибор позволяет определить кривизну скважины для оптимизации спуска оборудования, а также месторасположения ЭЦН. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины.

GyroTracer Directional может работать как в кабельном варианте через геофизический кабель, модуль телеметрии и наземный прибор, так и в батарейном варианте. Инклинометрическая съемка GyroTracer Directional™ может осуществляться как в точечном, так и в непрерывном режимах. В непрерывном режиме измерения проводятся со скоростью до 150м/мин. без ограничений по ориентации скважины, данная съемка помогает существенно экономить время исследований. Съемка в точечном режиме проводится при остановках скважинного прибора. Длительность точечного замера составляет всего 1 минуту. Перед началом съемки не требуется предварительная калибровка и ориентирование прибора в устье. В отличие от других каротажных или магнитных инструментов, показания GyroTracer Directional™ не подвержены воздействию магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне в магнитно-неустойчивых зонах. Непрерывный гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами SPT AB очень надежно и легко в использовании.

Технические преимущества Обеспечивает высокоточную и надежную инклинометрию скважин Не подвержен влиянию магнитного поля Земли Не требует предварительной калибровки и ориентации в устье перед началом замера Непрерывный режим съемки Высокая скорость движения скважинного прибора по стволу скважины до 150м/мин Не требует дополнительных приспособлений Измерение азимута относительно “истинного Севера” Экспорт измеренных данных в Exсel и другие стандартные форматы Оптимальные массогабаритные характеристики прибора, компактность, мобильность Технические характеристики Диапазон измерения азимута, град. 0-360° Погрешность измерения азимута: при w < 60° (w – широта места), град. ± (1,2°–1,8°) при w > 60°, град. ± (0,6-0,9) secw Погрешность определения координат в непрерывном режиме: 0,2% от пройденного пути. Диапазон измерения зенитного угла, град. 0–180° Погрешность измерения зенитного угла, град. ± 0,1° Диапазон измерения угла установки отклонителя, град. 0-360° Погрешность измерения угла установки отклонителя, град. ±1,0° Диапазон рабочих температур –30°C до +85°C Диапазон рабочих температур в высокотемпературном режиме – 30 °C до +150 °C Максимальное рабочее давление скважинного прибора 70 МПа Скорость съемки до 150 м/мин Габаритные размеры Диаметр скважинного прибора 45 мм Длина сенсорного модуля 950 мм Длина модуля телеметрии 400 мм Длина батарейного модуля 700 мм Вес 8 кг Габариты наземной панели 165 мм х 220 мм х 85 мм Вес назменой панели 1 кг

Адрес: 129164, г. Москва, Ракетный бул., д.16, оф.10 Тел./факс: +7499 995 13 45 info@stockholmprecisiontools.com

#10 October 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PIPELINE OPERATION | ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Access Pipeline Achieves Alarm Improvements Through Rationalization

25

Access Pipeline улучшила систему аварийных сигналов путем ее рационализации РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION DRILLING | БУРЕНИЕ

MotarySteerable System Charts Complex Well Paths with Variable Bit Speeds 56

Моторизованная управляемая система прокладывает сложные траектории скважин благодаря регулируемой скорости вращения долота

TNK-Uvat Drilled Safer and Faster Using Hydroclean™ Technology in Ust-Tegusskoye Oilfield, Russia

59

Опыт применения гидроочистных бурильных труб серии Hydroclean™ на Усть-Тегусском месторождении ТНК-Уват GAS STORAGE | ХРАНЕНИЕ ГАЗА

Innovative Thinking Helps Build New Type of UGS Facility Инновационное мышление на службе строительства ПХГ

62

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка ION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 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 CONTRIBUTING EDITOR – MIDDLE EAST Olgu Okumuş CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex SPECIAL CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER PHOTO Chesapeake TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

66

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 «Газпром Нефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 RS Components . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Smit Lamnalco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 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 EUROPEAN SALES sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Chesapeake ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Марина Алешина sales@eurasiapress.com

e-mail: info@eurasiapress.com

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:

ПРИГЛАШЕННЫЙ РЕДАКТОР – БЛИЖНИЙ ВОСТОК Олгу Окумуш РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

ITALY SALES Dario Mozzaglia dario@eurasiapress.com Tel.: +39 010 583 684 Fax: +39 010 566 578

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow 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.

Россия, 115114, г. Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 строение 2, офис 417. 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

Точная информация о том, что скрывают земные недра, необходима для правильного понимания строения пласта и оптимального планирования работ.

Weatherford предлагает передовые технологии оценки пласта и услуги, которые изменят подход к разработке ваших месторождений: t

38 современных лабораторий в 22 странах мира;

t

уникальные технологии проведения каротажа и измерений в процессе бурения (LWD/MWD) для оптимальной проводки скважины;

t

совершенные методы оценки по данным стандартного каротажа и исследований через обсадную колонну;

t

геолого-технологические и геохимические исследования;

t

350 консультантов по разработке месторождений нефти и газа по всему миру.

Преобразование данных в обоснованные решения. В компании Weatherford мы всегда готовы помочь вам на любом этапе. По вопросам сотрудничества обращайтесь по адресам formationevaluation@weatherford.com и info.cis@eu.weatherford.com

Оценка пласта | Строительство скважин | Заканчивание | Добыча © 2013 Weatherford. Все права защищены.

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Jason Launches New Release of Seismic Reservoir Characterization Software

Компания Jason выпустила новый программный комплекс для сейсмического описания коллектора

Jason, a CGG company specializing in seismic reservoir characterization software and services, has launched version 8.4 of its reservoir characterization software suite.

The powerful new release optimizes field development, reservoir management and well planning by providing a streamlined workflow that yields timely answers for critical decisions.

Компания Jason, входящая в группу CGG, и специализирующаяся на программном обеспечении и услугах в области сейсмического описания коллектора, выпустила версию 8.4 своего программного комплекса для описания коллектора. Мощная новая версия позволяет оптимизировать разработку месторождения, управление разработкой коллектора и проектирование скважин, обеспечивая организованный рабочий процесс, оперативно выдающий ответы для принятия критических решений.

Value in unconventional plays Jason 8.4 offers exceptional value to customers facing challenges in their shale reservoirs. Jason’s technology helps them define the reservoir container, determine optimal zones for hydraulic fracturing and avoid water incursion into the reservoir. As a result, companies can maximize production and cut costs though more efficient use of frac fluid. In steam-assisted gravity drainage (SAGD) heavy oil plays, more reliable reservoir characterization translates into reduced steam-to-oil (SOR) ratios.

Quality controls for greater accuracy

SOURCE / ИСТОЧНИК: JASON

For both conventional and unconventional projects, built-in quality controls in Jason 8.4 provide customers with greater confidence in estimating reservoir properties and allow companies to leverage the value of their seismic investment across the workflow from exploration and development through production. Jason 8.4 consistently delivers accurate reservoir properties that match the subsurface geology. This helps Jason’s customers facilitate well

Ценность для нетрадиционных залежей Версия Jason 8.4 может быть особенно ценной для клиентов, сталкивающихся с проблемами в сланцевых пластах. Технология компании Jason помогает им определять емкость коллектора, оптимальные зоны для гидроразрыва и предотвращать прорыв воды в пласт. В результате компании могут максимизировать добычу и снижать затраты за счет более эффективного использования жидкостей гидроразрыва. В случае гравитационного дренирования при закачке пара в залежи тяжелой нефти, более надежное описание пласта позволяет уменьшить соотношение пара к нефти.

Повышение точности благодаря контролю качества Как для традиционных, так и для нетрадиционных проектов, встроенные средства контроля качества версии Jason 8.4 обеспечивают клиентам более высокую уверенность при оценке характеристик пласта и позволяют компаниям оптимизировать стоимость сейсмических инвестиций по всему рабочему циклу, от разведки, разработки до добычи. Версия Jason 8.4 постоянно выдает точные характеристики пласта, соответствующие глубинной геологии. Это помогает клиентам компании Jason осуществлять проектирование скважин и адаптировать базовые проекты на бурение к реальным потребностям разработки месторождения.

Более четкая картина для групп по развитию активов

● Integrated engineering and geoscience workflows produce clear view of difficult reservoirs ● Интегрированные инженерные и геолого-геофизические рабочие потоки дают четкое представление о сложных пластах

8

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

Недавно выпущенное компанией Jason новое приложение для интерпретации данных 3D Interpretation облегчает визуализацию глубинных данных, включая скважины, горизонты, сбросы, сейсмические данные и объемы различных пород в коллекторе. Группы по развитию активов получают возможность разрабатывать надежные планы разработки месторождений, оптимизировать стратегию управления разработкой пласта, и улучшать контроль параметров пласта. Объединяя геологию и геофизику, средство компании Jason по оценке вероятности фаций и флюидов полезно для расчета более реалистичных оценок запасов. Уникальный подход компании Jason к интегрированию инженерных и геолого-геофизических технологических Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

planning and match drilling template designs with field development needs.

потоков для получения более четкой картины коллектора позволяет минимизировать риск и улучшать продуктивность.

Clearer picture for asset teams

Emerson Introduces High Thrust Piston Actuators for Improved Process Control and Increased Productivity Emerson Process Management has introduced the Fisher® 685 double acting piston actuator that provides high thrust output for short to long travel applications. The accurate and reliable operation of the actuator improves process control and increases availability - contributing to increased productivity and efficiency.

Designed for use with both medium and large Fisher sliding-stem control valves, including the easy-e™ and FB series, the 685 actuator is suitable for general, severe, and critical service applications. The range includes piston diameters from 305 to 660 mm and travel from 25 to 610mm as standard, with special constructions available up to 1,118 mm piston diameter. The actuator has a high thrust capability, with a maximum of 351.4 kN (79,000 lbf) available at 10.3 bar supply pressure.

The actuators feature ¾-in. NPT supply connections, with 1-in. or 1¼-in. NPT supply connections available on the larger size actuators. Larger air connections reduce the complexity of instrument piping and improve actuator response to control signals giving better process control.

This enables fast operating times of less than two seconds in critical applications such as compressor antisurge.

Low friction piston seals and either chrome plated or Xylan coated cylinder bores, reduce sliding friction and wear – minimising dead-

● Emerson’s Fisher® 685 double acting piston actuator provides high thrust output for short to long travel applications ● Поршневой привод двойного действия Fisher® 685 компании Emerson обеспечивает высокую силу тяги для различных ходов поршня Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Поршневые приводы Emerson с высокой силой тяги для оптимизации производства Компания Emerson Process Management выпустила поршневой привод двустороннего действия Fisher® 685, который обеспечивает высокую силу тяги для различных ходов поршня – от короткого до длинного. Благодаря точной и надежной работе привода улучшается управление технологическим процессом и повышается коэффициент использования оборудования, что способствует повышению производительности и эффективности. Привод 685 разработан для использования с регулирующими клапанами со скользящими штоками Fisher как среднего, так и большого размера, включая серии easy-e™ и FB; он подходит для случаев общего применения, а также для жестких и критических условий эксплуатации. Размерный ряд включает диаметры поршня от 305 до 660 мм и ход поршня от 25 до 610 мм, что является стандартными значениями, при этом имеются специальные конструкции для поршня диаметром до 1 118 мм. Привод характеризуется высокой силой тяги, максимально 351,4 кН (79 тыс. фунтов силы) при подводимом давлении 10,3 бар по манометру. Приводы имеют входное резьбовое соединение ¾ дюйма по стандарту NPT, при этом имеются резьбовые соединения диаметром 1 дюйм или 1¼ дюйма по стандарту NPT для большеразмерных приводов. Благодаря большему размеру пневмосоединений, уменьшается сложность трубной обвязки приборов и улучшается реагирование привода на сигналы управления, что обеспечивает более хорошее управление процессом. При этом достигается время срабатывания меньше, чем 2 сек. в критических условиях работы, таких как антипомпажное регулирование компрессора. Благодаря низко-фрикционным уплотнениям поршня и либо хромированным, либо покрытым ксиланом внутренним поверхностям цилиндров, уменьшается трение скольжения и износ, что минимизирует зону нечувствительности, уменьшает затраты на текущий ремонт и удлиняет эксплуатационный ресурс оборудования. Такие приводы с малым объемом технического обслуживания можно заказать покрытыми долговечной устойчивой к коррозии краской; они также могут использоваться в широком температурном диапазоне. Стандартные конструкции рассчитаны на эксплуатацию в диапазоне температур от -40 до +93 °C, однако можно предусмотреть более высокие или более низкие температуры. Специально разработанные конструкции расширяют этот SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

Jason’s recently released new 3D Interpretation application makes it easy to visualize subsurface data including wells, horizons, faults, seismic and rock property volumes.

Asset teams are able to create reliable field development plans, optimize reservoir management strategies, and improve reservoir surveillance. Integrating geology and geophysics, Jason’s Facies and Fluids Probabilities (FFP) capability is useful in calculating more realistic reserves estimates. Jason’s unique approach to integrating engineering and geoscience workflows for a clearer picture of the reservoir ultimately minimizes risk and improves productivity.

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

9

#10 October 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ band, reducing maintenance costs and extending operational life.

These low maintenance actuators can be specified with durable corrosion resistant paint and are suitable for operation over a wide temperature range. Standard constructions offer a temperature range of -40 C to +93 C, however higher or lower temperatures are possible. Special constructions extend this range from -54 C to +204 C making these actuators ideal for the extreme conditions found in many oil and gas onshore plants and offshore platforms.

The 685 can be used with the FIELDVUE™ DVC6200 digital valve controller for throttling applications, or with switching valves for on/off control. This actuator can also be fitted with volume boosters for fast stroking requirements.

The 685 is part of a broad range of Fisher piston actuators that provide accurate throttling or on-off operation for sliding-stem control valves.

ExxonMobil Awards Alternate Path Technology License to Weatherford

диапазон от -54 до +204 °C, что делает данные приводы идеальными устройствами для использования в экстремально жестких условиях, которые встречаются на многих нефтегазовых установках на суше и на морских платформах. Привод 685 может использоваться с цифровым контроллером клапана FIELDVUE™ DVC6200 для регулирования подачи, или с клапанами-переключателями для двухпозиционного регулирования. Этот привод может быть также оснащен объемными бустерами для высокой скорости движения поршня. Привод 685 – это часть широкого ряда поршневых приводов Fisher, которые обеспечивают точное регулирование подачи или релейный режим работы регулирующих клапанов со скользящим штоком.

ExxonMobil выдала Weatherford лицензию на использование технологии Alternate Path

SOURCE / ИСТОЧНИК: EXXONMOBIL

ExxonMobil Upstream Research Company выдала Weatherford International Ltd. международную лиценExxonMobil Upstream Research Company has award- зию для использования портфеля патентов на техноed Weatherford International Ltd. a limited international логию Alternate Path®, гравийную набивку в скважиlicense for the company’s Alternate Path® technology нах с заканчиванием в открытом и обсаженном стволе. patent portfolio for gravel packing cased and openhole Alternate Path – это запатентованная технология, completion wells. разработанная ExxonMobil для увеличения надежноAlternate Path is a patented technology developed by сти скважин, законченных в пластах с возможностью ExxonMobil to improve выноса песка. Благодаря ей the reliability of wells с помощью отводных тру● Alternate Path® technique ensures full gravel pack in cased completed in sand-prone бок в скважинном инструand open-hole completion wells reservoirs. Alternate Path менте, используемом для ● Технология Alternate Path® обеспечивает полную provides alternate flow гравийной набивки в програвийную набивку при заканчивании в открытом и paths called shunt tubes дуктивных горизонтах обсаженном стволе in the downhole tool скважины, обеспечиваются used for packing gravel альтернативные пути двиin the producing sections жения потока. Отводные of a well. The shunt tubes трубки Alternate Path позвоenable the Alternate Path ляют продолжать закачку packing operation to гравийной пульпы, даже continue when sand preкогда песок преждевременmaturely blocks the well но забивается в затрубном annulus, which would пространстве скважины, stop a conventional тогда как при традициpacking operation. The онной набивке пришлось shunt tubes divert the бы остановить работы. По gravel slurry around sand отводным трубкам граblockages and through вийная пульпа движется в distributed portholes to обход песчаной «пробки» и fill voids in the annulus через равномерно распреuntil a complete pack is деленные порты заполняет in place. пустоты в затрубном проThe Alternate странстве до завершения Path license allows закачки.

Weatherford to produce Патент на технолоand deploy Alternate гию Alternate Path позволит Path technology for Weatherford применять ее ExxonMobil affiliates при взаимодействии с филиaround the world and алами ExxonMobil по всему for ventures in which миру и при работе с совместExxonMobil participates. ными предприятиями.

10

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

«Газпром нефть» выполнила 10-стадийный гидроразрыв пласта

For the first time in Russia, a horizontal well came on-stream following a 10-stage hydraulic fracturing at Gazprom Neft’s Vyngapur field (developed by Gazpromneft Noyabrskneftegaz). Up until now, the highest number of hydraulic fracturing stages Gazprom Neft had performed on an individual wellbore of a horizontal well had been eight. The company had first accomplished this in June 2013, also at Vyngapur field.

The depth of the new well is nearly 4,500 meters, and the length of the horizontal section is over 1,000 meters.

There was an additional difficulty in the operations performed. The formation through which the horizontal section of the well was drilled was only four meters thick. Moreover, the effective horizontal well length (i.e. the section of the well that penetrates the oil-containing formation without coming into contact with surrounding rock) reaches 90 percent, which is above average even for wells with shorter horizontal wellbores.

The flow rate obtained at the well is over 135 tons per day, which exceeds the results obtained at horizontal wells with a lower number of hydraulic fracturing stages by approximately one third.

Drilling horizontal wells with multistage hydraulic fracturing makes it possible to expand the producing area of the reservoir and increase the flow rates of wells drilled in low-permeability horizons classified as tight reserves. Gazprom Neft adopted an operations program for this category of reserves in 2012. The company plans to bring 60 million tons of tight reserves into development by 2015, and that number should rise to 300 million tons by 2020.

The multistage hydraulic fracturing performed at Gazpromneft Noyabrskneftegaz fields made it possible for the enterprise to raise its production volume during the first half of 2013 by 6 percent over the volume produced in the first half of 2012, up to 4.4 million tons. Over the last six months, a total of 57 new wells were commissioned, 40 of which are horizontal wells with multistage hydraulic fracturing. Gazprom Neft is using multistage hydraulic fracturing at seven fields, and is studying the feasibility of applying this method in other areas.

На Вынгапуровском месторождении «Газпром нефти» (разрабатывает «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз») введена в эксплуатацию горизонтальная скважина, на которой впервые в России произведен 10-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП). Максимальное количество гидроразрывов в одном стволе горизонтальной скважины у «Газпром нефти» до сих пор составляло восемь стадий – впервые такую операцию компания осуществила в июне 2013 года также на Вынгапуровском месторождении. Глубина новой скважины достигает почти 4,5 тыс. м, длина горизонтального участка превышает 1 тыс. м. Дополнительная сложность проведенных работ заключалась в том, что толщина пласта, через который проходил горизонтальный отрезок скважины, составляла всего четыре метра. При этом эффективная горизонтальная длина скважины (отрезок, пронизывающий нефтенасыщенный пласт, не задевающий окружающие породы) достигает 90%, что выше средних показателей даже при меньшей длине горизонтального ствола. Полученный на скважине дебит – более 135 т/сут., что приблизительно на треть превосходит результаты, полученные на горизонтальных скважинах с меньшим количеством стадий ГРП. Бурение горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП (МГРП) позволяет расширить площадь разработки продуктивного пласта, повысив дебит скважин, пробуренных в отложениях с низкой проницаемостью и относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). «Газпром нефть» приняла программу работ с этой категорией запасов в 2012 году, в планах компании – вовлечение в разработку 60 млн т трудноизвлекаемых запасов до 2015 года, а к 2020 году этот показатель должен увеличиться до 300 млн т. Осуществление МГРП на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» позволило предприятию значительно увеличить объем производства по итогам первого полугодия 2013 года по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 6% – до 4,4 млн т. Всего за полугодие было введено в эксплуатацию 57 новых скважин, из которых 40 горизонтальных с применением МГРП. «Газпром нефть» использует МГРП на семи месторождениях и изучает целесообразность внедрения этого метода на других участках.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТИ

Gazprom Neft Completes 10-Stage Hydraulic Fracturing Operation

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

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#10 October 2013

PPG Industries Launches New Application of PITT-CHAR®XP for PFP Market

Новый метод использования материала PITT-CHAR®XP для рынка пассивного огнезащитного покрытия

PPG Industries has announced the launch of a new application of PITT-CHAR®XP. PITT-CHAR XP is a flexible epoxy-based intumescent passive fire protective (PFP) coating suitable for environments where exterior durability and corrosion resistance are required. It utilises established technologies to prevent steel structures from heating up rapidly in the event of a fire by providing insulative protection against high temperatures.

The product can also be used as an insulative method of protecting structural steel from exposure to the extremely cold temperatures that can result in the event of a cryogenic liquid spill, a feature that is of particular interest to the LNG market.

To protect against hydrocarbon fire where environmental temperature can increase up to 1,100 C (2,000 F) almost immediately, PITT-CHAR XP is applied at a thickness of 4 to 25 mm (0.16-0.98 in.). When exposed to fire, the epoxy PFP coating protects the underlying steel from rapid heating by expanding and forming a ceramic-like layer of char which will be up to six times as thick as the original coating, insulating the steel against high environmental temperatures.

Компания PPG Industries объявила о новой области применения материала PITT-CHAR®XP. PITT-CHAR XP- это гибкое вспучивающееся пассивное огнезащитное покрытие на основе эпоксидной смолы, подходящее для условий, где требуется высокая стойкость к атмосферному воздействию и устойчивость против коррозии. В нем используются проверенные технологии для предотвращения быстрого нагрева стальных структур в случае загорания, что обеспечивается изоляционной защитой от высоких температур. Данный продукт может использоваться также как изоляционное покрытие для защиты стальных конструкций от воздействия экстремально низких температур, которое может наблюдаться в случае разлива криогенной жидкости, что представляет особый интерес для рынка СПГ. Для обеспечения защиты против возгораний углеводородов, при которых окружающая температура может почти мгновенно достичь 1 100 °C (2 000 °F), материал PITT-CHAR XP наносится толщиной от 4 до 25 мм (0,16-0,98 дюйма). При воздействии огня, пассивное огнезащитное покрытие на основе эпоксидной смолы защищает находящуюся под ним сталь от быстрого нагрева за счет вспучивания и образования обуглившегося слоя, подобного керами-

SPE Moscow Section Announces November Workshops Technical Workshop dedicated to the Bazhenov and other unconventional resources in Russia.

Nov. 6, 2013, Moscow, Russia. Registration deadline – Oct. 30, 2013.

The Workshop participation is for SPE members only and free of charge.

Topics covered: ● Origins and Predictions of Sweet Spots ● Economic Risk and Reserves Calculation ● Geology and Petrophysics ● Drilling and Well Construction Approach ● Unconventional Well Completion and Production ● Lessons Learned from Bazhenov formation and other Russian UR projects Details available at http://www.spe-moscow.org/ 3rd SPE Workshop “Waterflood Optimization on Mature Fields” Nov. 26-28, 2013, Tyumen Hotel, 46 Ordzhonikidze Street, Tyumen, Russia.

Registration deadline – Nov. 15, 2013 Nov. 26, 2013 – Training Course “Waterflood: Key Focus Areas”

by Shell experts. The course is run in conjunction with workshop.

Details available at http://www.spe.org/events/13atyu/ Should you have any questions about registration and participation with reports, please, contact SPE Moscow representatives by phone at +7 495 268 0454 or email spemos@spe.org

Московская секция SPE анонсирует ноябрьские семинары Технический семинар, посвященный вопросам разработки баженовской свиты и других нетрадиционных запасов в России 6 ноября 2013 года, Москва. Регистрация открыта до 30 октября 2013 года. Участие в семинаре бесплатное и только для членов SPE. Семинар будет посвящен: ● Происхождению и прогнозированию наиболее перспективных объектов; ● Экономическим рискам и подсчету запасов; ● Геологии и петрофизике; ● Бурению и строительству скважин; ● Заканчиванию скважин и добыче; ● Опыту разработки баженовской свиты и другим проектам по разработке нетрадиционных запасов в России. Подробная информация на сайте http://www.spe-moscow.org/ru/ 3-я Техническая конференция SPE «Оптимизация заводнения на зрелых месторождениях» 26-28 ноября 2013 года, Россия, Тюмень, отель «Тюмень». Регистрация открыта до 15 ноября 2013 года.

26 ноября 2013 года в рамках конференции экспертами компании Shell проводится тренинг-курс по теме «Заводнение: ключевые направления». Подробная информация на сайте http://www.spe.org/events/13atyu/ По вопросам регистрации и участия с докладами обращайтесь, пожалуйста, в московский офис SPE по тел. +7 495 268 0454, либо электронной почте spemos@spe.org

12

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

In the case of a cryogenic liquid spill, temperatures can suddenly drop down to -162 C (-260 F) meaning that any insulation system protecting the steel needs to withstand these extremely low temperatures without becoming brittle and failing.

Wanner Int. Proposed Mechanical Speed Adjustment for Hydra-Cell Metering Pumps Wanner International has introduced a range of mechanical speed variators for manually adjusting the rotational speeds and output flows of its Hydra-Cell metering pumps. These pumps are used in oil and gas production for injecting chemicals such as acids and bases, amine gas sweeteners, oxygen scavengers, polymers and proprietary chemicals into process streams.

Because Hydra-Cell pumps are true positive displacement pumps, flow rate is directly proportionate to input shaft rpm and virtually independent of system discharge pressures. Very precise and repeatable, infinite adjustment of shaft speed is achieved from almost zero rpm, through a simple manual adjust hand wheel. It transmits its highest torque from speed zero, is adjustable in operation and at rest and exhibits linear setting characteristics.

The Wanner mechanical speed variator is ideal for use in explosive environments and is ATEX certified for zones 1 and 21, completely removing the need for complex and costly external ATEX control.

Unlike friction type variators, the Wanner mechanical speed variator operates on the elasto-hydrodynamic principle, producing output torque by means of a traction fluid. This removes the possibility of mechanical slippage between input and output.

Long life, high reliability Wanner mechanical speed variators are available for all Hydra-Cell Metering pump from P200 to P600 and compatible motors are also offered.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Dual-performance cryogenic spill protection coating protects against extremely high and low temperatures in marine and industrial environments ● Защитное покрытие двойного действия для случаев разлива криогенной жидкости обеспечивает защиту от экстремально высоких и низких температур в морских условиях и в производственной среде

ческому материалу, толщина которого может в шесть раз превышать толщину первоначального покрытия, при этом обеспечивается защита стали от высоких окружающих температур. В случае разлива криогенной жидкости, температура может резко упасть до -162 °C (-260 °F), при этом требуется, чтобы любая защищающая сталь изоляционная система выдерживала бы такие экстремально низкие температуры, не становясь хрупкой и не разрушаясь.

Компания Wanner Int. предложила механическую регулировку скорости дозировочных насосов Hydra-Cell Компания Wanner International выпустила ряд механических вариаторов скорости для ручной регулировки скорости вращения и подачи дозировочных насосов HydraCell, выпускаемых этой компанией. Эти насосы используются в нефтегазодобыче для закачивания таких химикатов, как кислоты и щелочи, аминовые сероочистители газа, раскислители, полимеры и химикаты собственной разработки в производственные потоки. Так как насосы Hydra-Cell – это поршневые насосы, их производительность прямо пропорциональна скорости вращения ведущего вала и практически не зависит от давления на выходе системы. Очень точное и бесконечно повторяемое регулирование скорости вращения вала от почти 0 оборотов в минуту осуществляется с помощью простого ручного маховика. Он передает наиболее высокий крутящий момент от нулевой скорости, может регулироваться в процессе работы и в неподвижном состоянии, а также имеет линейные характеристики регулирования. Механические вариаторы скорости компании Wanner идеальны для использования во взрывоопасных условиях, сертифицированы по директиве ATEX для зон 1 и 21, что полностью избавляет от необходимости проведения сложного и затратного внешнего контроля ATEX. В отличие от фрикционных вариаторов, работа механических вариаторов скорости компании Wanner основана на упруго-гидродинамическом принципе, производя выходной крутящий момент с помощью жидкости, создающей гидравлическое усилие. Это устраняет возможность механического проскальзывания между подачей и выходом. Высоконадежные, имеющие большой срок службы механические вариаторы скорости компании Wanner предлагаются для всех дозировочных насосов Hydra-Cell от P200 до P600; предлагаются также совместимые с ними двигатели.

SOURCE / ИСТОЧНИК: WANNER

SOURCE / ИСТОЧНИК: PPG

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

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

13

#10 October 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Yokogawa Releases SENCOM Platform Products

YOKOGAWA выпустила новые продукты на основе платформы SENCOM

Yokogawa Electric Corporation announces the August 16 release of the new SENCOM platform product series for the digital measurement of pH and ORP. This will join an existing lineup of quality pH/ORP solutions that includes the FLXA21 two-wire* pH/ORP-transmitter. With the release of the SENCOM platform products, Yokogawa will bring pH and ORP measurement into the digital era.

The SENCOM platform initially consists of a SENCOM module, the FU20F pH/ORP SENCOM sensor, a SENCOM cable, and the SPS24 SENCOM PC software. The installation of a SENCOM module in an FLXA21 transmitter will give it the powerful digital signal processing capabilities required to work together with the new SENCOM sensors.

Like its predecessor, the FU20F pH/ORP SENCOM sensor is a general purpose sensor that is suitable for a wide range of applications. The FU20F can store digital data and be calibrated using the SPS24 SENCOM PC software and/ or the FLXA21. With these SENCOM platform products, our customers will be able to reduce the amount of maintenance work that needs to be performed on-site, thereby improving efficiency and reducing costs.

16 августа Yokogawa Electric Corporation объявила о выпуске новой серии продуктов на основе платформы SENCOM для цифровых измерений pH и ORP. Они дополнят линейку качественных решений по pH/ORP, включающую в себя двухпроводной датчик pH/ORP FLXA21*. С появлением новой серии продуктов на основе платформs SENCOM, YOKOGAWA выведет измерения pH и ORP в эру цифровых технологий. Платформа SENCOM состоит из модуля SENCOM, датчика FU20F pH/ORP SENCOM, кабеля SENCOM и программного обеспечения (ПО) SPS24 SENCOM. Установка модуля SENCOM на датчик FLXA21 обеспечит его мощным механизмом обработки цифрового сигнала, необходимого для работы с новыми датчиками SENCOM. Как и его предшественник, датчик FU20F pH/ORP SENCOM является датчиком общего назначения для различных областей применения. FU20F может хранить цифровую информацию и быть откалиброван с использованием ПО SPS24 SENCOM и/или FLXA21. С данными продуктами на основе платформы SENCOM заказчики Yokogawa смогут снизить объем работ по обслуживанию на площадке, тем самым повысив эффективность и снизив затраты.

Development Background Liquid analyzers are used in the oil, petrochemical, iron and steel, electric power, and water supply and wastewater treatment industries to control the quality of raw materials and products, monitor reactions, and manage the wastewater treatment process. The properties of certain solutions may cause damage to or foul the sensors in these analyzers and thus adversely affect measurement accuracy, so sensor calibration is required on a regular basis. However, conditions vary and it is not always safe or convenient to perform the calibration work on-site, which usually requires a converter to store data and the use of

14

История разработки Анализаторы жидкостей используются в нефтяной, нефтехимической промышленности, в металлургии, энергетике, водоснабжении и водоочистке, для контроля качества сырья и продукции, отслеживания реакций и управления процессами очистки. Химические свойства некоторых жидкостей могут повредить или засорить чувствительные элементы анализаторов и, как следствие, сильно повлиять на точность измерений. По этой причине необходима регулярная калибровка датчиков. Однако условия эксплу-

Decision-making at Drilling Sites Is Becoming Easier

Принимать решения на буровых стало проще

Specialists of the Department of Information Technologies of Mirrico Group developed alpha software MBS Engineer (Automated Workstation for drilling mud engineer). Using this software, a drilling mud engineer monitors daily mud losses on the surface and downhole, ESP operation and the efficiency of wellbore cleaning, which enables him to promptly make decisions regarding further actions.

This software product enabled them to put together daily and final reports on well drilling; reports on drilling mud parameters, drilling operations, tangible assets movement, etc. The software has found successful application for automation of technological and business processes in the company services, and also divisions of other companies: Sibirskaya Servisnaya Кompaniya, and Belorusneft.

At present, the Mirrico Group of companies is working on the second version of the software, upgraded and extended according to the requests of users. The new version will provide for distinct division of areas of responsibility by the following

Специалистами департамента информационных технологий Группы компаний «Миррико» разработана альфа-версия программного обеспечения MBS Engineer («Автоматизированное рабочее место инженера по буровым растворам»). С помощью программы инженер по буровым растворам ежедневно отслеживает потери раствора на поверхности и в скважине, контролирует ЭЦП и эффективность очистки ствола скважины, что позволяет ему своевременно принимать решения о дальнейших действиях. Продукт позволяет формировать суточную и итоговую отчетности по скважине, отчеты по параметрам буровых растворов, буровых операций, движению ТМЦ и пр. Программа нашла успешное применение для автоматизации технологических и бизнес-процессов внутренних служб, а также подразделений других компаний: ЗАО «Сибирская Сервисная Компания», РУП «ПО «Белоруснефть». В настоящее время в ГК «Миррико» ведется работа над второй версией программного обеспечения, модернизированной и дополненной согласно пожеланиям пользователей. В новой версии будет предусмотрено четкое разграничение зоны ответственности по

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

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

SOURCE / ИСТОЧНИК: YOKOGAWA

атации могут быть очень разными, и непосредственно на площадке не всегда удобно и безопасно проводить калибровку, которая обычно требует использования преобразователей для хранения данных и стандартных калибровочных жидкостей. Поэтому существует потребность производить такую работу в более безопасных условиях и одновременно максимально уменьшить время простоя канала измерения.

Особенности продукта standard calibration solutions. There is a need to move this work to a safer location and also reduce measurement downtime.

Product Features 1. Better working conditions / reduced measurement downtime The FU20F pH/ORP SENCOM sensor is able to process digital signals and store digital information, including calibration data. Using either the SPS24 PC software or an FLXA21 transmitter, it can do offline calibration of these sensors in a laboratory, where working conditions are optimal. In addition, the ability to swap out the FU20F and replace it with a calibrated sensor on site will significantly reduce measurement downtime.

2. Quick and efficient calibration With the SPS24 software, it will be possible to simultaneously calibrate up to four SENCOM sensors, significantly shortening calibration time.

3. Efficient data management The SPS24 software features an integrated database capable of storing data for up to 100 SENCOM sensors. This enables predictive maintenance, allowing service staff to identify when sensor maintenance and/or replacement is required. In addition, there is no longer the need to go onsite to obtain the data stored on a converter.

functions: engineer-technologist (MBS Technologist), developing the well cleaning program; drilling mud engineer (MBS Engineer); and a manager (MBS Administrator), all keeping an integrated database functioning also as a knowledge management system.

Application of this integrated software package will make it possible to cut down labor costs due to automation of operations and generation of documentary reports by drilling mud engineers and technologists, reduce operational risks (record of tangible assets movement, decision-making support, and work quality monitoring), and also perform analysis and modeling of technological processes by means of accumulation and structuring of information on the serviced facilities. Probability of computational errors is reduced to zero.

The software package is unique as it is the only informational product for drilling mud engineers which was developed not by a software company, but by a service company. The main goal set to the software developers was to improve the efficiency of operations of the company’s personnel. It is also possible to integrate this software package with the Customer’s ERP-system.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1. Более удобные условия проведения работ / снижения простоя измерительного канала Датчик FU20F pH/ORP SENCOM может вести обработку цифрового сигнала и хранить цифровые данные, включая данные калибровки. Используя программу SPS24 или датчик FLXA21, можно производить калибровку этих датчиков из лаборатории, где для этого обеспечены оптимальные условия. Также возможность быстрой замены FU20F на откалиброванный датчик прямо на месте сильно снизит время простоя.

2. Быстрая и эффективная калибровка Используя ПО SPS24, можно одновременно калибровать до четырех датчиков SENCOM, существенно снижая требуемое на это время.

3. Эффективное управление данными ПО SPS24 использует интегрированную базу данных с возможностью хранения цифровой информации для 100 датчиков SENCOM. Это позволяет проводить превентивное обслуживание, позволяющее персоналу заблаговременно определять потребность в обслуживании датчиков или в их замене. Также, более нет необходимости выходить на площадку для получения данных с преобразователя.

О платформе SENCOM Название SENCOM состоит из двух частей: “SENsors (датчики) и COMmunication (связь)”, акцентируя внимание на возможности датчиков хранить цифровые данные.

ролям: инженера-технолога (MBS Technologist), разрабатывающего программу промывки скважины, инженера по буровым растворам (MBS Engineer) и руководителя (MBS Administrator), с ведением единой базы данных, функционирующей в том числе как система управления знаниями. Применение такого интегрированного программного комплекса позволит снизить трудозатраты за счет автоматизации работ и формирования документальной отчетности технологов и инженеров по буровым растворам, сократить операционные риски (учет движения материальных ценностей, поддержка принятия решений, мониторинг качества работ), а также осуществлять анализ и моделирование технологических процессов за счет аккумуляции и структурирования информации об обслуживаемых объектах. Вероятность возникновения ошибок при расчетах сведена к нулю. Уникальность программного комплекса заключается в том, что он является единственным российским информационным продуктом для инженеров по буровым растворам, разработанным не софтверной, а сервисной компанией. Основной целью, поставленной перед разработчиками программы, было повышение эффективности работы собственного персонала. Программный комплекс возможно интегрировать и с ERP-системой заказчика. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

15

#10 October 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ About SENCOM SENCOM comes from the phrase “SENsors with COMmunication,” which emphasizes the data storage capability of these sensors. Yokogawa Electric Corporation and its subsidiary Yokogawa Europe B.V. (headquartered in the Netherlands), have jointly developed the SENCOM platform for their customers to increase maintenance efficiency and reduce cost of ownership.

Following the introduction of the FU20F, which is the first sensor to be offered based on the SENCOM platform, Yokogawa will expand the SENCOM series lineup by adding products that support four-wire liquid analyzers and thereby widen the scope of measurement.

Yokogawa Electric Corporation и ее европейский филиал Yokogawa Europe B.V. (со штаб-квартирой в Нидерландах) консолидированными усилиями создали платформу SENCOM, чтобы наши заказчики смогли повысить эффективность обслуживания и снизить эксплуатационные затраты. После выведения на рынок FU20F, который является первым датчиком на основе платформы SENCOM, YOKOGAWA будет расширять линейку SENCOM продуктами, которые обслуживают четырехпроводные анализаторы жидкости, тем самым расширяя масштаб измерений.

Основные целевые рынки Для производств нефтехимической промышленности, металлургии, энергетики, водоснабжения и водоочистки.

Major Target Markets Process industries such as oil, petrochemicals, iron and steel, electric power, and water supply and wastewater treatment.

Applications ● Monitoring the quality of treated wastewater and neutralized water ● Controlling the concentrations of liquid infusion systems *A two-wire system feeds power and transmits signals through a pair of cables, reducing wiring costs.

Tatneft Receives Award for Enhanced Oil Recovery Methods Tatneft took part in the contest for the best exhibit, project or solution at the XX International Exhibition Oil and Gas. Petrochemicals 2013 and won the Grand Prix in the "Enhanced Oil Recovery" nomination for the engineering development and introduction of KSKTatneft acid-stimulating compositions.

Modified KSK compounds developed by TatNIPIneft experts have been designed to stimulate production of crude oil from the wells exploiting carbonate reservoirs of porous, fractured, cavernous types, and their various combinations, as well as clastic reservoirs. They increase the permeability of the bottomhole zone and that of remote intervals.

The complex of acid stimulating compositions KSKTatneft is designed to enhance the treatment efficiency of carbonate and clastic productive oil reservoirs. KSK compositions are a series of versatile, multi-purpose acidic formulations (PAKS, PAKS-1, KSK-1, KSMD, KSMD -1, GKK, GKK-1) with improved process properties.

The formulations of KSK have a broad range of technological and physicochemical properties.

Depending on the desired reservoir stimulation it is possible to flexibly select the most effective formulations of KSK and combinations thereof for application in each hole. This provides for a high technical and economic efficiency of these compounds application.

KSK compositions (formulations options) are the intellectual property of JSC TATNEFT and they are protected

by RF patent No. 2308475 for the invention.

16

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

Области применения ● Контроль качества очистки/обеззараживания воды ● Управление концентрацией систем впрыска/добавления жидкостных компонентов *Двухпроводная система подает питание и сигналы данных через кабельную пару, снижая затраты на проводку.

«Татнефть» наградили за лучше технологии ПНП За разработку и внедрение в производство кислотных стимулирующих композиций «КСК-Татнефть» по итогам конкурса на SOURCE: TATNEFT / ИСТОЧНИК: ТАТНЕФТЬ лучший экспонат, проект или техническое решение XХ Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия-2013» «Татнефть» удостоена Гран-при в номинации «Повышение нефтеотдачи пластов». Модифицированные составы КСК, разработанные специалистами ТатНИПИнефть, предназначены для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы порового, трещиноватого, кавернозного типов и их разнообразных сочетаний, а также терригенные пласты. Они увеличивают проницаемость призабойной зоны и удаленных интервалов. Комплекс кислотных стимулирующих композиций «КСК-Татнефть» предназначен для повышения эффективности обработки карбонатных и терригенных продуктивных нефтяных пластов. Составы КСК – это ряд универсальных, многоцелевых кислотных рецептур (ПАКС, ПАКС-1, КСК-1, КСМД, КСМД-1, ГКК, ГКК-1) с улучшенными технологическими свойствами. Рецептуры КСК обладают широким спектром технологических и физико-химических свойств. В зависимости от целевого воздействия на пласт можно гибко подбирать наиболее эффективные рецептуры КСК и их комбинации на каждой скважине. Это обеспечивает высокую технико-экономическую эффективность применения данных составов. Составы (варианты рецептур) КСК являются объектом интеллектуальной собственности ОАО «Татнефть» и защищены патентом РФ № 2308475 на изобретение.

Oil&GasEURASIA

UNCONVENTIONAL RESOURCES

U.S. Shale Revolution and Prospects for Development of Unconventional Oil and Gas Resources in Russia

Сланцевая революция США и перспективы освоения нетрадиционных ресурсов нефти и газа России PHOTO / ФОТО: CHESAPEAKE

Mikhail Tolkachev, Vladimir Tolkachev

E

xtraction of mineral resources is developing at a fast pace, having doubled during the last decade. This results in a depletion of the fields located in developed areas and areas where the geology is favorable. As a result, people ponder more and more the problem of longterm supply of fuel, energy and mineral stock.

The search for oil and gas fields, ore of black, non-ferrous and precious metals, diamonds, uranium, gold, and other raw materials, is occuring globally both onshore and offshore, and in ever more challenging geographic and climatic environments. The depths of open pit copper and gold strip mines in the United States have now reached 1,200 meters (Bingham Canyon); some mines are close to a depth of four kilometers (TauTona gold ore mine, South Africa); on the Kola Peninsula, in Russia, a super-deep vertical well has been drilled to a depth of 12,262 meters. Horizontal wells offshore Sakhalin are of lengths comparable with the Kola well.

Oil and gas wells on the seabed are drilled through water several kilometers deep.

Ever increasing demand for mineral resources and new advances in science and technology now make it possible to develop new resources cost-efficiently

18

Михаил Толкачев, Владимир Толкачев

Д

обыча полезных ископаемых развивается высокими темпами. За последние 10 лет она практически удвоилась. Это вызывает истощение месторождений, расположенных в освоенных районах, залегающих в благоприятных горно-геологических условиях, и заставляет все чаще задумываться над проблемой долгосрочного обеспечения экономики топливно-энергетическим и минеральным сырьем. Поиски месторождений нефти и газа, руд черных, цветных и благородных металлов, алмазов, урана и золота, а также других видов природного сырья производятся сегодня практически на всех континентах, на шельфе и дне Мирового океана. Их разработка все чаще осуществляется в экстремальных географических и климатических условиях. Глубина карьера для открытой добычи меди и золота достигла уже 1 200 м (Каньон Бингхем, США), отдельные шахты подошли к рубежу в 4 км (золоторудная шахта Таутон, ЮАР), Кольская вертикальная скважина в России пробурена на глубину 12 262 м. Соизмеримую с ней длину горизонтальных стволов достигли скважины сахалинских нефтегазовых проектов. Бурение на нефть и газ в морях и океанах проводится сквозь толщу воды в несколько километров.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

AUTHORS’ BIOS / ОБ АВТОРАХ Mikhail Tolkachev works as adviser at NAC company. He is the Honored Geologist of Russia, holds a Ph.D in Economics and is the Candidate of Geological Sciences.

He graduated cum laude from the State Polytechnic University in Tomsk, and obtained his Master’s degree in Mining and Geology, as well as a Master’s degree in Economics, earning his diploma with honors at the Academy of National Economy.

Mikhail Tolkachev worked as deputy geology minister in the Soviet government, and was also deputy natural resources minister in the Russian government. During his career, he also served as Rosneft vice president and represented Russia as the cochairman of the Chernomyrdin-Gore Commission.

Vladimir Tolkachev is the general manager of NAC company and Vympelneft Plc. He was born in 1974 in Arkhangelsk. He majored at Geology and Geophysics Dept. of the Gubkin Russian Oil and Gas University. Vladimir completed his Master’s degree at the Moscow Institute of Modern Business, and received his MBA at the Sam Houston State University (Huntsville, Texas, U.S.A.). He earned his Candidate of Economic Sciences* degree (Marketing of Oil and Petroleum Products) at the Gubkin Russian Oil and Gas University. *A Russian academic title. In the United States the Doctor of Sciences and Candidate of Sciences degrees in mathematics, physics, chemistry, biology, and other sciences may be recognized by some universities as an equivalent to PhD.

Михаил Толкачев – cоветник в компании НАК, заслуженный геолог России, доктор экономических наук, кандидат геологических наук. С отличием окончил Томский государственный политехнический университет, магистр наук в области горного дела и геологии, а также магистр наук в области экономики (с отличием окончил Академию народного хозяйства). Михаил Толкачев работал заместителем министра геологии СССР, заместителем министра природных ресурсов РФ, вице-президентом НК «Роснефть». Был сопредседателем Комиссии Гора – Черномырдина с российской стороны. Владимир Толкачев – генеральный директор компании НАК и ООО «НК Вымпелнефть». Родился в 1974 году в Архангельске. Выпускник факультета геологии и геофизики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, окончил магистратуру Московского института современного бизнеса, а также Государственный университет им. Сэма Хьюстона (Хантсвиль, Техас, США) с присвоением квалификации магистра бизнес-администрирования (МБА). Кандидат экономических наук (маркетинг нефти и нефтепродуктов) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

whereas, in the past, such development was impossible. We call these new resources "unconventional".

They include various types of fuel and energy resources – extra-heavy crude oil; bituminous rocks; methane in coal, methane dissolved in subsurface waters, occurring in gas-hydrate state; and also numerous types of solid commercial minerals and mineral waters. Among these are: ferromanganese concretions in the ocean (complex feedstock for production of manganese, iron, nickel, copper, cobalt, vanadium, chrome, titanium, molybdenum, etc.), marine phosphate rock concretions, nonkimberlite diamonds, vanadium-containing oils, bitumen having commercial content of titanium, zirconium, uranium, tin and gold placers of the shelf zone. There are also various types of salt brines and mineral neo-formations in deep faults on the sea bed, and many others.

Following the improvement of knowledge on the geological structure of the Earth, under the influence of demand and scientific and technological achievements, not only the amount of mineral resources involved into production, but their variety is increasing steadily every year. Vladimir Lenin* called attention to the objective character of this process and stated: “Not only the discovered sources of raw materials are important for the financial capital, but also potential sources, as nowadays the technology is developing at a great rate, and lands, which are unusable today, could become usable tomorrow, provided new techniques are found, and if high capital investments are made. The same refers to exploration of mineral resources, to new methods of processing and utilization of various raw materials, etc.”

In application to oil and gas production, hydraulic fracturing of the productive bed became a new revolutionary method of oil and gas production stimulation.

Russia still possesses significant resources of oil, which amount approximately to one tenth of the world reserves. According to information of the Russian Minister of Natural Resources and Ecology Sergei Donskoi, as of the beginning of 2012, oil reserves discovered in the commercial categories А, В and С1 were 17.8 billion tons and the reserves preliminarily estimated in С2 category were 10.9 billion tons.

Рост потребностей в минеральном сырье и современный уровень развития науки и техники создали условия для рентабельного использования новых ресурсов, которые ранее учитывались лишь для отдаленной перспективы. С недавних пор они получили наименование нетрадиционных (альтернативных, необычных) ресурсов. К ним относятся различные виды топливноэнергетических ресурсов – тяжелая высоковязкая нефть, битуминозные породы, метан, содержащийся в углях, растворенный в подземных водах, залегающий в газогидратной форме, а также многочисленные виды твердых полезных ископаемых и минеральных вод. В их числе железо-марганцевые конкреции Мирового океана (комплексное сырье для получения марганца, железа, никеля, меди, кобальта, ванадия, хрома, титана, молибдена и др.), морские конкреции фосфоритов, некимберлитовые алмазы, ванадийсодержащие нефти, битумы с промышленным содержанием титана, циркония и урана, оловянные и золотоносные россыпи шельфовой зоны, а также различные виды рассолов и минеральных новообразований глубинных разломов морского дна и многие другие. По мере совершенствования знаний о геологическом строении Земли, под воздействием спроса и достижений научно-технического прогресса ежегодно неуклонно увеличивается не только масса вовлекаемых в производство полезных ископаемых, но и увеличивается их ассортимент. На объективный характер этого процесса обращал внимание Владимир Ленин*, который писал: «Не только открытые уже источники сырья имеют значение для финансового капитала, но и возможные источники, ибо техника с невероятной быстротой развивается в наши дни, и земли, непригодные сегодня, могут быть сделаны завтра пригодными, если будут найдены новые приемы, … если будут произведены большие затраты капитала. То же относится к разведкам относительно минеральных богатств, к новым способам обработки и утилизации тех или иных сырых материалов и пр.». В приложении к нефтегазодобыче таким новым революционным приемом интенсификации притока газа и нефти стал гидроразрыв продуктивного пласта. Россия по-прежнему обладает значительными ресурсами нефти, которые составляю примерно десятую часть

* Vladimir Lenin. Complete works, Volume 27, p. 381

* В.И. Ленин, Полное собрание сочинений, т. 27, с. 381

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

19

UNCONVENTIONAL RESOURCES

#10 October 2013

Therefore in 2012, production of oil with gas condensate in Russia amounted to 518 million tons, which is 1.3 percent more than in 2011. The main contribution to the oil production increase was made by the development of new fields: Vankor field in the Krasnoyarsk Territory; Verkhnechonskoye field in the Irkutsk region; Talakanskoye and Alinskoye fields in Yakutia; and fields of the Uvat group in the Tyumen region. Rosneft is the leader among the Russian oil-producing companies (122 million tons), followed by LUKOIL (84.6 million tons) and TNK-BP (72.9 million tons).

At the same time, initial oil reserves have been already depleted to a significant degree, for example, in the UralVolga region – by more than 70 percent production rates of oil wells, dropped on average to the level of 10 tons per day, and the water cut of the produced oil is close to 80 percent. The share of difficult-to-recover reserves is steadily growing, and it currently ranges between 30 to 65 percent in the main oil producing regions.

Undiscovered gas resources in Russia, are estimated at 164 trillion cubic meters (including approximately 64 trillion cubic meters of gas offshore). Discovered reserves of natural gas are 48.8 trillion cubic meters, including 6 trillion cubic meters offshore (approximately one-third of the global reserves).

Gas production in 2012 was 655 billion cubic meters, with Gazprom accounting for 73 percent (478.8 billion cubic meters) of this amount. NOVATEK, the largest independent operator, in 2012 produced 57.32 billion cubic meters, which is 7.1 percent more than in 2011. Gazprom expects that in 2013, its production will reach 495.7 billion cubic meters.

The structure of gas reserves in Russia is more favorable compared to oil reserves. However, the share of complex gas pools and hard-to-recover resources is also increasing. The main gas fields of West Siberia (Urengoyskoye, Medvezhye and Yamburgskoye) are already depleted by 65-75 percent and have reached the stage of declining production.

Under current conditions, Russia can no longer ignore the results of the shale revolution which took place in the United States. Declarations of Gazprom’s top managers who stated traditional gas resources would be sufficient for long-term production development, attract serious criticism and demand a revision of the obsolete concepts, on the cost effectiveness of hardto-recover reserves.

On March 25, 2010, the State Duma Energy Committee held a round table on “Prospects for

мировых запасов. По сообщению министра природных ресурсов и экологии Сергея Донского, по состоянию на начало 2012 года разведанные по промышленным категориям А, В и С1 запасы нефти составляли 17,8 млрд т и предварительно оцененные по категории С2 – 10,9 млрд т. На этой базе в 2012 году добыча нефти с конденсатом в России составила 518 млн т, что на 1,3% выше, чем в 2011 году. Основной вклад в положительную динамику добычи нефти внесла разработка новых местрождений в Красноярском крае – Ванкорского, в Иркутской области – Верхнечонского, в Республике Якутия – Талаканского и Алинского, на юге Тюменской области – месторождений Уватской группы. Среди российских нефтедобывающих компаний на первом месте «Роснефть» (122 млн т), далее следуют компании «ЛУКОЙЛ» (84,2 млн т), ТНК-BP (72,9 млн т). Вместе с тем, начальные запасы нефти уже в значительной мере выработаны, в том числе, например, в Урало-Поволжье – более, чем на 70%. Дебиты нефтяных эксплуатационных скважин опустились в среднем до 10 т в сутки, обводненность добываемой продукции близка к 80%. Постоянно возрастает доля трудно извлекаемых запасов, составляющая в основных нефтедобывающих районах от 30 до 65%. Прогнозные ресурсы газа оцениваются в России в 164 трлн м³ (из них на шельфе – около 64 трлн м³). Разведанные запасы природного газа составляют 48,8 трлн м³, в том числе на шельфе – 6 трлн м³ (примерно треть мировых запасов). Добыча газа в 2012 году составила 655 млрд м³. В их числе на долю «Газпрома» приходится 73% (478,8 млрд м³). Крупнейший из независимых операторов – компания «НОВАТЭК»в 2012 году добыла 57,32 млрд м³, что на 7,1% больше, чем в 2011 году. «Газпром» прогнозирует, что в 2013 году его добыча увеличится до 495,7 млрд м³. Структура запасов газа в России более благоприятная, чем у нефти. Однако, и здесь нарастает доля сложно построенных залежей и трудно извлекаемых ресурсов. Основные газовые месторождения Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское) выработаны на 65-75% и вошли в стадию падающей добычи. В сложившихся условиях Россия уже не может (как это было раньше) игнорировать итоги произошедшей в США сланцевой революции. Заявления руководителей «Газпрома» о том, что для развития добычи на перспективу в России достаточно традиционных ресурсов газа подвергаются серьезной критике и требованиями пересмотра устаревших представлений о рентабельности трудно извлекаемых запасов.

25 марта 2010 года Комитет Государственной Oil Production by Russia’s Largest Oil Companies in 2012 (million tons) Думы по энергетике проДобыча нефти крупнейшими нефтяными компаниями России в 2012 году (млн т) вел круглый стол на тему «Перспективы освоения Rosneft / «Роснефть» 117,47 ресурсов сланцевого газа» и LUKOIL / ЛУКОЙЛ 84,62 по его итогам рекомендовал TNK-BP / ТНК-ВР 72,91 правительству РФ провести Surgutneftegaz / «Сургутнефтегаз» 61,41 оценку газосланцевого потенGazprom Neft / «Газпром нефть» 31,65 циала России, изучить переTatneft / «Татнефть» 26,31 довые технологии добычи Slavneft / «Славнефть» 17,86 сланцевого газа, определиться Russneft / «Русснефть» 13,87 с возможностью их внедрения Bashneft / «Башнефть» 15,44 в России, а также оценить вли0 20 40 60 80 100 120 яние добычи сланцевого газа

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РФ

20

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

Shale Gas Resources ● In March 2010, the State Duma Energy Committee recomDevelopment” and followmended that the government evaluate the country’s shale gas ing its results recommendpotential ed that the Russian govern● В марте 2010 года Комитет Госдумы по энергетике ment evaluate the country’s рекомендовал правительству провести оценку shale gas potential, to study газосланцевого потенциала России advanced technologies for shale gas production and determine the possibility of their implementation in Russia. There should also be an assessment of the impact of shale gas production in the United States and other regions, on the long-term gas export from Russia.

In October 2012, the significance of global changes taking place on the market of energy carriers, as a result of increase of the shale gas production in the United States, was recognized by Russian President PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ Vladimir Putin. He ordered the Energy Ministry to в США и в других регионах на перспективные экспортные update the general plan of the gas sector development поставки газа из России. in the period till 2030 and consider the possibility of В октябре 2012 года серьезность глобальных изменеcost-effective development of hard-to-recover hydro- ний на рынке энергоносителей, происходящих в результате carbon resources. роста объемов добычи сланцевого газа в США, признал преAt present, commercial production of shale gas is зидент России Владимир Путин. Он поручил Министерству realized only in the U.S. and Canada. In 2011, 194 billion энергетики соответственно уточнить генеральную схему cubic meters of shale gas was produced in the U.S. (that развития газовой отрасли до 2030 года и рассмотреть возwas one-third of the total amount of gas production in можность эффективной разработки трудноизвлекаемых the country). In 2012, shale gas production reached 260 ресурсов углеводородного сырья. billion cubic meters. Промышленная добыча сланцевого газа сегодня проNow over 40 percent of natural gas consumed водится пока только в США и Канаде. В 2011 году в США in the U.S. is produced from unconventional sources было добыто 194 млрд м³ (это составляло треть общего объ(gas-bearing shales, low-permeable sandstones, and ема добычи газа в стране). В 2012 году добыча сланцевого coal beds). The resources of only five explored gas fields газа выросла до 260 млрд м³.

(Marcellus in Pennsylvania, Barnett and Woodford in Ныне более 40% потребляемого в США природного Texas, Fayetteville and Haynesville in Louisiana) are газа добывается из нетрадиционных источников (газоносestimated in the amount of more than 17 trillion cubic ных сланцев, слабо проницаемых песчаников, угольных meters. пластов). Ресурсы только пяти из разведанных месторожFollowing the United States, other countries also дений газа (Марселлус в Пенсильвании, Барнетт и Вудфорд started development of shale hydrocarbon reserves. в Техасе, Фейетвилл и Хейнсвилл в Луизиане) оцениваются China seems to be the most promising country of Asia более чем в 17 трлн м³. in respect of shale gas. Among the neighbors of Russia, Вслед за США разработкой сланцевых запасов углеUkraine has moved forward in this area farther than водородного сырья начали заниматься другие страны. В the rest, and issued licenses to ExxonMobil, Shell and Азии наиболее перспективной на сланцевый газ страной Chevron for shale gas exploration, on the territory of является Китай. Из соседних с Россией гоударств наиболее the Kharkov, Donetsk and Lvov regions. On Oct. 25, продвинулась в этой сфере Украина, выдавшая ExxonMobil, 2012, Shell started drilling its first gas wildcat in the low- Shell и Chevron лицензии на разведку сланцевого газа на permeable sandstone in the Kharkov region. On Jan. 24, территории Харьковской, Донецкой и Львовской областей.

2013 in Davos, in the presence of Ukrainian President 25 октября 2012 года Shell начала бурение первой поисViktor Yanukovych, Shell and Nadra Yuzovskaya compa- ковой скважины на газ в слабо проницаемых песчаниках ny, signed a production-sharing agreement for shale gas в Харьковской области. 24 января 2013 года в Давосе Shell production at the Yuzovsky block in the Donetsk region. и «Надра Юзовская» в присутствии президента Украины According to EIA data, total Ukrainian shale gas reserves Виктора Януковича подписали соглашение о разделе проare estimated at 1.2 trillion cubic meters. дукции при добыче сланцевого газа на Юзовском участке It is necessary to note that gas production from в Донецкой области. Отметим, что Управление энергетичеshale incurs a number of ecological risks, as it involves ской информации Минэнерго США (EIA) оценивает общие the necessity of the drilling of a large number of wells украинские запасы сланцевого газа в 1,2 трлн м³. and the injection of large volumes of water into the Необходимо отметить, что добыча газа из сланцев reservoir. This water is mixed with chemicals and spe- несет в себе ряд экологических рисков, т.к. связана с необНефть и ГазЕВРАЗИЯ

21

UNCONVENTIONAL RESOURCES

#10 October 2013

SOURCE/ИСТОЧНИК: EIA

cial materials, to hold fractures U.S. dry natural gas production (trillion cubic feet) formed in the process of hydrau- Добыча США сухого природного газа (трлн фут.3) lic fracturing open. In these cirHistory / Исторические значения Projections / Прогнозные значения 2011 cumstances a real danger of pol35 lution of subsurface and surface waters and territory arises.

In the U.S. the next stage of 30 shale revolution will focus on 25 shale oil.

The technology tested for Shale gas / Сланцевый газ shale gas production is now suc- 20 cessfully applied for oil production in the zone of Monterey 15 Non -associated offshore (California), Eagle Ford (Texas) Tight gas / Газ в плотных породах Свободный газ на шельфе and mostly in the zone of Bakken 10 (North Dakota). According to Alaska / Аляска Coalbed methane estimates of the U.S. Geological Метан угольных пластов 5 Associated with oil Survey, recoverable reserves of Попутный нефтяной газ Bakken oil amount to 4.3 billion Non-associated onshore / Свободный газ на суше 0 barrels.

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 It should be stressed that “shale interest” in the United States is gradually shifting from the zone of dry methane ходимостью бурения большого количества скважин и production to areas of promising wet gas and conden- закачкой в пласт больших объемов воды в смеси с химичеsate. Interest in the zones of evolution of the Utica Shale скими реагентами и материалами для фиксации трещиноand Eagle Ford Shale has increased. The Utica Shale ватости, создаваемой в процессе гидроразрыва пласта. При producing reservoir is located directly under the thick этом существует реальная угроза загрязнения подземных и deposits of gas-containing Marcellus shales (several поверхностных вод и территории. thousand feet deeper). В США вслед за сланцевым газом закономерно реалиThe expediency of transfer to shale oil is deter- зуется очередной нефтяной этап рожденной в США сланmined by the actual economic conditions. In 2012 at цевой революции. the American market, the price of Brent oil in dollars Технология, опробованная при добыче сланцевого per thermal unit turned out to be almost 12 times higher газа теперь успешно применяется для добычи нефти в than the gas price. This stimulated the transfer to devel- зоне Monterey (Калифорния), Eagle Ford (Техас) и, главным opment of the Utica Shale and Eagle Ford Shale, contain- образом, – в зоне Bakken (Северная Дакота). Геологическая ing wet gas and gas condensate. служба США оценивает технически извлекаемые запасы According to BP Energy Outlook 2030 data, shale нефти Баккена в 4,3 млрд барр. oil production in the United States in 2012 amounted Характерно, что «сланцевый интерес» в США постепенto 2.1 million barrels per day – a quarter of the total oil но смещается от зоны добычи сухого метана в области, перproduction. спективные на жирный газ и конденсат. Возрос интерес к According to ВР’s forecast, in 2013 the U.S. will зоне развития Utica Shale и Eagle Ford Shale. Продуктивный become the world’s largest producer of liquid fuel (oil коллектор Utica Shale расположен прямо под мощными and biofuel), leaving Russia and Saudi Arabia behind. залежами газосодержащих сланцев Marcellus (на несколько Shale oil production in China will reach 0.5 million bar- тысяч футов глубже). rels per day by 2030; Argentina and Columbia will also Целесообразность перехода к сланцевой нефти диктуachieve significant success. The total world reserves of ется реальными экономическими условиями. В 2012 году shale oil are estimated at 345 billion barrels. на американском рынке цена нефти марки Brent в доллаВР specialists think that Russia, whose presence at рах за тепловую единицу оказалась дороже газа почти в 12 the shale oil and gas market is now insignificant, will раз. Это стимулировало переход к разработке Utica Shale и also gradually increase the volume of their production. Eagle Ford Shale, содержащих жирный газ и газоконденсат.

The country has a sufficiently large resource base for По данным BP Energy Outlook 2030, добыча сланцевой that. According to EIA data, Russia has the world’s larg- нефти в США в 2012 году составляла 2,1 млн барр./сут – четest reserves of shale oil, amounting to 75 billion barrels верть общей нефтедобычи. (approximately 10 billion tons), with the United States По прогнозам ВР, в 2013 году США станет крупнейшим (58 billion barrels) and China (32 billion barrels) trail- производителем жидкого топлива (нефти и биотоплива) в ing in second and third place respectively. мире, обойдя Россию и Саудовскую Аравию. Добыча сланThe average cost of oil production in Russia now цевой нефти в Китае достигнет 2030 году 0,5 млн барр./сут, is $22 per barrel. The cost of shale oil recovery is much заметных успехов добьются Аргентина и Колумбия. Общие higher – approximately $70 per barrel. To stimulate oil мировые запасы сланцевой нефти оцениваются в 345 млрд shale development, the Russian government decided to барр. introduce a preferential export duty for hard-to-recover Специалисты ВР полагают, что Россия, которая почти oil, amounting to 10 percent of the crude oil cost start- не представлена сегодня на рынке сланцевых нефти и газа, ing Jan. 1, 2013. Russia’s Energy Ministry also suggested будет также постепенно наращивать объемы их добычи. introducing a discount on the Mineral Extraction Tax Для этого в стране имеется достаточно крупная сырьевая

22

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

for the fields of hard-to-recover oil, in the amount of 40 percent and more. Thus, zero rates should be introduced for oil of the Bazhenov and Achimov formations.

According to calculations done by Russia’s Natural Resources and Environment Ministry whose results were revealed in an interview with Minister Sergei Donskoi, development of oil-bearing sandstones could be costeffective (with profitability of 15 percent) provided the oil price stays at or above $100 per barrel.

In Russia, unconventional sources of oil and gas include not only shale, but also other rocks containing high concentrations of fossil organic matter. They could be oil-containing argillaceous, carbonate and siliceous rocks (bazhenite, domanikite, khadumite and others), also low-permeable sandstone, bitumen, heavy oil and oil-bearing sands (similar to the Canadian Athabasca tar sands), methane in coal seams and also dissolved in subsurface water, and gas hydrates. All of them are united in the technological aspect by the term “hard-to-recover hydrocarbon resources”.

Bazhenites Bazhenites are upper-Jurassic deposits (deep-water clay and fine-grain siltstone) of the Bazhenov formation or its age analogs. They belong to the classic type of black-shale oil source formations similar to the Bakken formation in the United States, “Cimmerian shales” of the North Sea basin, “Green River” rocks of the Uinta basin, “Monterrey” formation (siliceous shales) of the Californian basin, “Arab” formation of the ArabianIranian basin and “La Luna” formation of Maracaibo (Venezuela). In West Siberia, rocks of the Kulomzinskaya and Togurskaya formations belong to this type of deposits. Bazhenites occur at the depth of more than 2 kilometers and are spread on the territory of more than a million square kilometers. Bazhenites have peculiar reservoir properties. They are filled with thin (less than one millimeter) parallel horizontal fractures lying between the thinnest shale plates. It is necessary to note that they occur in the region with a highly developed infrastructure of oil production.

Approximately 60 bazhenite fields were discovered in the Khanty-Mansiysk Autonomous District, with recoverable resources in place of 20 billion tons.

Explored oil reserves in the Bazhenov formation are approximately 500 million tons, including 284 million tons in categories А+В+С1 and 217 million tons in category С2. In 2011, 512,000 tons were produced from the Bazhenites. During the whole period of development, approximately 6 million tons of oil was produced from the Bazhenov formation deposits.

Domanikites Domanikites are deposits of the upper-Devonian and Tournaisian stage, widely spread in the Ural-Volga region and Timano-Pechora province; they usually consist of argillaceous-siliceous limestone and dolomite, siliceous marl and silicite. They contain organic matter of a sapropel type, with 3 to 5 percent of organic carbon.

Oil resources in the domanikites, are distributed over Russia’s oil-producing regions as follows: Bashkortostan – 33 percent, Tatarstan – 24 percent, Samara and Orenburg regions – 14 percent, Perm Territory – 15 percent, and Udmurtia – 14 percent. Commercial oil potential in domanikites was determined in the process of testing vertical wells, when production rates from 1 Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ база. По данным EIA, Россия занимает первое место в мире по извлекаемым запасам сланцевой нефти, которые составляют 75 млрд барр. (около 10 млрд т), опережая по этому показателю США (58 млрд барр.) и Китай (32 млрд барр.). Средняя стоимость добычи нефти в России составляет сегодня $22 за баррель. Стоимость извлечения сланцевой нефти намного выше – около $70 за баррель. Чтобы стимулировать разработку сланцев российское правительство приняло решение ввести для трудноизвлекаемой нефти с 1 января 2013 года льготную экспортную пошлину в размере 10% от стоимости сырой нефти. Минэнерго предложило также ввести скидку по НДПИ для месторождений трудно извлекаемой нефти в размере 40% и более. В том числе для нефти баженовской и ачимовской свит ввести нулевые ставки. По расчетам Минприроды России, результаты которых привел в своем интервью министр Сергей Донской, эффективную разработку нефтеносных песчаников (с рентабельностью в 15%) можно вести в условиях, когда цена на нефть не опускается ниже $100 за баррель. В России к нетрадиционным источникам нефти и газа относятся не только глинистые сланцы (shale), но и другие

According to EIA data, Russia has the world’s largest reserves of shale oil, amounting to 75 billion barrels, followed by the United States (58 billion barrels) and China (32 billion barrels). По данным EIA, Россия c 75 млрд барр. занимает первое место в мире по извлекаемым запасам сланцевой нефти, опережая США (58 млрд) и Китай (32 млрд). породы, содержащие высокие концентрации ископаемого органического вещества. В том числе нефтесодержащие глинистые, карбонатные и кремнистые породы (бажениты, доманикиты, хадумиты и др.), а также слабо проницаемые песчаники, битумы, тяжелая нефть и нефтесодержащие пески (аналогичные пескам tar send канадской Атабаски), метан угольных пластов и растворенный в подземных водах, газовые гидраты. Всех их в технологическом плане и в экономическом смысле объединяет термин – «трудно извлекаемые ресурсы углеводородного сырья».

Бажениты Бажениты – верхнеюрские отложения (глубоководные глины и тонкозернистые алевриты) баженовской свиты или ее возрастных аналогов. Они относятся к классическому типу черносланцевых нефтематеринских формаций, аналогичных свите «Баккен» США, «киммерийским глинам» бассейна Северного моря, породам «Грин Ривер» бассейна Юинта, свите «Монтеррей» (кремнистые глины) Калифорнийского бассейна, свите «Араб» Аравийско-Иранского бассейна, свите «Ла Луна» Маракаибо (Венесуэла). В Западной Сибири к этому же типу отложений относятся породы куломзинской и тогурской свит. Бажениты залегают на глубине более 2 км и распространены на территории площадью более миллиона квадратных километров. Бажениты обладают необычными коллекторскими свойствами. Они пронизаны тонкими, меньше одного миллиметра, параллельными горизонтальными трещинками между тончайшими пластинками глин. Необходимо отметить, что они залегают в регионе с высокоразвитой инфраструктурой нефтедобычи.

23

#10 October 2013

UNCONVENTIONAL RESOURCES to 100 tons of oil a day were received. The oil recovery factor in domanikites is conditioned to a large extent by the reservoir fracturing. In this respect, horizontal drilling and consequent hydraulic fracturing, ensure the increase of production rates.

It would be reasonable to note that horizontal drilling in Russia (with the exception of the Sakhalin PSA projects) is still developed relatively poorly. In 2010, for example, of 16.5 million meters of development wells, horizontal drilling was only 10.8 percent.

We believe that the next unconventional resource to be involved in exploration and development, will be methane of the deep horizons of coal basins and methane gas hydrates.

Coal-methane Beds One third of the world coal reserves are located in Russia and 80 to 100 percent of methane, together with other gases, is contained in the coal-bearing layers. According to our calculations, the total amount of methane contained in black coals of the four largest coal basins of the CIS (Pechora, Donetsk, Kuznetsk and Karaganda), is approximately 20.3 trillion cubic

Russia's preferential export duty for hard-to-recover oil since Jan. 1, 2013 (percentage from the crude oil cost) Льготная экспортная пошлина на трудноизвлекаемую нефть с 1 января 2013 (процент от стоимости сырой нефти)

24

В Ханты-Мансийском автономном округе открыто около 60 месторождений баженитов с геологическими извлекаемыми ресурсами в 20 млрд т. Разведанные запасы нефти в баженовской свите составляют порядка 500 млн т, в том числе по категориям А+В+С1 – 284 млн т и С2 – 217 млн т. В 2011 году из баженитов добыто 512 тыс. т. За все годы разработки из отложений баженовской свиты добыто около 6 млн т нефти.

Доманикиты Доманикиты – отложения верхнего девона и турнейского яруса, широко распространенные в Урало-Поволжье и Тимано-Печорской провинции, представлены обычно глинисто-кремнистыми известняками и доломитами, кремнистыми мергелями и силицитами. Они содержат органическое вещество сапропелевого типа с содержанием 3-5% органического углерода. Ресурсы нефти доманикитов распределены по нефтедобывающим районам России следующим образом: Башкирия – 33%, Татарстан – 24%, Самарская и Оренбургская области – 14%, Пермский край – 15%, и Удмуртия – 14%. Промышленная нефтеносность доманикитов установлена в процессе опробования вертикально пробуренных скважин – получены дебиты от 1 до 100 т нефти в сутки. Нефтеотдача доманикитов во многом определяется трещиноватостью коллектора. В этом смысле горизонтальное бурение и последующий гидроразрыв пласта гарантируют рост дебитов. Целесообразно отметить, что горизонтальное бурение в России (за исключением сахалинских проектов СРП) развито пока относительно слабо. В 2010 году, например, из 16,5 млн м эксплуатационных скважин горизонтальное бурение составляло всего 10,8%. Полагаем, что следующим нетрадиционным ресурсом вовлекаемым в разведку и разработку станет метан глубоких горизонтов угольных бассейнов и газовые гидраты метана.

Метан угольных пластов

meters. The methane content in coal increases, according to the development of coal metamorphism: from long-flaming (not more than 10 cubic meters per ton) to the hardest coals (up to 35 cubic meters per ton).

The maximum methane concentration (up to 45 cubic meters per ton) is recorded for the low-metamorphosed anthracite.

According to expert estimates, the world resources of gas (mostly methane) in coal layers are comparable to the resources of the conventional natural gas. Almost 30 billion cubic meters of methane evolves annually in the coal mines and pits worldwide, in the course of coal production. However, only a small portion of it (up to 10-15 percent) is utilized.

В недрах России залегает треть мировых запасов угля. В них вместе с другими газами содержится от 80 до 100% метана. По нашим расчетам, общее количество метана сконцентрированного в каменных углях четырех крупнейших бассейнов СНГ (Печорский, Донецкий, Кузнецкий и Карагандинский) порядка 20,3 трлн м³. Метаноносность углей увеличивается по мере повышения метаморфизма углей: от длиннопламенных (не более 10 м³/т) к наиболее тощим каменным углям (до 35 м³/т). Максимальная концентрация метана (до 45 м³/т) зафиксирована для низко метаморфизованных антрацитов. Мировые ресурсы газа (в основном, метана) в угольных пластах, по оценке специалистов, сопоставимы с ресурсами традиционного природного газа. В угольных шахтах и разрезах мира при добыче угля ежегодно выделяется порядка 30 млрд м³ метана. Утилизируется только небольшая его доля (до 10-15%).

Subsurface Waters Methane

Метан подземных вод

Over 90 percent of gases dissolved in water are methane. There is also carbon dioxide, nitrogen, ethane and other higher homologues of the methane series.

Natural gases are found in all oil-and-gas bearing basins, in various concentrations from fractions to 9 cubic meters per one cubic meter of formation water. In the abnormally pressured zones, at temperatures lower than 120 C, gas concentration increases to 19-20 cubic meters per 1 cubic meter of water. In the Gulf of Mexico area, concentrations up to 27 cubic meters of gas per one cubic meter of water are recorded. According to

Более 90% растворенных в воде газов представлены метаном. Присутствуют также диоксид углерода, азот, этан и другие высшие гомологи метанового ряда. Природные газы наблюдаются во всех нефтегазоносных бассейнах в концентрации от долей до 9 м³ на 1 м³ пластовой воды. В зонах АВПВ при температуре менее 120° концентрация газа увеличивается до 19-20 м³ на 1 м³. В зоне Мексиканского залива наблюдаются концентрации до 27 м³ на 1 м³. По данным Л.М. Зоркина, суммарные ресурсы растворенных в поде газов составляют 1 016-1 018 м³. Из них только в водах нефтегазоносных бассейнов сконцентрировано Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

Leonid Zorkin’s data, total resources of gases dissolved in water are 1,016-1,018 cubic meters. Of that amount, approximately 4,000 trillion cubic meters are contained in waters of oil-and-gas bearing basins. Almost 85 trillion cubic meters of methane are contained in the subsurface waters of the sedimentary basin of Texas and Louisiana.

This unconventional source of natural gas is being developed only in Japan (Kanto and Niigata basins), where economic efficiency of production increases due to the commercial iodine extraction. In certain periods, methane dissolved in subsurface waters was produced in Italy and Nepal.

Gas Hydrates Gas hydrates are solid solutions, so-called clathrates (compounds–inclusions), in which, at certain pressures and temperatures, gas molecules fill the structural voids of the crystal lattice, formed by water molecules with the help of hydrogen bonds. It was determined, for example, that methane hydrates can be formed at the atmospheric pressure and temperature of 80 С below zero. They look like cloudy ice. Their density varies from 0.8 to 1.8 g/cm3 depending on the gas composition. One cubic meter of methane hydrates can contain up to 160 cubic meters of methane.

Analysis of the thermodynamic conditions of the Earth crust, shows that approximately one quarter of the mainland territory and almost 90 percent of the sea and ocean area bottom, satisfy the conditions of gas hydrate formation. According to the expert estimates, methane resources in gas hydrate deposits exceed many times (approximately by three orders) the amount of explored reserves and potential resources of conventional natural gas.

So far, only Japan is starting production of methane gas hydrates (methane-hydrates). The exploration vessel Chikyu, is drilling in the Pacific Ocean, 70 kilometers from Atsumi Peninsula, not far from the city of Nagoya, located on the eastern coast of Honshu island.

In conclusion, it is necessary to note that information on the status of the conventional mineral resource base in the Russian Federation given in this review, makes it possible to reliably plan and ensure both current and long-term development, of oil and gas production and consequent oil and gas processing.

In accordance with the “Energy Strategy for the Period till 2030” adopted by the Russian government on Nov. 13, 2009, Russian companies will steadily increase oil production from the current level of 518 million tons to 530-535 million tons.

By 2030, it is planned to increase natural gas production in Russia to 885-940 billion cubic meters.

Meeting these targets will require involvement in the development of currently insufficiently utilized fields of shale oil and gas, occurring in oil shale lowpermeable sandstones, coal-bearing strata, and also development of other unconventional hydrocarbon resources (bazhenites, domanikites, gas hydrates, methane dissolved in subsurface waters, etc.).

All this indicates the possibility for a long-term positive development, of the fuel and energy sector of Russia, in the upstream and downstream areas in which there is enough space for both Russian and foreign companies and investors. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ около 4 тыс. трлн м³. Только в осадочном бассейне Техаса и Луизианы в подземных водах содержится порядка 85 трлн м³ метана. Этот нетрадиционный источник природного газа разрабатывается только в Японии (бассейны Канто и Ниигата), где рентабельность добычи повышается за счет промышленного извлечения йода. Добыча растворенного в подземных водах метана в разные годы проводилась в Италии и Непале.

Газовые гидраты Гидраты газа представляют собой твердые растворы, так называемые клатраты (соединения – включения), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образуемые молекулами воды с помощью водородных связей. Установлено, например, что гидраты метана могут образовываться при атмосферном давлении и отрицательной температуре в 80 °С. Внешне они похожи на непрозрачный лед. Плотность их колеблется в зависимости от состава газов от 0,8 до 1,8 г/ см³; 1 м³ метаногидратов вмещает до 160 м³ метана. Анализ термодинамических условий земной коры показывает, что примерно четверть территории материков и почти 90% дна акваторий морей и океанов удовлетворяют условиям образования газогидратов. По экспертным оценкам, ресурсы метана в залежах газовых гидратов многократно (примерно на три порядка) превышают количество разведанных запасов и прогнозных ресурсов традиционного природного газа. На сегодняшний день только Япония приступает к добыче газовых гидратов метана (метаногидратов). Исследовательское судно «Тикю» бурит в Тихом океане в 70 км от полуострова Ацуми, неподалеку от города Нагойя, расположенного на восточном берегу острова Хонсю. В заключение необходимо отметить, что приводимые в настоящем обзоре сведения о состоянии традиционной минерально-сырьевой базы Российской Федерации позволяют надежно планировать и обеспечивать как текущее, так и перспективное развитие добычи нефти и газа, а также последующей нефте- и газопереработки. В соответствии с утвержденной 13 ноября 2009 года правительством «Энергетической стратегией на период до 2030 года» российские компании будут устойчиво наращивать добычу нефти с нынешних 518 млн т до 530535 млн т. Добычу природного газа в России к 2030 году намечено увеличить до 885-940 млрд м³. Решение этих задач потребует вовлечения в разработку недостаточно используемых сегодня месторождений сланцевой нефти и природного газа, залегающего в горючих сланцах, слабо проницаемых песчаниках угленосных отложениях, а также освоения других нетрадционных ресурсов углеводородного сырья (баженитов, доманикитов, газовых гидратов, растворенного в подземных водах метана и т.п.). Все это в совокупности свидетельствует об эффективной возможности долговременного позитивного развития ТЭК России, в деятельности которого в сегментах добычи и разработки, а также транспортировки и сбыта есть достаточно места для приложения сил отечественных и зарубежных компаний и инвесторов.

25

SEISMIC SURVEY

Proving the Role of Seismic in Unconventional Plays Reservoir Imaging Programs Use Multicomponent Seismic Data to Determine Rock Properties

Вклад сейсморазведки в изучение нетрадиционных резервуаров Использование многокомпонентных сейсмических данных для определения геомеханических свойств при оценке резервуара Courtesy of ION Geophysical

U

nconventional reservoirs such as those found in shale, tight gas and oil, and oil sand formations require unique strategies to develop and exploit. Recent advances in the development of new exploration, drilling, and completion technologies targeting unconventional resources have unlocked new plays in North America. As the industry continues to focus on unconventional resources, the related challenges of developing these resources are accelerating demand for more information to find the sweet spots to drill and fracture. High-quality 3-D multicomponent seismic can play a key role.

Cost-effective extraction is key to reaping the benefits of these abundant natural resources. To enable E&P companies to better understand and assess unconventional reservoirs, ION developed 3-D multicomponent onshore reservoir imaging and characterization programs, called ResSCANs, which are managed by its GeoVentures group and imaged by its GX Technology group.

Unlike traditional seismic programs, ResSCANs are designed to deliver rock property and engineering parameters.

An essential component of the programs’ success is the use of multi-component seismic data acquired with full-azimuth geometries. The use of multicomponent seismic data provides a more detailed and accurate view of in situ stress and rock and natural fracture properties in unconventional reservoirs.

The reservoir imaging workflow recognizes that a comprehensive solution that integrates a wide variety of disciplines is required to answer reservoir development questions.

Upfront geological, petrophysical, and rock physics analyses are used to establish which seismic attributes best predict key reservoir properties and, most importantly, impact drilling and completions decisions.

A major component of the workflow is the acquisition and processing of the multicomponent, full-azimuth seismic data. This step leverages the experience ION has gained pro-

26

Статья предоставлена ION Geophysical

И

зучение и эксплуатация нетрадиционных залежей в сланцах, плотных газо- и нефтенасыщенных породах и нефтенасыщенных песчаниках нуждается в специализированной стратегии разработки. Последние достижения в области технологий разведки, бурения и заканчивания скважин на нетрадиционные типы углеводородов привели к открытию новых поисковых направлений на территории Северной Америки. По мере возрастающего интереса отрасли к нетрадиционным месторождениям и конкретизации задач по их разработке наблюдается увеличение спроса на информацию, которая позволяет выявлять зоны с повышенной концентрацией УВ для последующего бурения и применения методов увеличения нефтеотдачи. Одним из основных источников получения такой информации может стать многокомпонентная сейсморазведка 3D высокого качества. Важнейшей задачей при разработке нетрадиционных залежей является обеспечение рентабельности. Для повышения степени изученности и организации эффективной добычи запасов корпорация ION производит регистрацию многокомпонентных 3D сейсмических данных в рамках программ наземной сейсморазведки ResSCAN, которые предназначены для построения изображений и характеристики свойств резервуаров. Регистрация данных и сейсмические построения выполняются подразделениями GeoVentures и GX Technology корпорации ION. В отличие от стандартной сейсморазведки программы ResSCAN проектируются с целью изучения геомеханических свойств пород и параметров разработки резервуара. В этом контексте важнейшим элементом является регистрация многокомпонентных сейсмических данных при полноазимутальной геометрии съемки. Применение многокомпонентных данных обеспечивает более достоверное определение напряжений в породе и характеристик естественной трещиноватости в пределах нетрадиционных резервуаров. Применяемая нами схема построения изображений предусматривает интеграцию широкого комплекса разнородных данOil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

cessing more than 250 shale projects and acquiring seven 3-D reservoir imaging programs. To date, ION has delivered more than 56,980 sq. kilometers (22,000 sq. miles) of seismic data across virtually all of North America’s major shale plays and emerging international plays.

The programs are processed using advanced imaging techniques, which are fully anisotropic. Accounting for anisotropy in processing is now recognized as an important step in improving the quality of seismic data. Typically, two forms of anisotropy are considered: vertical transverse isotropy, which occurs when seismic waves pass vertically through sediment layers of different velocities, and horizontal transverse isotropy (HTI), which results from vertical fractures. The latter is the reason a full-azimuth geometry is used during acquisition.

ION uses its AZIM technology to measure and remove HTI in legacy full-azimuth P-wave data and the splitting estimation and compensation (SEAC) process to do the same with newly acquired full-azimuth converted (C)-wave data. AZIM quantifies the magnitude and orientation of HTI velocity anisotropy from P-wave data, whereas SEAC does the same with birefringence, which is the splitting of C-waves in the presence of vertical fractures. These two processes provide unique and independent confirmations of the orientation and intensity of natural fractures that might exist within the reservoir, which is critical to economically producing unconventional plays.

The ResSCAN workflow then uses this multicomponent data in a joint PP/PS inversion to ascertain rock properties – specifically bulk density and Young’s modulus. These rock properties are of great value to asset teams because they can be used to quantify both the type and amount of hydrocarbon in place and rock brittleness.

The final step in the workflow is the creation of reservoir models that can be used by drilling, reservoir, and comple-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СЕЙСМОРАЗВЕДКА ных для последующего моделирования разработки. Для достоверного прогнозирования основных коллекторских свойств и решения наиболее важных задач в области бурения и заканчивания скважин наряду с сейсмическими атрибутами используются результаты комплексного геологического и петрофизического анализа и определения механических свойств пород. Важнейшим этапом в последовательности рабочих процедур является регистрация и обработка многокомпонентных полноазимутальных сейсмических данных. На этом этапе корпорация ION использует опыт, накопленный в процессе реализации более 250 проектов обработки данных на сланцевые сценарии и семь программ 3D сейсмических исследований. На текущий момент корпорация ION выполнила регистрацию сейсмических данных в объеме более 56 980 кв. км (22 000 кв. миль) и охватила территорию практически всех крупных перспективных площадей Северной Америки и новых, появляющихся за рубежом сценариев. Обработка данных выполнялась с использованием передовых методов построения изображений для анизотропных сред. Учет анизотропии при обработке сейсмических данных является важнейшим показателем качества используемых сейсмических данных. Как правило, учитываются две разновидности анизотропии: вертикальная и горизонтальная. Трансверсальная изотропия с вертикальной осью симметрии возникает при прохождении сейсмических волн через пласты с разными скоростными характеристиками, а горизонтальная — при прохождении через вертикальные трещины. Для оценки горизонтальной анизотропии примеряется полноазимутальная съемка. Корпорация ION использует технологию AZIM для измерения и устранения горизонтальной анизотропии в полноазимутальных данных по продольным волнам, полученных в прошлые периоды, и процессы разделения и компенсации (SEAC), чтобы сделать то же самое при обработке новых полноазимутальных данных по обменным вол-

27

SOURCE / ИСТОЧНИК: ION

SEISMIC SURVEY

● Discrete fracture network models like this Niobrara example from ION’s BearCreekSCAN program are used to history-match unconventional reservoir models and simulate production at proposed well locations. Regional faults are in purple smaller polygonal faults are in green; and individual fractures are in black, red, and aqua ● Пример дискретной модели трещиноватости для свиты Найобрара, построенной в рамках программы исследований BearCreekSCAN корпорации ION. Аналогичные модели используются для адаптации моделей нетрадиционных коллекторов по данным добычи и прогнозирования дебитов планируемых скважинах. Региональные разломы показаны фиолетовым цветом, небольшие полигональные разломы – зеленым, отдельные трещины – черным, красным и бирюзовым

tion engineers to define their development programs. This is accomplished through discrete fracture network modeling that incorporates rock properties, natural fracture intensity, and orientation as well as geomechanical data from wellbores, logs, and other geological data. These models are historymatched to previous production and can be used to plan and refine future drilling programs.

A new and integral component of the reservoir imaging workflow is the use of microseismic technology for fracture monitoring. Fracture monitoring is faced with the challenge of recording very small signals in a high-noise environment. To more accurately locate and characterize microseismic events, the company developed a new solution employing proprietary, ultra high-sensitivity, low-noise SM-64 multicomponent sensors deployed in shallow buried arrays. ION’s first two commercial monitoring projects are under way in the Marcellus and Mississippi Lime plays. By integrating the microseismic data with reservoir imaging 3-D multicomponent seismic data, rock and fracture property data, history-matched fracture models, and time series completion data, the company can provide operators with a detailed picture of their drilling and completion effectiveness.

The company’s seven reservoir imaging programs encompass about 2,590 sq. kilometers (1,000 sq. miles) across the Marcellus, Niobrara, and Mississippi Lime shale plays – a combination of oil, gas, and mixed plays. Through these programs and its microseismic offering, ION is working to prove the value of multicomponent data in addressing the two key uncertainties in unconventional reservoirs: reservoir quality and completions effectiveness.

With this insight operators can focus their drilling plans on the most productive acreage and define more cost effective completions designs, essential in today’s oil and gas price environment.

This article first appeared in the E&P Daily News, published by Hart Energy at the 2013 EAGE Conference and Exhibition in London.

28

#10 October 2013

нам (С-волны). Технология AZIM позволяет определять масштабы и направление горизонтальной анизотропии (HTI) скоростей по продольным волнам, а процедуры SEAC выполняют аналогичные функции для эффекта разделения обменных волн при их прохождении через вертикальные трещины. Оба процесса позволяют определять направление и плотность естественных трещин в продуктивном разрезе, что является важнейшим условием успешной и экономичной разработки нетрадиционных резервуаров. В программах ResSCAN многокомпонентные данные используются для совместной инверсии по продольным и обменным волнам (PP/PS) с целью определения свойств пород, в частности, объемной плотности и модуля Юнга. Эти параметры играют важную роль, т.к. позволяют определять типы флюидов и начальные геологические запасы УВ, а также параметр хрупкости пород. На последнем этапе работ осуществляется построение модели резервуара, которая может использоваться инженерами по бурению, разработки резервуара и заканчиванию скважин. Построение моделей выполняется на основе дискретного моделирования трещиноватости с учетом механических свойств пород, плотности и направления естественных трещин, а также геомеханических данных по скважинам, каротажных данных и прочих геологических данных. Такие модели сопоставляются с историческими данными добычи и могут быть использованы для подготовки или уточнения программ бурения. Применение микросейсмических исследований для мониторинга трещиноватости является новым элементом, который, тем не менее, уже стал неотъемлемым этапом схемы изучения коллекторов. Наиболее сложной задачей при мониторинге трещиноватости является запись слабых сигналов в условиях повышенных шумов. С целью повышения достоверности определения координат и параметров микросейсм компания разработала новую технологию на базе высокочувствительных шумоустойчивых многокомпонентных датчиков SM-64 собственной конструкции с расстановкой в верхней части разреза. В настоящее время корпорация ION одновременно реализует два первых коммерческих проекта по мониторингу трещиноватости в пределах перспективных сланцевых формаций Марселлус и Миссисипи Лайм. Интеграция микросейсмических данных, многокомпонентной съемки 3D, механических свойств пород, характеристик трещиноватости, адаптированных моделей трещиноватости и данных по заканчиванию скважин, выполняемая корпорацией ION, обеспечивает операторов возможностью полноценной оценки эффективности бурения и заканчивания скважин. В процессе реализации семи программ сейсмических исследований корпорация осуществила регистрацию данных на общей площади 2 590 кв. км (1 000 кв. миль) для сланцевых месторождений Марселлус, Найобрара и Миссисипи Лайм – как нефтяных, газовых, так и смешанных. Реализация программ сейсмических исследований и интеграция микросейсмических данных позволила корпорации ION обосновать эффективность использования многокомпонентной сейсморазведки для устранения основных неопределенностей при оценке нетрадиционных резервуаров, включая качество коллектора и эффективность принятых схем заканчивания скважин. Устранение указанных неопределенностей обеспечивает вовлечение в разработку наиболее продуктивных участков и подготовку эффективных схем заканчивания скважин, что в современных условиях является важнейшим фактором организации рентабельной разработки месторождений. Эта заметка впервые была опубликована газете в E&P Daily News, издававшейся Hart Energy на конференции и выставке 2013 EAGE в Лондоне Oil&GasEURASIA

OFFSHORE

Prirazlomnaya Rig: Myths and Reality «Приразломная»: мифы и реальность

PHOTO: MAX AVDEEV / ФОТО: МАКС АВДЕЕВ

Elena Zhuk

I

В

Oil&Gas Eurasia: Gennady, please tell us about precommissioning work on the platform. Will the first wells be completed on time?

Gennady Lyubin: We’re implementing the project in standard mode, on schedule. We plan to start oil production in December. Currently we are performing startup tests with actual loads and by the end of the year we plan to finish drilling, complete the well and bring on

Нефть и газ Евразия: Геннадий Петрович, расскажите, пожалуйста, как проходят пуско-наладочные работы на платформе, укладываетесь ли вы в срок с бурением первых скважин? Геннадий Любин: Проект реализуется в штатном режиме, по графику, в декабре планируем начать добычу нефти. Сейчас продолжается работа в рамках программы

n September, Greenpeace activists attempted to board the Prirazlomnaya oil rig in the Pechora Sea as part of a protest against hydrocarbon production in the Arctic. Greenpeace proposes to turn the region with a fragile ecosystem into a protected zone. Activists insist the project is an environmental failure and voice numerous complaints.

OGE met with Gazprom Neft Shelf executive director Gennady Lyubin to discuss the issue and obtain the project operator’s firsthand comments on the NGOs’ most frequent allegations in the media, stating that the project fails to comply with environmental safety rules.

Besides this, Lyubin also briefed OGE on the project’s current status and its progress.

30

Елена Жук

сентябре активисты Greenpeace предприняли попытку высадиться на нефтедобывающую платформу «Приразломная» в Печорском море в рамках акции протеста против добычи углеводородов в Арктике.

Greenpeace предлагает превратить регион с хрупкой экосистемой в заповедную зону. Активисты указывают на экологическую несостоятельность проекта, предъявляя к нему большое количество претензий. Мы встретились с исполнительным директором ООО «Газпром нефть шельф» Геннадием Любиным, чтобы получить разъяснения от компании-оператора проекта по поводу наиболее часто упоминающихся в эти дни в прессе заявлений общественных организаций о несоблюдении требований экологической безопасности и заодно узнать, как продвигаются работы над проектом.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

ШЕЛЬФ ● Gazprom Neft Shelf executive director Gennady Lyubin counts

on a constructive dialogue with environmentalists ● Исполнительный директор ООО «Газпром нефть шельф»

Геннадий Любин рассчитывает на конструктивный диалог с экологами

пуско-наладочных испытаний под нагрузкой, до конца года будет закончено бурение, освоение и произведен ввод первой эксплуатационной скважины. Начнется бурение второй, но завершим мы его уже в следующем году.

PHOTO: VLADIMIR ANTROPOV / ФОТО: ВЛАДИМИР АНТРОПОВ

stream our first production well. We also plan to start drilling a second well, which we will complete next year.

OGE: What are the 2014 production plans? When do you expect the peak of output?

Lyubin: Next year we plan to produce some 600,000 tons of oil. Output is expected to peak in 2021 when it should hit the planned production ceiling of 6 million tons per year.

OGE: Did the Greenpeace activists’ attempt to board the platform affect the operations?

Lyubin: The Greenpeace initiative had no serious consequences for the rig. However, at the time of the incident we were performing scheduled underwater monitoring of abandoned exploration wells and rockfill ledges that protect the structure from scouring effect.

We had to stop this work because of the threat to divers’ lives.

OGE: I know that it’s quite difficult to access oil and gas facilities and fields. How come that the Greenpeace members were able to approach and nearly board the rig, almost creating (despite the presence of border guards and rig staff) an emergency situation?

Lyubin: I’d rather call it a non-standard situation.

You should understand that an offshore rig is a facility with restricted access for a reason. There are certain requirements, and if you ignore them, you might endanger the lives of many people. In our case – the divers’ lives. The events could have taken an unpredictable turn leading to tragic consequences. Therefore, compliance with the rules is the main guarantee that the situation will stay under control and nothing will threaten the safety of our employees.

OGE: Let’s turn to technology issues. Some environmental organizations say that in today’s world there are no technologies available to provide an adequate response to an oil spill under the ice. What solutions are used in your project to address this issue?

Lyubin: Today, the market offers a multitude of tools and equipment for oil spill response, including equipment designed for ice conditions. We may argue about the efficiency of certain units in certain situations, we may discuss approaches to modeling and spills, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Каковы планы по добыче в 2014 году? И когда ожидается выход на пик добычи? Любин: В следующем году мы должны добыть порядка 600 тыс. т нефти. Предполагается, что на полку добычи выйдем в 2021 году, когда ежегодный показатель достигнет 6 млн т нефти. НГЕ: Повлияли ли на работу попытки активистов Greenpeace высадиться на платформу? Любин: Для самой платформы никаких серьезных последствий акция Greenpeace не имела. Но в момент инцидента рядом с ней проводились плановые подводные работы по обследованию ранее ликвидированных разведочных скважин и бермы – каменной отсыпки, предохраняющей сооружение от подмыва. Эти работы мы были вынуждены прекратить из-за возникшей угрозы жизни водолазов. НГЕ: Я знаю, что не так просто попасть на нефтегазовые объекты, в том числе на месторождения. Как получилось, что активисты довольно близко подплыли и практически высадились на платформу, и, хотя там были и ее персонал, и пограничники, все равно создалась почти аварийная ситуация? Любин: Я бы, скорее, назвал ситуацию нештатной. Поймите, морская платформа не зря является объектом, доступ на который регулируется особым порядком. И существуют определенные требования, не соблюдая которые можно поставить под угрозу жизнь многих людей. В нашем случае это были водолазы. События могли развиваться самым непредсказуемым образом и даже привести к трагическим последствиям. Так что соблюдение правил – это основная гарантия того, что ситуация не выйдет из-под контроля и ничто не будет угрожать безопасности наших сотрудников. НГЕ: Перейдем к технологическим вопросам. Представители некоторых природоохранных организаций говорят, что сегодня в мире не существует технологий должного уровня для ликвидации разливов нефти подо льдом. Какие решения используются для этих целей в проекте? Любин: Сегодня в отрасли представлено разнообразное оборудование для ликвидации последствий разливов нефти, в том числе и в ледовых условиях. Мы можем спорить об эффективности применения тех или иных агрегатов в конкретных ситуациях, можем обсуждать подходы к моделированию и ликвидации разливов, но говорить, что технологий и способов нет – это лукавство. Оборудование, которым мы располагаем, является современным и наиболее эффективным для наших условий. Согласно перечню, предусмотренному планом ликвидации разливов, оно закуплено у компании-производителя

31

#10 October 2013

OFFSHORE

PHOTO: MAX AVDEEV / ФОТО: МАКС АВДЕЕВ

● As of today, project costs at Prirazlomnoye field have reached 100 billion rubles ($3.13 billion) ● На сегодня затраты на реализацию проекта разработки месторождения Приразломное составляют 100 млрд рублей

but to say that there are no technologies and methods would be deceitful.

The equipment that we have is the most modern and most efficient for our conditions. In compliance with the list of vendors in the spill response plan we acquired it from Lamor, one of the world’s leading manufacturers of this type of systems.

But we all know that the market is constantly evolving, instantly responding to the emerging demand. New, more advanced systems and technologies appear, those that can solve the tasks more efficiently. We constantly monitor what is happening in this area.

OGE: How do you clean the spill?

Lyubin: I just want to note that our chief goal is to make sure that this equipment is never used. Taking into account design features of the platform and its systems, the possibility of accidents is extremely low.

For example, in the event of any failure the emergency protection system blocks the oil transshipment in seven seconds! Under such conditions large spills are virtually impossible. As you know, at various ports around the world huge volumes of oil are transshipped to vessels on a daily basis and no one considers it a lethal threat to the environment.

However, the platform is constantly monitored by two ships with the latest generation of oil recovery equipment fit for use in winter conditions. Also, we continue to study all technological novelties offered in the market to address the issue of spill response. And if

32

Lamor – одного из мировых лидеров по изготовлению систем такого класса. Но мы все хорошо знаем, что рынок постоянно развивается, моментально реагируя на возникающий спрос. Появляются новые, еще более совершенные системы и технологии, способные еще эффективнее решать поставленные задачи. И мы постоянно следим за тем, что происходит в этой области.

НГЕ: Каким образом предполагается собирать нефть? Любин: Сразу хочу сказать, что наша основная задача – сделать так, чтобы это оборудование никогда не пришлось применять. С учетом конструкционных особенностей самой платформы и используемых систем возможность возникновения аварийных ситуаций крайне мала. К примеру, механизм аварийной защиты отключает перевалку нефти в случае каких-либо сбоев максимум за семь секунд! В таких условиях образование значительных разливов просто невозможно. Как вы понимаете, в различных портах мира нефть каждый день отгружается на суда в огромных объемах. И никто не объявляет это смертельной угрозой для экологии. Тем не менее, вокруг платформы постоянно несут дежурство два судна, на которых установлено нефтесборное оборудование последнего поколения для работы в зимних условиях. Кроме того, мы продолжаем изучать все появляющиеся на рынке новинки в этой области, помогающие ликвидировать загрязнение. И если у нас будет возможность качественно улучшить наше оснащение – мы ей воспользуемся.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

an opportunity to improve the quality of our equipment comes along, we will use it.

OGE: Environmentalists assert that the maximum spill could reach tens of thousands of tons of oil, spreading over 140,000 square kilometers and 3,500 kilometers of the coast. Do your estimates provide the same figures?

Lyubin: Such calculations are based on absolutely surreal data. For example, they consider the scenario of the platform base being damaged – the caisson, where the oil is going to be stored. But the caisson wall is a threemeter thick concrete wall covered with more than four centimeters of clad steel! This is a special high-hardness steel, resistant to corrosion and wear. In fact, such structure can even withstand overload. In other words, we are talking about events that simply cannot happen in everyday life and have nothing to do with the commercial development of the field. Of course, in theory it is possible to contemplate any script based on the assumption that if you don’t do that, environmental safety might be in danger. But that kind of thinking is absurd.

The boundaries of the projected oil spill are also artificially enlarged in the southern and western directions despite hydrometeorological conditions. The calculations that occasionally appear in the press feature a hypothetical oil stain that keeps expanding for 10 days. This is not possible in principle, since the existing spill response plan provides for spill containment over the first four hours using our manpower and means, resources located near the Varandey terminal and professional rescue team on 24/7 duty around the platform.

ШЕЛЬФ

In the event of any failure the emergency protection system blocks the oil transshipment in seven seconds! Механизм аварийной защиты отключает перевалку нефти в случае каких-либо сбоев за семь секунд! НГЕ: Экологи говорят, что максимальный разлив может составить десятки тысяч тонн нефти и покрыть 140 тыс. км² и 3,5 тыс. км береговой зоны. Совпадает ли это с вашими оценками? Любин: При подобных расчётах используется абсолютно фантастические данные. К примеру, рассматривается сценарий повреждения основания платформы – кессона, где будет храниться нефть. Но стенка кессона – это три метра бетона, поверх которого – более четырех сантиметров плакированной стали! Это особая сталь высокой твердости, устойчивая к коррозии и износу. По сути, такая конструкция может выдержать сверхнагрузки. То есть речь идет о событиях, которые в обыденной жизни произойти просто не могут и к промышленному освоению месторождения никакого отношения не имеют. Конечно, в теории можно предусмотреть любые варианты, ссылаясь на то, что иначе появляется угроза экологическое безопасности. Но это же абсурд. Границы прогнозируемого нефтяного пятна тоже искусственно увеличены в южном и западном направлениях, вопреки гидрометеорологическим условиям. Причем в расчетах, которые периодически возникают в прессе, модель пятна непрерывно расширяется в течение 10 суток. Это в принципе нереально, поскольку разработанный план

What we do

Leading provider of marine services in the following areas: • Oil & gas terminals • LNG terminals • SPM terminals • Floating Production (FLNG, FPSO, FSO) • Mining logistics

The leading provider of marine support services

Head office The Netherlands T +31 10 454 9911 (24/7)

Russia T +7 8617 300 630 info@smitlamnalco.com

SMITLAMNALCO.COM

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

#10 October 2013

OFFSHORE Unfortunately, people who are not specialists aren’t always able to tell the difference between provocative statements from the real data.

OGE: Environmentalists also say the rescuers’ base is a thousand miles away from the rig and that they wouldn’t be able to reach the rig in time in case of emergency. Have you taken this into account in your oil spill response plan?

Lyubin: This is fiction, too, as is the constantly repeated assertion that we have no necessary equipment for emergency response.

As I said earlier, two icebreakers moored right next to the rig are on 24/7 duty, while some equipment is located on the rig itself. Additional equipment for coastline protection is located in Varandey, which is only 55 kilometers away from the platform. Finally, the Emergency Situations Ministry opened this year a rescue emergency center in Naryan-Mar, less than 250 kilometers away.

OGE: Your critics also claimed that a large amount of equipment delivered to the rig is faulty. How did you address these risks?

Lyubin: All equipment was acquired from the world’s leading manufacturers of oilfield equipment and systems taking into account the rig’s production requirements. The list of suppliers includes both Russian and foreign companies such as Aker Solutions, Siemens, Baker Hughes and others. In any case, during the commissioning stage, all systems undergo a very thorough performance check. I doubt that anyone could seriously believe that we would use faulty equipment to execute such a large and complex project.

Gennady Lyubin was born on Sept. 12, 1965, in Malgobek, Chechen-Ingush Autonomous S.S.R. In 1990, he graduated from Grozny’s Millionshchikov State Oil Institute, majoring in Oilfield Development Technology and Integrated Mechanization. Lyubin completed INSEAD International Business School training programs in the UK and the US. In 1990-1998 he worked as an oil and gas production operator, foreman, oil and gas production section supervisor, chief engineer at Kharampurneft production subsidiary and then at Purneftegaz. In 1998, he was appointed chief at Tarasovskneft production subsidiary. In 1998–2005, Lyubin worked as production subsidiary chief, head of the Palyanovsky Oil Production Territorial Project, and later as deputy general director for new projects at Zapolyarneft. From 2005 to 2008 he was the general director at Gazpromneft-Khantos. In 2008– 2011, he worked as general director at GazpromneftNoyabrskneftegaz. In 2011, he was appointed executive director on projects implementation at GazpromneftRazvitie. He has held his current job of executive director at Gazprom Neft Shelf since 2012.

34

PHOTO: VLADIMIR ANTROPOV / ФОТО: ВЛАДИМИР АНТРОПОВ

OGE: As known, the topside was taken from the decommissioned Hutton rig that had been built in 1984 and operated in the North Sea. How can you guarantee the reliability of this 30-year-old structure?

Lyubin: Information about the purchase of Hutton has fuelled endless speculations about this allegedly old rig that we operate. I want to reiterate that the Prirazlomnaya rig is a new facility, the one that was built to operate in the specific weather conditions of the Pechora Sea. The lower toe part has a unique design. During construction of the topside, the manufacturer used brand new equipment and several supporting structures from Hutton with impeccable reliability and durability, as repeatedly tested and confirmed. In fact, this is a new facility. So those who talk

ликвидации разливов предусматривает локализацию пятна в течение четырех часов при помощи наших сил и средств, ресурсов, расположенных в районе терминала в Варандее, а также профессионального аварийно-спасательного формирования, несущего круглосуточное дежурство в районе платформы. К сожалению люди, не являющиеся специалистами, не всегда в состоянии отличить какие-то провокационные заявления от реальных данных.

НГЕ: Еще экологи говорят, что базы спасателей находятся в тысяче километров от платформы, что на помощь вовремя не подоспеть. Вы этот факт учитываете в своем плане ЛРН? Любин: И это тоже вымысел, как и постоянно звучащий тезис о том, что у нас нет никакого необходимого оборудования для ликвидации аварий. Как я уже говорил, вокруг платформы постоянно дежурит два ледокола, часть оборудования расположено на ней самой. Дополнительное оборудование для защиты береговой линии находится в Варандее, который от платформы отделяет всего в 55 км. Наконец, в Нарьян-Маре, на расстоянии менее 250 км от нас, в этом году открыта база аварийно-спасательного центра МЧС. НГЕ: Звучало мнение, что большое количество поставляемого на платформу оборудования было с браком. Как вы устраняли эти риски? Любин: Все оборудование закупалось у мировых лидеров производства нефтепромысловых устройств и систем с учетом требований эксплуатации объекта. Среди поставщиков есть как российские, так и иностранные компании, в том числе такие как Aker Solutions, Siemens, Baker Hughes и другие. В любом случае, во время пуско-наладочных работ все системы проходят очень тщательную проверку работоспособности. Не думаю, что кто-то может всерьез решить, что для реализации такого крупного и сложного проекта можно использовать какую-то бракованную продукцию. НГЕ: Известно, что верхняя часть платформы взята со списанной платформы «Хаттон» 1984 года постройки, эксплуатировавшейся раньше в Северном море. Как можно дать гарантию, что эта конструкция 30-летней давности будет надежной? Любин: Информация о приобретении «Хаттона» служит темой бесконечных спекуляций о якобы старой платформе, на которой мы работаем. Хочу еще раз Геннадий Любин родился 12 сентября 1965 года в Малгобеке (Чечено-Ингушская АССР). В 1990 году окончил Грозненский нефтяной институт им. Академика М.Д. Миллионщикова по специальности: «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных месторождений». В разные годы проходил обучение на курсах международной бизнесшколы INSEAD в Великобритании и США. С 1990 по 1998 год работал оператором по добыче нефти и газа, мастером, начальником цеха добычи нефти и газа, главным инженером НГДУ «Харампурнефть», ПО «Пурнефтегаз». В 1998 году – начальник НГДУ «Тарасовскнефть». С 1998 по 2005 год работал начальником НГДУ, начальником Территориального проекта по добыче нефти «Пальяновский», заместителем генерального директора по новым проектам «Заполярнефть». В 2005–2008 годах – генеральный директор ООО «Газпромнефть-Хантос». В 2008–2011 годах – генеральный директор ООО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз». В 2011 году был назначен исполнительный директор по реализации российских проектов ООО «Газпромнефть-Развитие». С 2012 года – исполнительный директор ООО «Газпром нефть шельф».

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

about some old rig are either sincerely mistaken or deliberately use Hutton’s purchase to create this myth about a looming global disaster.

OGE: We can also hear that project costs keep rising.

Can you comment on this?

Lyubin: Up until now we have spent about 100 billion rubles ($3.13 billion) on this project, and the cost of the rig alone accounts for 60 billion ($1.9 billion). The rest has been spent on the coastal infrastructure, vessels, tools to ensure work safety. Approximately the same amount of investment will be required for the entire duration of the project, taking into account operating costs. The price of the rig will remain the same.

OGE: What will happen to the rig after production comes to an end?

Lyubin: The field’s depletion period is 25 years and the operating life of the reinforced-concrete rig framework is 50 years minimum. We are talking about the structure as a whole. Of course, during this period, we will be repairing and replacing certain parts of the operating equipment. After completing the project we will kill the drilled wells and transport the rig to the shore for disposal.

The year when oil production at the Prirazlomnoye field is expected to peak at 6 million tons per annum Год, в котором проект разработки Приразломного месторождения выйдет на пик добычи – 6 млн т OGE: What kind of dialogue would you like to establish with environmental organizations?

Lyubin: A constructive one. All calculations that we make – including those that relate to environment – fully comply with Russian law and the regulations of international maritime transportation. If the existing laws don’t suit someone, they can always launch initiatives to change them, presenting their arguments and calculations. I’m convinced this would be a more civilized way to handle this issue instead of spreading the myths about our alleged use of 30-year-old technology and equipment.

OGE: Are any unique technologies or solutions applied in this project?

Lyubin: I can say that the caisson is a unique piece of equipment. It bears the main load and the reliability of the rig depends on its own reliability. The specially designed caisson part has allowed us to create a facility that successfully resists the Arctic climate, waves and ice, to protect all equipment and to ensure safe operation. At the same time, each offshore platform is unique as they are usually custom-built for specific projects.

The Prirazlomnaya rig’s topside is a more conventional structure, but, naturally, it has also been adapted to Arctic conditions. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ШЕЛЬФ отметить: платформа «Приразломная» – это новый объект, который строился для работы с учетом конкретных природно-климатических условий региона, где расположено месторождение. Нижняя кессонная часть – уникальная конструкция. При строительстве верхнего строения использовалось абсолютно новое оборудование и несколько несущих конструкций от «Хаттона», надежность и прочность которых были многократно проверены и подтверждены. По сути – это заново созданный объект. Так что те, кто говорит о какой-то старой платформе или действительно искренне заблуждаются, или сознательно создают на факте покупки «Хаттона» миф о грозящей миру катастрофе.

НГЕ: Также говорят о том, что постоянно повышается стоимость проекта. Вы можете это прокомментировать? Любин: На сегодняшний день исторические затраты на реализацию проекта составляют порядка 100 млрд рублей, из которых около 60 млрд рублей – это цена самой платформы. Остальное – это береговая инфраструктура, суда, средства обеспечения безопасности работ. Приблизительно такой же объем инвестиций потребуется на весь срок реализации проекта с учетом операционных затрат. А цена платформы остается неизменной. НГЕ: Что будет с платформой, когда разработка месторождения завершится? Любин: Проектный срок эксплуатации месторождения – 25 лет, а железобетонной конструкции платформы – минимум 50 лет. Мы говорим о конструкции в целом, понятно, что рабочее оборудование в течение этого времени будет ремонтироваться или меняться. После завершения разработки Приразломного проектом предусмотрена ликвидация пробуренных скважин и доставка платформы на берег для дальнейшей утилизации. НГЕ: В каком режиме вы хотели бы наладить диалог с общественными природоохранными организациями? Любин: В конструктивном. Все расчеты, которые мы производим, в том числе в вопросах охраны окружающей среды, полностью соответствуют и нормам законодательства, и правилам международного судоходства. Если когото не устраивают существующие законы, они всегда могут выступить с инициативами по их изменению, представив свои аргументы и расчеты. Уверен, это более цивилизованная практика, чем распространение мифов о том, что мы используем технологии и оборудование 30-летней давности. НГЕ: Есть ли в проекте какие-то уникальные технологии или решения? Любин: Я могу сказать, что кессон – это уникальнейшая разработка. Он несет на себе основную нагрузку, и от его надежности зависит надежность всей платформы. Именно специально разработанная кессонная часть позволила нам создать объект, который может успешно противостоять арктическому климату – волнам, льдам, защищать все оборудование и обеспечивать безопасную работу. Но если говорить о морских платформах – они все по-своему уникальны и изготавливаются, как правило, под конкретные проекты. Верхняя часть «Приразломной» представляет собой более стандартный объект, но он, конечно, тоже адаптирован к арктическим условиям.

35

EVENT

See You Again in 2015!

The 2nd SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition as seen by exhibitors, delegates and visitors Compiled by Yekaterina Ponomaryova, Bojan Soc Photos by Petr Degtyarev

36

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

СОБЫТИЕ

До новых встреч в 2015-м! Вторая конференция и выставка SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике глазами экспонентов, делегатов и посетителей Записали: Екатерина Пономарева, Боян Шоч Фото: Петр Дегтярев

ANASTASIA RYZHKOVA, advertising and information specialist, FundamentStroiArkos Tyumen Our company is exhibiting here for the first time. We’ve been driven to appear at AEE 2013 by the event’s profile – we specialize in construction in permafrost environment. The Arctic and northern regions are exactly our territory. Оur target audience is present, no one is here by accident. Moreover, on parallel tracks we also got a conference, which generates a lot of interest. We will also be delivering a presentation at the conference on the topic of construction of buildings and facilities in permafrost conditions.

АНАСТАСИЯ РЫЖКОВА, специалист по рекламному-информационному сопровождению ООО НПО «ФундаментCтройАркос» Наша компания впервые принимает участие в этой выставке. Наше появление здесь продиктовано направленностью мероприятия – мы как раз занимаемся строительством в условиях вечной мерзлоты. Арктика и северные регионы – это именно та территория, на которой мы работаем. На выставке присутствует наша целевая аудитория, случайных компаний здесь нет. К тому же, параллельно проходит конференция, вызывающая большой интерес. Мы, в частности, тоже выступим с докладом на тему «Строительство зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах».

DMITRY REZNIKOV, equipment specialist, EPAK Servis We exhibited at the first AEE show back in 2011. We have to be here since our target audience is here, too. People approach our booth, talk to us, and in contrast to other shows the number of those who really are our target audience is greater.

We’ve seen all major companies we work with, and many leading universities are here as well. I don’t think that smallsize companies with big budgets are likely to emerge in this market abruptly and without notice. Naturally, in the future we’d like to see more service companies – both Russian and foreign – at the show.

ДМИТРИЙ РЕЗНИКОВ, специалист по оборудованию, ЗАО «ЭПАК-Сервис» Мы выставлялись на первой выставке AEE два года назад. Мы обязательно выставляемся здесь, поскольку здесь присутствует целевая аудитория. Люди подходят, общаются, это целенаправленные контакты, в отличие от других выставок, здесь больше целевой аудитории. Мы увидели все те же крупные компании, с которыми работаем постоянно, крупные ВУЗы. Я не думаю, что на этом рынке резко и незаметно могут появиться маленькие компании с огромным бюджетом. Конечно, хотелось бы увидеть здесь больше сервисных компаний, как российских, так и зарубежных.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

#10 October 2013

EVENT

YEVGENY BYCHKOV, business development manager, Completions & Intervention Russia, Baker Hughes This time we have showcased many new technologies, including Sure Trak steerable drilling liner service, GeoFORM Conformable Sand Management System and others. In regard to event organization, I liked the fact that everything can be found very quickly, there is signage all around – which way to go, where to register, and the girls at the reception desk are really friendly.

We regularly participate in exhibitions, and each time there is an opportunity to learn a lot of new, interesting things. That benefits both the exhibitors and visitors as new technologies appear every year and this is an excellent opportunity to meet new people.

Of course, today’s visitors appreciate visualization, they’re not just interested in thumbing through print materials, they want to be able to touch the equipment, and thanks to the video clips that are broadcast at our exhibition booth they now have the opportunity to see the new technologies in motion. Interactive features of our stand strengthen the visitors’ reception. Just telling them a story and waving your hands will produce some effect, but it’s a great deal more interesting for a visitor to see on the screen how this or that technology was applied offshore, the way efficiency parameters were calculated, etc. From experience, the power of words is stronger if it’s backed up by visuals, the effect is significantly greater.

ЕВГЕНИЙ БЫЧКОВ, менеджер по развитию бизнеса, заканчивание скважин, ловильные работы и КРС, Baker Hughes В этот раз мы представили на выставке множество новых технологий – в частности, бурение на управляемом хвостовике Sure Trak, систему GeoFORM для предотвращения выноса песка в скважине с открытым забоем и др. Что касается самой организации мероприятия, понравилось, что все можно найти очень быстро, везде есть указатели – как пройти, где оформится, на стойке регистрации работают приветливые девушки. Мы регулярно выставляемся, и каждый раз можно узнать много нового, интересного – как непосредственно самим выставляющимся компаниям, так и посетителям, которые приходят сюда, поскольку с каждым годом появляются новые технологии, можно встретиться с новыми людьми. Конечно, визуализация важна для посетителя, и сегодня ему уже не интересно просто полистать материалы, ему важно прикоснуться к оборудованию, а благодаря транслируемым на стенде видеороликам, у него теперь есть возможность увидеть новые технологии, о которых мы рассказываем, непосредственно в действии. Интерактивность стенда усиливает восприятие человека. Если просто рассказать и помахать руками – это одно, но когда на экране видно как на шельфе применялась та или иная технология, считались показатели эффективности оборудования, и так далее, человеку будет намного интереснее. Как показывает практика, слово более сильно, если оно подкреплено визуализацией, эффект намного больше.

MUMINAT MAGOMEDGADZHIYEVA, chief specialist, Thermal Stabilization, Engineering Protection and Monitoring Dept., Fundamentproekt My goal at the exhibition is to obtain new information and valuable ideas. Very often we carry out different types of work related to oil and gas production, designing. Our institute is exhibiting here and that makes me very proud.

МУМИНАТ МАГОМЕДГАДЖИЕВА, главный специалист отдела термостабилизации, инженерной защиты и мониторинга ОАО «Фундаментпроект» – Цель моего присутствия на выставке – получение новой информации и ценных идей. Мы очень часто выполняем различные виды работ, связанные с добычей нефти и газа, с проектированием. На выставке представлен наш институт, чем я очень горжусь.

38

A female visitor who spoke on condition of anonymity

Посетительница, пожелавшая остаться анонимной

I go to exhibitions often. I can afford that at my age. I used to teach at the Gubkin Oil & Gas University. I’m 71 and due to my age I can only follow the changes occurring in the industry, but I don’t take part in any of that. It’s really pleasant to see my university’s exhibition booth, I’m proud of it. The exhibition caters exclusively to the target audience, which is nice.

– На выставки езжу часто. В моем возрасте могу себе это позволить. Я бывший преподаватель РГУ нефти и газа. В силу возраста (мне 71 год), я могу только следить за изменениями в этой отрасли, но никак не участвую. Очень приятно видеть стенд своего университета, горжусь им. Выставка исключительно для целевой аудитории, что приятно.

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

СОБЫТИЕ JOHN POSTLE, president, Hardbanding Solutions (USA) I made some useful contacts and met some companies that we wanted to meet with, so I would say the show was good from that standpoint. It’s our first time here, we’re already selling in Russia. We sell hardbanding – welded coating that’s applied to drillpipe. We’ve made a couple of new ones, potentially some good customers. The users of our product are companies like Gazprom and Rosneft, they approve the use of our product and then service companies apply it for the drilling companies. We’d like to see more service companies, but we really need to get the approval of Gazprom.

Exhibitors always want more attendees, we would hope for more, but we did have some important companies come through.

You can always have a lot of attendees and most of them are not very good.

ДЖОН ПОСТЛ, президент, Hardbanding Solutions (США) Я установил ряд полезных контактов, встретился с представителями компаний, с которыми давно хотел наладить связь, и с этой точки зрения могу сказать, что выставка получилась хорошей. Мы впервые здесь, хотя уже продаем нашу продукцию в России. Наш продукт – hardbanding, наплавка замков бурильных труб. Экспонентам всегда хочется, чтобы посетителей было больше, мы тоже надеялись на большую посещаемость, но все равно довольны, поскольку ряд важных для нас компаний присутствуют здесь. Конечно, можно собрать и гораздо большее число посетителей, но среди них далеко не все будут теми, кто вам нужен. В этот раз мы завели новые знакомства с потенциальными клиентами. Нашу продукцию используют такие компании, как «Газпром» и «Роснефть», они же одобряют ее, после чего сервисные компании устанавливают продукт непосредственно для буровиков. Нам бы хотелось, чтобы на выставке присутствовало больше сервисных компаний, но, в конечном счете, нам все равно нужны одобрения «Газпрома» на использование нашей продукции.

SERGEI MELIKOV, deputy general director, Ballast Pipelines SVAP Ltd. This is the first time we’re exhibiting here. We were driven by the fact that SPE is the show organizer. We though the audience would be a bit closer to what we do, but the event’s profile turned out to be somewhat different: here the stress is on production and we produce pipes. Overall it’s not bad, visitors come to see us, display interest in what we do...

Considering that the show’s emphasis is on drilling engineering and reservoir exploration, pipeline transport was left a bit aside, it didn’t exactly fit the event’s format. We have supplied over 1,000 kilometers of pipe for various projects, including LUKOIL’s project in Varandei at the Baydaratskaya Bay. Our stand features our thermally-protected pipe, which is designed for offshore projects and provides a high degree of protection from icebergs, stranded ice, etc.

СЕРГЕЙ МЕЛИКОВ, заместитель генерального директора по развитию ООО «Балластные трубопроводы СВАП» На этой выставке мы участвуем впервые. Нам это было интересно, поскольку организатор – SPE. Мы думали, что здесь более близкая к нам аудитория, но профиль оказался немного не наш: здесь акцент на добыче, а мы производим трубы. В целом – неплохо, люди подходят, интересуются... Учитывая, что акцент несколько смещен под инжиниринг бурения и разведку пластов, нефтепроводный транспорт остался несколько в стороне, за форматом мероприятия. Мы поставили более 1 000 км труб в разные проекты, в частности, в Варандее на Байдарацкой губе были поставщиком труб для «ЛУКОЙЛа». На стенде выставлена наша труба с тепловой защитой, рассчитанная на шельфовые проекты, и отличающаяся высокой степенью защиты – от айсбергов, стамух...

ALEXANDER PAPUSHA, chair of Continuum Mechanics and Offshore Petroleum Engineering Dept., Murmansk State Technical University I attended this conference in the past and my general impression is that it’s getting better, both in terms of quality, attendance and discussed topics. Last time we proposed that undergraduate and graduate students, our young colleagues, get involved and that proposal was accepted – they are being honored today and their papers have received praise. I think that the forum would benefit it there were more participants from other Arctic countries, namely the U.S. (Alaska) and Canada.

I visited the show, it’s improving. We’d like to see more exhibits and technical solutions developed specifically for our Arctic projects, which are in initial stages such as development of the Prirazlomnoye field and later – the joint project of Rosneft and ExxonMobil in the Kara Sea. It would be nice to have on display more exhibits related to these very projects.

АЛЕКСАНДР ПАПУША, заведующий кафедрой механики сплошных сред и морского нефтегазового дела Мурманского государственного технического университета В работе конференции участвую уже не первый раз, и она с каждым разом улучшается, как по количеству и качеству участников, так и по затрагиваемым темам. Это такое общее впечатление. Кажется, в прошлый раз, мы предложили, чтобы были привлечены студенты, аспиранты, то есть молодые наши коллеги; это было сделано, и вот вы видите, что награждают, хороший отклик получили работы. По-моему, было бы полезно присутствие большего количества участников из арктических регионов, имею в виду США (Аляску) и Канаду. Выставку посетил, она тоже улучшается, на ней мы бы хотели видеть, конечно, больше экспонатов и технических решений именно для наших арктических проектов, которые сейчас начинаются, я имею в виду освоение Приразломного и следующий шаг – то, что планируют «Роснефть» и ExxonMobil в Карском море. Чтобы больше было представлено экспонатов с ориентировкой именно на эти проекты.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

#10 October 2013

EVENT MIKHAIL TOKAREV, executive director, Oil & Gas Center, Moscow State University This is only the second time the AEE conference is being held and the topic is extremely hot because of the numerous offshore projects that have been launched this year (I have in mind surveys for rig construction), so it’s the right moment to hold a forum like this. The conference was good, featuring impressive speeches, a strong lineup of speakers... Secondly, we would need to change the year of the event as Russian Arctic Offshore (RAO) Conference in St. Petersburg also takes place in odd years.

МИХИАЛ ТОКАРЕВ, исполнительный директор Нефтегазового центра МГУ им. М.В. Ломоносова Эта конференция проходит всего второй раз, и эта тема чрезвычайно актуальна потому, что если мы посмотрим на количество морских проектов, которые в этом году реально запустились (имею в виду изыскания под строительство буровых) то это, конечно, самое время, чтобы проводить подобный форум. Конференция получилась хорошей – достойные доклады, выступающие... Во-вторых, надо будет сменить год, поскольку по нечетным годам также проходит Russian Arctic Offshore (RAO) Conference в Санкт-Петербурге.

40

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

СОБЫТИЕ

41

THE BALKANS

NIS Pursues Exploration in the Balkans, Reports Improved Refining Results

NIS ведет разведку на Балканах и улучшает показатели переработки нефти Elena Zhuk

Елена Жук

Having completed the first stage of a major processing upgrade in 2012, Serbia-based Naftna Industrija Srbije (NIS) is now also stepping up its upstream activities.

Объявившая в прошлом году о завершении первого этапа крупной модернизации нефтеперерабатывающих мощностей сербская компания NIS сегодня также хорошо заметна в сегменте разведки и добычи.

N

апланировав масштабные работы в области геологоразведки не только в Сербии, но и в других странах балканского региона – Румынии, Венгрии, Боснии и Герцеговине, NIS нацелилась на область Паннонского бассейна с намерением сохранить высокую положительную динамику прироста запасов, опережающего увеличение добычи. Как сообщил гендиректор NIS Кирилл Кравченко в беседе с журналистами в середине сентября, величина ожидаемого прироста запасов в этом году составляет 19%, и в ближайшие два года вырастет до 20%, тогда как на момент приобретения «Газпром нефтью» 51% NIS в 2009 году этот показатель не превышал 1%. В июне началось бурение разведочной скважины на месторождении Algyo концессионного блока Mako в Венгрии, где также подготовлен портфель объектов для поискового бурения на следующий год; в Боснии и Герцеговине завершена 2D сейсмика, проведена ее интерпретация и сейчас ведется бурение первой из выбранных приоритетных поисковых скважин. В Румынии выполняется бурение скважины на блоке Джимболия и начата съемка 3D сейсмики на блоке EX-2. В Сербии завершили съемку 3D на площадях Итебей и Кикинда, приступили к работам на площадях Чока и Милошево, пробурили две поисковые скважины по технологии Slim Hole и подготовили портфель объектов для разведочного и поискового бурения на 2014 год. Отвечая на вопрос НГЕ, Кирилл Кравченко сообщил, что результаты разведочного бурения в Сербии и в концессиях должны стать известны до конца осени. Несмотря на то, что в области ГРР процент успешных работ обычно не превышает 30%, в компании оптимистично настроены на положительный результат, исходя из того, что NIS располагает рядом проектов в регионе.

IS has planned to launch a full-scale exploration campaign not only in Serbia, but also in other Balkan countries – Romania, Hungary, Bosnia and Herzegovina. In line with this strategy, the company targets the Pannonian Basin intending to keep annual reserves growth rate ahead of production increase figures. This year, its reserves are expected to grow 19 percent, and should eventually reach 20 percent over the next two years, compared with about 1 percent growth in 2009 when Gazprom Neft acquired 51 percent of the company, NIS general manager Kirill Kravchenko told journalists in mid-September.

In June, NIS started to drill a wildcat well at the Algyo field in the Mako concession block in Hungary.

Next year, the company will begin exploration drilling at a host of other sites in the same area. In Bosnia and Herzegovina, NIS completed 2D seismic survey, interpreted the data and is now drilling the first of the selected high-priority exploration wells. In Romania, NIS is drilling a well in the Jimbolia block, and has started 3D seismic survey in the EX-2 block. In Serbia, it has completed 3D surveying of Itebej and Kikinda, commenced work in Coka and Milosevo areas, drilled two exploration wells (using Slim Hole technology) and prepared a portfolio of sites for wildcat and exploration drilling in 2014.

Asked by OGE about the results of the exploration drilling campaign in Serbia and on the concession blocks in other countries, Kravchenko replied that they would be revealed by the end of fall. Despite the fact that the success rate in exploration projects usually fails to top 30 percent, NIS is optimistic about the positive outcome of its campaign considering that is runs a number of projects in the region.

42

З

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

БАЛКАНЫ

PHOTO: DARKO STANIMIROVIC / ФОТО: ДАРКО СТАНИМИРОВИЧ

Налоговая система стимулирует развитие технологий разведки и добычи

● According to NIS general manager Kirill Kravchenko, the company’s reserves will grow by 20 percent over the next two years ● По словам гендиректора NIS Кирилла Кравченко, в ближайшие два года прирост запасов компании составит 20%

Tax System Spurs Upstream Development NIS regards the E&P sector as a development driver.

Compared to Russia, upstream and downstream taxation in Serbia is “flipped,” meaning that refining operations in Serbia are much less lucrative than in Russia, while in E&P projects the situation is the exact opposite, explained Kravchenko.

Such legal framework facilitated NIS investments in the development of R&D for upstream. The company set up the Center for Unconventional Resources, responsible for selection, adaptation and testing the methods of developing unconventional resources and for streamlining such methods into commercially viable technologies.

The Center also researches high-viscosity oil: an exploration well has already been drilled at the Gai field, confirming reserves of heavy oil with viscosity of up to 2,000 mPa*s. Experiments are also being conducted to improve production efficiency by using horizontal well technology.

Annual production, t Объем добычи, т +77%

1000 1022,461

1805,835

500 0 2009 Actual output / факт

Поиск баланса в сервисе Бурение, капитальный ремонт скважин и сейсморазведка – основные направления сервисного блока NIS, который выполняет около 60-70% всех работ в регионе активности компании, оставляя 30-40% на долю привлеченных по

Wells drilled Количество пробуренных скважин

2000 1500

В NIS разведку и добычу считают локомотивом развития. Как пояснил Кравченко, налогообложение в сегментах разведки и добычи, а также переработки и сбыта в Сербии «перевернуто» относительно налогообложения в России, поэтому, по сравнению с Россией, переработка нефти в Сербии гораздо менее выгодна. В разведке и добыче дело обстоит с «точностью до наоборот». Такая ситуация способствовала тому, что NIS инвестировала в развитие науки в области разведки и добычи. Был создан Центр неконвенциональных ресурсов, в сферу деятельности которого входит выбор, адаптация и тестирование методов разработки нетрадиционных ресурсов с целью получения коммерческого результата за счет использования этих методов, их постановки «на поток». В Центре занимаются высоковязкой нефтью: пробурена разведочная скважина на месторождении Гай, подтвердившая запасы нефти вязкостью до 2 000 мПа*с, и ведутся эксперименты по повышению эффективности добычи с созданием системы разработки на основе горизонтальных скважин. Другое направление, находящееся в фокусе внимания Центра – низкопроницаемые коллекторы и нефтяные сланцы. В рамках доразведки низкопроницаемых коллекторов Паннонского и Баденского комплексов, совместно с компанией Halliburton, ведется бурение горизонтальной поисково-разведочной скважины VPO-1, при этом готовятся программы интенсификации добычи с применением горизонтальных скважин. Совместно с Белградским университетом, ведутся концептуальные проработки добычи в Сербии метана угольных пластов. Из ряда новых технологий, адаптация и внедрение которых ведется Центром, можно выделить технологию геоэлектрического сканирования для выявления загрязнения территории нефтепродуктами, а также технологию бурения и эксплуатации скважин малого диаметра (Slim Hole), которая уже применяется в проекте разработки малых месторождений.

2013 (Expected output / ожидаемый объем)

80 70 60 50 40 30 20 10 0

Oil recovery factor, % Коэффициент извлечения нефти (КИН), %

+133 % 63

+50 % 18 2009 Actual / факт

27 2013 Forecast / прогноз

2015 Plan / план

40 35 30 25 20 15 10 5 0

28%

2009 Actual / факт

34%

36%

2013 Forecast / прогноз

2015 Plan / план

SOURCE / ИСТОЧНИК: NIS

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

43

#10 October 2013

THE BALKANS

результатам тендеров подрядчиков. По словам Кравченко, расширять бизнес нефтесервиса компания не намерена, поскольку основная задача этого блока – поддерживать плановый уровень добычи, а использование стороннего сервиса осуществляется для создания конкуренции и сравнения. Но и полностью отказываться от собственного сервиса, как в последнее время поступают крупные добывающие российские компании, в NIS не видят смысла: в условиях относительной неразвитости регионального рынка сервиса, продажа таких активов резко поднимает стоимость услуг. При этом из собственного флота в десять буровых установок производства NOV две предназначены для глубокого бурения и на Балканах не востребованы, поэтому работали в других регионах – в Египте, где недавно завершились работы с ее применением, и в Туркменистане; там у NIS давно берет буровую в распоряжение добывающая PHOTO / ФОТО: NIS

The Center’s other points of interest are low-permeability reservoirs and oil shales. As part of its detailed exploration campaign on tight reservoirs of Pannonian and Baden complexes, NIS and Halliburton are jointly drilling a VPO-1 horizontal exploration well. On parallel tracks, well stimulation programs are being put together using horizontal wells.

Jointly with the University of Belgrade, NIS runs conceptual study of coalbed methane production in Serbia.

The Center adapted and implemented a number of new technologies, including such breakthrough processes as geoelectric scanning technology for detecting contamination by oil products, as well as the technology for drilling and operating small-diameter wells (Slim Hole technology), which is already used in the company’s small-fields development project.

NIS won’t expand the company’s services business.

Its major purpose is to sustain the level of planned oil production

Balancing Services

€130 млн на базовые масла

Drilling, well workovers and seismic surveys are the key services provided by NIS’ oilfield services arm, which currently performs around 60-70 percent of servicing jobs. Service contractors – the winners of NIS-staged tenders – account for the remaining 30-40 percent.

According to Kravchenko, NIS doesn’t intend to expand its services sector, whose chief function is to support the forecast output level. Meanwhile, the company will continue to use third-party services in order to create competition and to compare costs and performance,

В области нефтепереработки, после первого этапа модернизации, NIS сегодня может похвастаться высоким индексом Нельсона, обобщенной характеристикой качества и стоимости вторичных процессов переработки НПЗ. По данным компании, он выше среднеевропейского и значительно выше среднероссийского показателя, и составит в 2013 году 8,9 против 6,1 и 5,1, соответственно. Планируется, что после завершения строительства комплекса по производству базовых масел на НПЗ Нови-Сад к 2017 году значение индекса возрастет до 11,5, являясь

3D seismic volumes, sq. km Объемы 3D сейсмики, км2

компания Dragon Oil (OАЭ). Где окажутся эти две установки в ближайшее время, будет зависеть от рыночных предложений, среди возможных направлений – Туркменистан и Ирак. Со следующего года, после планового окончания проектов разведки на Балканах, в «рыночное плавание» отправится и часть приобретенного в 2012 году флота 3D сейсмики.

4000

800

942

400

2000

+597 % 7%

0 2013 Forecast / Прогноз

100%

200 181

75

150

50

100

25

50

3113

2657

1000

342 2012

+17%

3000

+175%

600

Sales breakdown by product 2016-2020 (’000 t) Структура продаж 2016-2020 (тыс. т)

Refining output, ‘000 t Объемы переработки нефти, тыс. т

1000

200

Расширять нефтесервисный бизнес компания не намерена, основная задача этого блока – поддержка планового уровня добычи

43%

0

0 2009

2013 Forecast / Прогноз

European standard / Европейское качество

0

146

126

55

35 2016

2017

76

96

105

85 2018

2019

47

134

2020

Base oils / Базовые масла Finished products / Готовые продукты

SOURCE / ИСТОЧНИК: NIS

44

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

БАЛКАНЫ

added the general manager. Yet NIS doesn’t see the point in divesting its services arm as Russian oil majors have been doing in recent years: in a relatively underdeveloped regional services market, the sale of such assets is likely to spur quick growth of the cost of services.

Two of the company’s 10 NOV-manufactured rigs are designed for deep drilling, which is not in demand in the Balkans, and had therefore been moved to other countries such as Egypt, where one of the deep-drilling rigs has recently been used in a project. The other rig was operated in Turkmenistan by the UAE-based Dragon Oil. In the near future, the exact location of these two rigs will depend on the market offers – possible destinations include Turkmenistan and Iraq. Starting 2014, some of the company’s fleet of 3D seismic tools (acquired in 2012) will be available on the market, after completing a series of running exploration projects in the Balkans.

PHOTO / ФОТО: NIS

€130-Million Base Oil Project

● The E&P sector will drive NIS’ development

The company does well in the downstream seg- ● Сегмент разведки и добычи – локомотив развития NIS ment, too. Its 2013 Nelson complexity index (a generic assessment of the quality and cost of the refinery’s deep интегрированным показателем по двум заводам – в Панчево processing units) is higher than the European average и в Нови-Саде. and well above the Russia’s average, reaching 8.9 versus Если оценивать нефтепереработку компании с точки 6.1 and 5.1 respectively. After completing the base oils зрения эффективности, то соответствующий показатель, production complex at Novi Sad refinery, the index is индекс Соломона, также превышает и среднеевропейский, expected to rise by 2017 to 11.5 for the two refineries, и среднероссийский показатель. По словам Кравченко, «слаPancevo and Novi Sad. бым местом» компании в формировании показателя являMeasured by the Solomon index, efficiency of NIS’ лась низкая энергоэффективность, и в ближайшие 1,5-2 downstream tops the European and Russian averag- года в NIS будут работать над доведением ее до приемлемого es. According to Kravchenko, the Solomon index has уровня. shown that NIS’ “soft spot” was the low energy effiНа следующем этапе модернизации перед компанией ciency, so over the next one-and-a-half to two years the стоит задача создания комплекса переработки тяжелых company’s specialists will be focused on improving it. остатков. Сейчас акционеры определяются со способом During the next stage of modernization, the com- переработки – выбор идет между коксованием и глубоким pany wants to set up a complex for processing the heavy гидрокрекингом. Также ведется работа по интеграции двух residue. Currently, the shareholdплощадок заводов в единый комers are choosing the processing плекс. method, deciding between coking На производственных мощноand deep hydrocracking. Work is стях в Нови-Саде уже в ближайшее also underway on integrating the время должна начаться реализация two refineries into a single comпроекта по строительству Центра plex.

The Nelson index at NIS refineries in 2013 по производству базовых масел, как In Novi Sad project impleнафтеновых, так и парафиновых. mentation is to start soon to build Индекс Нельсона на НПЗ NIS в 2013 году По словам Кравченко, подобное base oil production Center for производство сегодня налажено both naphthene- and paraffine-based oils. As of today, только в Швеции, но туда в качестве сырья поставляется such facility operates in Sweden only using Venezuelan нефть из Венесуэлы. У NIS есть преимущество в наличии crude as feedstock, added Kravchenko. NIS’ advantage is местной нефти сорта «велебит», оптимальной по своим the local Velebit crude with physical and chemical prop- физико-химическим свойствам для изготовления данного erties that are optimum for manufacturing this type of типа нефтепродуктов. В производстве будут использоваться oil. The production process will run on residue from и технологические остатки процесса гидрокрекинга с НПЗ hydrocracking unit at Pancevo refinery, increasing the Панчево, повышая эффективность технологической цепочefficiency of the processing chain. By 2016, the launch ки переработки. К 2016 году, на который запланирована year of this €130-million project, the base oil output реализация этого проекта стоимостью €130 млн, объем проshould reach 180,000 tons. изводства должен составить 180 тыс. т базовых масел.

Together with Serbian government, NIS is seeking Совместно с правительством Сербии, NIS ищет страa strategic investor for its HIP Petrohemija petrochemi- тегического инвестора для вхождения в нефтехимическое cal company and expects to attract investors as early предприятие ХИП «Петрохемия». Привлечь инвестора в as next year. NIS’ current share in the company is 12.72 компании рассчитывают в следующем году. Доля NIS в предpercent, with a possible increase to 34 percent. In the приятии составляет 12,72%, с перспективой увеличения near future the second phase of plant reconstruction is до 34%. Вскоре должна начаться реализация второй фазы to start, which is expected to be finished in one-and-a- реконструкции предприятия, которую планируют законhalf years. чить через полтора года. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

INVESTMENT

Belarusian Oil Market to Become a Battlefield for Russian Companies Soon it will become clear, who is going to get the best piece of the pie

Белорусский нефтяной рынок становится полем битвы российских компаний В ближайшее время выяснится, кому достанутся лучшие куски пирога Vladimir Shlychkov

Владимир Шлычков

U

Д

Uralkali as a Catalyst of the Process

«Уралкалий» как катализатор процесса

ntil recently, the situation with the supply of Russian crude oil to Belarusian refineries has been developing quite predictably. Certain problems in relations between the partners emerged solely in terms of coordinating the quarterly supplies and the annual balance. Minsk asked for more (23 million tons for 2013), and Moscow expectedly offered to provide less – 18,5 million tons.

Everything changed suddenly, and notably the wind of change started to blow from where it was expected the least.

On Aug. 26, Uralkali general director Vladislav Baumgertner was arrested in Minsk. Two days later, Transneft unexpectedly announced plans to carry out repair works at the Druzhba pipeline in September. The company’s representatives reported, that the repair works will lead to the reduction of oil supply agreed for September by 400,000

о недавних пор ситуация с поставками российской сырой нефти на НПЗ Белоруссии развивалась достаточно предсказуемо. Некоторые проблемы в отношениях партнеров возникали лишь в части согласования поквартальных объемов и годового баланса. Минск просил больше (23 млн т на 2013 год), Москва ожидаемо предлагала выделить меньше – 18,5 млн т.

Картина изменилась внезапно, причем ветер перемен задул оттуда, откуда его совсем не ждали. 26 августа в Минске был арестован гендиректор «Уралкалия» Владислав Баумгертнер. Уже через два дня «Транснефть» неожиданно объявила о предстоящем в сентябре ремонте трубопровода «Дружба». В компании сообщили, что ремонтные работы приведут к сокращению сентябрьских поставок российского сырья на 400 тыс. т, предложив нефтяникам переориенPHOTO: IGOR MALASCHENKO / ФОТО: ИГОРЬ МАЛАЩЕНКО

46

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

ИНВЕСТИЦИИ

tons, and offered oil companies to redirect this volume for export via terminals in Ust-Luga, Primorsk or Novorossiysk.

Nevertheless, a number of Russian officials including Deputy Prime Minister Arkady Dvorkovich predictably announced that no political background should be seen in such extraordinary course of events. Many commentators agreed that the oil refining industry, which is crucial for the Belarusian economy, faced serious problems, which could only be solved by Minsk's immediate backtracking on its stance on the so-called “potash scandal.”

However, Minsk turned out to have an ace up its sleeve in Russia. On Sept. 11, Igor Sechin conducted negotiations with Belarus President Alexander Lukashenko and Belneftekhim Chairman Igor Zhilin. In the course of negotiations the head of the Russian oil giant confirmed, that his company would fulfil its contractual obligations regarding oil supply to Belarus. Moreover, Sechin offered to make Rosneft the sole supplier of crude to its Western neighbor, and award it with the status of “special importer.”

Lukashenko welcomed the initiative ordered his government to study the proposal.

Meanwhile, the hypothetical scenario could not but raise concerns among other market players. For instance, LUKOIL President Vagit Alekperov made a stand against this idea on Sept. 27. “I believe, that equal access of all market players should be retained. It made it possible for Belarus to maintain balance and make arrangements with various suppliers… Today there is a law stipulating the access of all legal entities to the pipeline network of the Russian Federation,” he announced on the sidelines of the Sochi 2013 investment forum. Belarusian oil refining industry is immensely attractive for Russian companies, so the competition for leadership in this sector is going to be extremely rough.

тировать эти объемы на экспорт через Усть-Лугу, Приморск или Новороссийск. При этом ряд российских официальных лиц, включая вице-премьера Аркадия Дворковича, предсказуемо призвал не усматривать политическую составляющую в таком нештатном развитии событий. Многим комментаторам показалось, что чрезвычайно важная для белорусской экономики нефтепереработка поставлена перед серьезными проблемами, решить которые можно лишь немедленно дав задний ход в «калийном скандале». Однако у Минска оказался свой джокер в России. 11 сентября Игорь Сечин провел переговоры с Александром Лукашенко и председателем государственного концерна «Белнефтехим» Игорем Жилиным. В их ходе глава российского гиганта подтвердил, что его компания выполнит свои контрактные обязательства по поставкам нефти в Белоруссию. Более того, Сечин предложил сделать «Роснефть» единственным поставщиком нефти в соседнюю республику, наделив ее статусом «специмпортера». Эта инициатива встретила понимание белорусского президента, давшего поручение тщательно проработать этот вариант. Заявленный на встрече в Минске гипотетический сценарий не мог не обеспокоить остальных российских участников рынка. Так, 27 сентября против этой идеи выступил глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов. «Считаю, что равный доступ должен сохраниться. Он давал возможность Белоруссии иметь баланс и договариваться с разными поставщиками… Сегодня есть закон о равной доступности к системе нефтепроводов Российской Федерации», – заявил он в кулуарах инвестиционного форума «Сочи-2013». Белорусская нефтепереработка чрезвычайно привлекательна для российских компаний, так что конкуренция за позиции в этом секторе будет предельно жесткой.

Market Players in Belarus

Сейчас нефть в Белоруссию поставляют восемь российских компаний. Наиболее сильные позиции у «Роснефти», являющейся (с учетом квоты бывшей ТНК-BP) крупнейшим поставщиком. Еще в мае Игорь Сечин говорил, что его компания обеспечивает примерно половину нефти, перерабатываемой на белорусских заводах. Вдобавок ей принадлежат 42,58% пакета акций Мозырского НПЗ (через «Славнефть» – совместный актив с «Газпром нефтью»), свыше 40 АЗС. Только она работает сразу с двумя заводами, Мозырским НПЗ и новополоцким «Нафтаном». Наконец, в совет директоров компании входят влиятельные в Белоруссии глава имеющего здесь дочер-

At present, eight Russian companies supply crude oil to Belarus. Rosneft has the strongest position, being the major supplier (including the former TNK-BP's share).

In May, Sechin claimed that his company accounted for approximately half of oil processed at Belarusian refineries.

Besides, it owns 42.58 percent of shares of Mozyr Oil Refinery (via Slavneft – a common asset with Gazprom Neft) and more than 40 fuel filling stations. This is the only company that cooperates with two refineries at once – Mozyr Oil Refinery and Naftan in Novopolotsk. Finally, its board of directors features some influential business heavyweights such as VTB Bank chief Andrei Kostin (the Russian

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Кто играет в Белоруссии

47

#10 October 2013

INVESTMENT bank has a local subsidiary in Belarus) and Rostekhnologii head Sergei Chemezov.

LUKOIL, the runner-up in terms of supply volumes, entered the Belarusian market earlier than other players, back in 1992. The company supplies crude to Mozyr Oil Refinery. Petroluem products are partly exported and partly sold in the internal market. LUKOIL owns a network of 81 gas stations, as well as LLK-Naftan, a joint venture producing oil additives.

Gazprom Neft supplies crude oil to Mozyr. Oil products are exported to European countries and sold via a network of over 40 proprietary gas stations throughout Belarus.

Surgutneftegaz and Tatneft, which is actively developing its retail business (the company owns eight gas stations and plans to increase that number up to 40), supply oil to Naftan.

Russneft cooperates with Naftan via Slavneftekhim, its subsidiary. The latter supplies the resources of Bashneft to Belarus, as well. A small part of Novopolotsk refinery throughput is provided by Rusvietpetro.

Does Minsk Have a Lobby in Russia?

“There are many pro-Belarusian lobby groups in Russia itself, and Igor Sechin belongs to one of them,” believes Alexander Sinkevich, a Belarusian economist. Their emergence is a sign of new reality in the neighbors' relations.

Sberbank chief German Gref and Gazprom head Alexei Miller have been named recently among the most influential “lobbyists.” Obviously enough, it's got nothing to do with their commitment to Belarusian independence. It’s much simpler.

Firstly, their companies have steady, profitable businesses in Belarus with good prospects for growth. Secondly, Sechin is willing to become an informal manager of economic relations between the countries in general: for instance, he could play a role in the Russian strategic investors' effort to acquire major Belarusian enterprises such as MAZ, BelAZ, Grodno Azot and others. The opportunities of potential “support groups” have been demonstrated quite convincingly.

Transition to Standby Mode The reduction of Russian oil supply to Belarus in September was insignificant. According to Transneft spokesman Igor Dyomin, as a result of Rosneft's active position Transneft adjusted the repair schedule and made use of a new supply route via the Surgut – Polotsk pipeline.

This allowed to pump additional volumes of Rosneft crude, and after a short period, of LUKOIL, Gazprom Neft and

48

нюю структуру банка ВТБ Андрей Костин и руководитель «Ростехнологий» Сергей Чемезов. «ЛУКОЙЛ» (второе место по объемам поставок) пришел на белорусский рынок раньше других, еще в 1992 году. Компания поставляет нефть на Мозырский НПЗ. Часть нефтепродуктов идет на экспорт, часть – на внутренний рынок. «ЛУКОЙЛ» владеет сетью из 81 АЗС и совместным предприятием «ЛЛК-Нафтан» по производству присадок к маслам. «Газпром нефть» поставляет сырье в Мозырь. Продукты переработки экспортируются в европейские страны, а также поступают в сеть собственных АЗС в Белоруссии (свыше 40). «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», активно развивающая свой розничный бизнес (восемь АЗС, в планах довести их количество до 40), осуществляют поставки нефти на «Нафтан». «РуссНефть» работает с «Нафтаном» через дочернюю компанию «Славнефтехим». Последняя поставляет в Белоруссию и ресурсы «Башнефти». Небольшие объемы переработки новополоцкого завода обеспечивает «Русвьетпетро».

Есть ли у Минска лобби в России? «В самой России есть немало пробелорусских лоббистских групп, к одной из которых принадлежит Игорь Сечин», – считает белорусский экономист Александр Синкевич. Их возникновение знаменует новые реалии в отношениях союзников. К наиболее влиятельным «лоббистам» в последнее время причисляют, в частности, глав Сбербанка России Германа Грефа и «Газпрома» Алексея Миллера. И дело здесь, конечно, не в приверженности названных лиц белорусской независимости. Все проще. Во-первых, их структуры имеют в республике устойчивый и прибыльный бизнес с хорошей перспективой роста. Во-вторых, тот же Игорь Сечин готов стать неформальным куратором экономических связей двух стран в целом: например, в плане покупки крупных белорусских предприятий (таких, как МАЗ, «БелАЗ», «Гродноазот» и других) российскими стратегическими инвесторами. Возможности потенциальных «групп поддержки» уже убедительно продемонстрированы.

Переход в режим ожидания Россия в сентябре лишь незначительно сократила поставки нефти в Белоруссию. По словам пресс-секретаря АК «Транснефть» Игоря Демина, в результате активной позиции «Роснефти» его компания скорректировала график ремонтных работ и использовала новый маршрут поставок по трубопроводу Сургут – Полоцк. Это позво-

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

other partners, too. As a result, the cut of oil supply to Belarus amounted to 233,000 tons against the previously anticipated 400,000 tons. The total volume of supply amounted to 1.465 million tons.

The pipeline supply plan for the fourth quarter remains unchanged and provides for the supply of 3.1 million tons. However, Belarusian first Deputy Prime Minister Vladimir Semashko announced at a press conference that this was a provisional figure. According to Semashko, negotiations on the conditions of oil supply to Belarus are still in progress. “The balance has not been signed yet (the meeting of the Union State Council of Ministers was postponed until October without giving any reason – the author’s note), we are still holding negotiations,” Semashko announced.

Belneftekhim press service announced that it had reached the agreement with Rosneft “on joint coordinated work in the area of oil supply to Belarusian refineries by the end of 2013 and in 2014.” The volumes were not specified, though.

According to sources close to the Belarusian government, the negotiations on 2014 oil supply are still underway. Notably, Minsk intends to import as much as 24 million tons. This record-setting volume was established with the consideration for new refinery processing units commissioned in 2013, as well as the plans for modernization of Belarusian oil refineries in 2014.

The situation should get more clear in quite a short time. Belarus perfectly understands, that the transition to cooperation with a monopolist supplier of energy resources can have quite negative consequences. One may assume, that Rosneft’s share in the Belarusian oil market is going to increase steadily, but gradually. After all, even if the leading company gains control over “just” half of crude oil supply, its volume might amount to approximately 12 million tons. In this case, Minsk will faced (or, perhaps, has already faced) quite a challenging dilemma: how to gain maximum profit from the relations with Rosneft, the Kremlin’s favorite, and at the same time retain partnerships with other Russian companies, which traditionally supply crude to Belarus.

Let’s assume that Rosneft has become the sole supplier of oil to Minsk. How can it affect the Belarusian oil refining industry? Vitaly Pavlov, Mozyr Oil Refinery deputy general director, gave a quite diplomatic answer: “It’s hard to comment on the events that haven’t taken place yet.

I can only say, that we know this company as an experienced and reliable partner having immense resource.”

ИНВЕСТИЦИИ лило прокачать сначала дополнительные объемы для «Роснефти», а спустя короткое время и для «ЛУКОЙЛа», «Газпром нефти» и других партнеров. В итоге сокращение поставок в белорусском направлении составило 233 тыс. т против ранее планировавшихся 400 тыс. т. Общий объем поставок составил 1,465 млн т. План трубопроводных поставок в на IV квартал остается без изменений – 3,1 млн т. Однако первый вице-премьер Белоруссии Владимир Семашко сообщил на прессконференции, что эта цифра на сегодня является промежуточной. По его словам, переговоры по условиям поставки нефти в республику продолжаются. «Баланс еще не подписан (намеченное на 17 сентября заседание союзного Совмина было перенесено без объяснения причин на октябрь – прим. авт.), ведем переговоры», – сказал Семашко. Пресс-служба «Белнефтехима» сообщила о достижении договоренности с «Роснефтью» «о совместной скоординированной работе в области поставок нефти на белорусские нефтеперерабатывающие заводы как в период до конца 2013 года, так и в 2014 году». Объемы не уточняются. По информации близких к правительству РБ источников, переговоры о поставках нефти на 2014 год продолжаются. При этом Минск намерен импортировать уже 24 млн т. Этот рекордный объем сформирован с учетом введенных в 2013 году новых технологических установок и планов модернизации белорусских НПЗ на 2014 год. Ситуация должна проясниться в достаточно скором времени. В Белоруссии хорошо понимают, что переход на работу с монопольным поставщиком энергоресурсов может иметь весьма негативные последствия. Можно предположить, что доля «Роснефти» на белорусском нефтяном рынке будет только расти, но расти постепенно. Ведь даже если компания-лидер получит контроль над «всего лишь» половиной поставок сырой нефти, объем их может составить около 12 млн т. При этом Минск окажется (если уже не оказался) перед непростой дилеммой: как извлечь максимальную выгоду из отношений с фавориткой Кремля «Роснефтью» и одновременно сохранить хорошие партнерские отношения с другими российскими компаниями, которые традиционно поставляют нефть в республику. Предположим, «Роснефть» стала единственным поставщиков нефти в Белоруссию. Как это может сказаться на белорусской нефтепереработке? Отвечая на этот вопрос НГЕ, заместитель генерального директора Мозырского НПЗ Виталий Павлов был дипломатичен: «Трудно комментировать то, что не произошло. Могу лишь сказать, что мы знаем эту компанию как опытного и надежного партнера, обладающего огромными ресурсами».

PHOTO: IGOR MALASCHENKO / ФОТО: ИГОРЬ МАЛАЩЕНКО

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

PIPELINE OPERATION

Access Pipeline Achieves Alarm Improvements Through Rationalization

Access Pipeline улучшила систему аварийных сигналов путем ее рационализации Allen Bauman, Automation Specialist, Access Pipeline Inc.

“Access Pipeline’s project demonstrated the positive results of a comprehensive alarm rationalization effort. After completing a thorough rationalization, alarm systems can be expected to provide significantly less activation and fewer nuisance alarms.”

«Проект компании Access Pipeline продемонстрировал положительные результаты комплексной рационализации аварийных сигналов. Мы рассчитываем, что после тщательной рационализации сигналы будут возникать гораздо реже, а количество ложных тревог уменьшится».

A

омпания Access Pipeline принадлежит двум корпорациям: Devon NEC Corporation и MEG Energy Corporation; прямое неделимое долевое участие каждой из них составляет 50%. Главный офис компании расположен в Калгари (Альберта, Канада). Access Pipeline была создана для строительства, эксплуатации и управления работой системы трубопроводов, принадлежащей обеим корпорациям. К системе трубопроводов Access Pipeline подключены два завода в районе озера Кристина на северо-востоке провинции Альберта, производящие тяжелые нефтепродукты методом гравитационного дренирования при закачке пара. База для выездного обслуживания трубопроводов располагается на терминале Sturgeon, в 13 км от г. Гиббонс. Дополнительные ресурсы располагаются в районе местечка Конклин. Они привлекаются для выполнения работ на севере обслуживаемой зоны. Мониторинг и контроль трубопроводов и технологических установок ведется дистанционно, посредством системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA). Локальные и удаленные компьютерные системы обеспечивают реализацию необходимых мер безопасности при эксплуатации трубопроводов в соответствии с требованиями законодательства провинции Альберта. Компания Access Pipeline была создана для выполнения работ по строительству, эксплуатации и управлению трубопроводами. Программа рационализации аварийных сигналов в Access Pipeline помогла сократить число настроенных сигналов и оптимизировать частоту возникновения сигналов на площадке в районе озера Кристина.

ccess Pipeline Inc. is owned by Devon NEC Corporation and MEG Energy Corporation, each with an undivided 50 percent working interest in the operation. Headquartered in Calgary, Alberta, Canada, it was established to construct, operate and manage the two corporations’ joint pipeline system assets.

The Access Pipeline system accommodates two steam-assisted, gravity drainage, heavy oil-producing facilities in the Christina Lake area of northeastern Alberta, where two heavy oil batteries are connected to the pipeline. Pipeline field operations are based out of the Sturgeon Terminal, 13 kilometers east of Gibbons, Alberta. Additional resources are located in the Conklin area to assist with northern operations. Pipeline and facilities are monitored and controlled remotely via a Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) system. Local and remote computer systems provide necessary safeguards to operate the pipeline in accordance with Alberta Regulatory requirements.

Access Pipeline’s alarm rationalization program has helped reduce configured alarms and improve the alarm rate at its Christina Lake, Alberta site. The company’s alarm rationalization effort was initiated at the operational level and developed into a wider initiative supported by upper management. The work addressed the SCADA alarm system and controllers, ensuring ownership of the alarm problem at the operational level. During this project, strategies were developed to minimize the rationalization effort,

50

Аллен Бауман, специалист по автоматизации, Access Pipeline Inc.

К

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ Действия по рационализации были инициированы на операционном уровне, а затем переросли в масштабную инициативу, поддерживаемую высшим руководством. Работы затронули систему сигнализации и контроллеры SCADA. Целью было решить поставленные задачи, не выходя за пределы операционного уровня. В ходе проекта были разработаны стратегии, позволившие свести к минимуму трудоемкость рационализации, обеспечить максимальную эффективность использования времени, выделенного участникам проекта, и при этом добиться запланированных результатов.

Преимущества ● Access Pipeline was established to construct, operate and manage pipeline system assets ● Access Pipeline была создана для создания и эксплуатации трубопроводных систем и их управления

maximize the use of participants’ time, and still deliver expected results.

Benefits Rationalization is a key stage in the alarm management lifecycle defined in ISA-18.2, which forms the basis for implementing an alarm configuration and optimizing the performance of the alarm system. Access Pipeline’s project demonstrated the positive results of a comprehensive alarm rationalization effort. After completing a thorough rationalization, alarm systems can be expected to provide significantly less activation and fewer nuisance alarms. Furthermore, operator response to alarms will be faster and effective because alarms are more trusted, prioritized for correct action sequence, and free from clutter.

Access Pipeline’s initial alarm rationalization effort produced noteworthy results. Overall, rationalization reduced configured alarms by 65.7 percent. This included reductions in configured high-priority alarms by 26.2 percent and configured medium-priority alarms by 35.2 percent. At the same time, configured low-priority alarms increased by 26.25 percent.

Access Pipeline also gained many valuable insights from its work with Honeywell on alarm rationalization.

For example, the company found that the success of alarm rationalization projects depends on detailed preparation, careful evaluation of the alarm system, and implementation of the right process pertaining to its business. Creating buyin is essential, too, as it requires open discussions with alarm rationalization professionals and listening to all feedback.

In addition, Access Pipeline’s experience demonstrated the importance of involving the right people on the project team. Specific learning included: Don’t have people in the room who aren’t positively contributing (if you attend, you participate), don’t expect engineers to provide input all the time (accumulate questions and bring them in for specific reasons), and don’t combine project team functions (a strong facilitator Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Рационализация – ключевой этап жизненного цикла управления аварийными сигналами, определение которого содержится в ISA-18.2. Этот документ определяет все действия по созданию конфигурации аварийных сигналов и по оптимизации работы системы аварийной сигнализации. Проект компании Access Pipeline показал, какие положительные результаты может дать комплексная рационализация аварийных сигналов. Руководство компании рассчитывало, что тщательная рационализация приведет к снижению частоты срабатываний и уменьшению количества ложных тревог. Также планировалось, что операторы смогут быстрее и эффективнее реагировать на поступление сигналов, поскольку рационализация обеспечит повышение достоверности сигналов, расстановку приоритетов для выбора правильной последовательности действий и систематизацию сигналов. Первые действия Access Pipeline по рационализации аварийных сигналов дали заметные результаты. В целом, количество настроенных сигналов уменьшилось на 65,7%. В том числе, количество сигналов с высоким приоритетом уменьшилось на 26,2%, а со средним приоритетом – на 35,2%. В то же время, число сигналов с низким приоритетом выросло на 26,25%. Руководство Access Pipeline также получило ценные знания в ходе работы над рационализацией аварийных сигналов совместно со специалистами Honeywell. К примеру, в компании выяснили, что успех проекта по рационализации аварийных сигналов определяется тщательной подготовкой, оценкой существующей системы и выбором правильного процесса в соответствии с особенностями бизнеса компании. Также важно заручиться поддержкой сотрудников. Необходимо проводить открытые обсуждения со специалистами по рационализации аварийных сигналов и учитывать мнения всех участников процесса. В то же время, опыт компании Access Pipeline показал, насколько важен правильный выбор людей, которые будут работать над проектом. Вот несколько конкретных выводов: нельзя допускать на обсуждения людей, которые не вносят положительного вклада в общее дело (если пришел, участвуй в работе); не следует полагать, что инженеры будут предоставлять информацию непрерывно (лучше накопить вопросы, разделить по темам и выдавать их партиями); нельзя возлагать все административные обязанности на одного человека (нужен хороший ведущий для организации продуктивного обсуждения, и нужен отдельный секретарь, умеющий хорошо работать с таблицами и быстро набирать текст). Некоторые выводы, сделанные Access Pipeline из процесса разработки плана рационализации аварийных cигналов:

51

#10 October 2013

PIPELINE OPERATION is needed to maintain productive discussions, and the designated scribe must have excellent spreadsheet and typing skills).

Other “lessons learned” in developing the Access Pipeline’s alarm rationalization process: ● Don’t overlook the alignment of SCADA and HMI philosophies with alarm strategy ● Evaluate alarm descriptions and create a standard format providing sufficient detail for operators ● Avoid manual creation of alarm rationalization spreadsheets ● Use Honeywell’s automated alarm management software package to generate required alarm rationalization forms (two initial sites were manually prepared and rationalized in approx. 260 hours; all 37 remaining sites were completed in approx. 300 hours after purchasing alarm management software)

● Нельзя недооценивать важность согласования концепций SCADA и ЧМИ со стратегией развития системы аварийной сигнализации. ● Необходимо проверить определения сигналов и создать стандартный формат, который будет давать операторам достаточно информации. ● Лучше не составлять таблицы для рационализации вручную. ● Для формирования необходимых схем рационализации следует использовать программный пакет Honeywell, содержащий средства автоматического управления аварийными сигналами (подготовка первых двух объектов проводилась вручную и заняла примерно 260 ч; на остальные 37 объектов ушло примерно 300 ч – после покупки программ для управления аварийными сигналами).

Challenges

На современной производственной площадке плохо работающая система аварийной сигнализации может привести к тому, что операторы будут перегружены нескончаемым потоком сигналов, что помешает им эффективно реагировать на сбои в техпроцессах. Опыт подсказывает, что время – самый важный фактор при возникновении нештатных ситуаций. Сотрудники должны предпринимать необходимые действия в течение нескольких секунд, чтобы обеспечить безопасное разрешение проблемной ситуации. Многие компании-операторы трубопроводов ставят знак равенства между управлением аварийными сигналами и уменьшением числа срабатываний, но на самом деле это только одна часть головоломки. Для предотвращения нештатных ситуаций – и для предотвращения ухудшения ситуаций, предотвратить которые нельзя, – операторы должны обладать достаточным объемом информации. Управление аварийными сигналами – это комплексный процесс, в ходе которого осуществляется проектирование, контроль и управление аварийными сигналами для обеспечения безопасности и стабильности операций. Производственные предприятия уделяют много внимания рационализации систем аварийной сигнализации, чтобы на протяжении своей смены сотрудники диспетчерской могли эффективно управлять процессами, а не только реагировать на постоянно поступающие сигналы о сбоях. Рационализация аварийных сигналов также включает согласование каждого отдельного сигнала с принципами и требованиями общей концепции. Важнейшие данные по каждому сигналу документируются и используются на следующих этапах жизненного цикла. Для оценки эффективности системы сигнализации на предприятии перерабатывающей промышленности можно использовать уникальные показатели. К наиболее распространенным ключевым показателям эффективности относятся: ● общее число сигналов, порождаемых системой; ● общее число сигналов, поступающих на пульт управления; ● количество «мерцающих» сигналов; ● общее число сигналов, настроенных в системе; ● неиспользуемые сигналы (отключенные или запрещенные); ● количество дублируемых сигналов.

At modern industrial sites, poor performing alarm systems can overwhelm operators with alarm floods and hinder their ability to effectively manage process upsets. Experience has shown that time is the most critical factor in dealing with abnormal situations. Personnel must be able to take action within seconds in order to safely mitigate the impact of an upset.

Most pipeline operating companies equate alarm management with reducing alarms, however, this is only one piece of the puzzle. Operations staff needs enough information to prevent abnormal situations – and prohibit the escalation of situations that cannot be avoided.

Alarm management is a comprehensive process by which alarms are engineered, monitored, and managed to ensure safe and reliable operations.

Industrial facilities focus on rationalizing alarm systems so control room personnel can effectively manage the process and not just respond to alarms during their shift. Alarm rationalization involves reconciling individual alarms against the principles and requirements of the alarm philosophy. Relevant data for each alarm is documented to support other stages of the lifecycle.

Unique metrics can be used to measure alarm system performance in a process industry facility.

Typical key performance indicators (KPIs) include: ● Total Alarms Generated by the System; ● Total Alarms Presented to the Controller; ● Chattering Alarm Occurrences; ● Total Alarms Configured on the System; ● Alarms Not in Service (disabled or inhibited); ● Duplicate Alarms.

Solution In 2008, Access Pipeline’s automation team and control centre operators identified the need to better control and manage 11,000+ control system alarms.

Several small and successful initiatives were undertaken during the following year. This included introducing alarm masking to reduce alarm flooding, adding first-in first-out (FIFO) sequence of events (SOE) routines to increase accuracy of the time stamp and cause of the SD,

52

Задачи

Oil&GasEURASIA

№10 Октябрь 2013

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Решение

● Honeywell’s alarm system analysis considered factors such as operator perception of the alarm system and MOC practices regarding alarms ● Анализ системы аварийных сигналов компании Honeywell учитывал такие факторы, как восприятие системы оператором и процедуры управления изменениями, касающимися сигнализации

and eliminating latched alarms that didn’t activate an automated SD. In October 2010, Access Pipeline decided to build upon its previous alarm project by incorporating a comprehensive alarm rationalization process. Honeywell was engaged to perform an analysis comparing existing alarm performance with alarm management best practices. The project team determined that the Matrikon

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В 2008 году специалисты по автоматизации и операторы диспетчерских компании Access Pipeline указали на то, что система аварийной сигнализации, включающая более 11 тыс. правил, требует более эффективных средств контроля и управления. На следующий год было предпринято несколько небольших успешных инициатив. В частности, было введено маскирование с целью сократить поток сигналов, добавлены процедуры обработки событий по принципу «первый вошел – первый ушел» для повышения точности фиксации времени и причины сбоя, устранены сигналы, которые не приводили к автоматической остановке оборудования, но требовали ручной обработки. В октябре 2010 года компания Access Pipeline решила расширить предыдущий проект, добавив в него комплексный процесс рационализации аварийных сигналов. Компании Honeywell было поручено провести анализ и сравнить показатели эффективности имеющейся системы аварийной сигнализации с показателями, которых можно добиться, следуя рекомендованным принципам управления аварийными сигналами. Проектная группа пришла к решению использовать для достижения поставленных целей систему Matrikon. Анализ аварийных сигналов был проведен с использованием ключевых показателей эффективности, определенных в соответствующих отраслевых стандартах (например, EEMUA 191: системы аварийной сигнализации – руководство по проектированию, управлению и внедрению; ISA 18.2: управление системами аварийной сигнализации на предприятиях перерабатывающей промышленности).

53

PIPELINE OPERATION

solution would be used to achieve its alarm management objectives.

The alarm analysis, conducted based on KPIs identified in relevant industry standards (e.g., EEMUA 191: Alarm Systems – a Guide to Design, Management and Procurement, and ISA 18.2: Management of Alarm Systems for the Process Industries), considered the current state of alarm system qualitative factors such as operator perception of the alarm system and management of change (MOC) practices regarding alarms.

The study identified opportunities to reduce nuisance and redundant alarms, and determined that the overall SCADA alarm rate was unacceptable (approximately 40 alarms per hour during normal operating conditions).

Based on the results of its analysis, Honeywell recommended that Access Pipeline’s status alarm latch functionality be reviewed and modified. Under the original system, operators could only tell if an alarm had cleared by sending a request to reset. Having an indication to inform operators that an alarm has cleared removes one more issue requiring their attention.

Honeywell also proposed solutions for reducing Access Pipeline’s alarm count, including: ● Weekly review of top 10 most frequent alarms with goal of resolving issues prior to the next review (provided immediate reduction in alarms and improves alarm rate for operators) ● Focus on tags producing high number of alarms or with chattering alarms ● Prioritize groupings of correlated alarms once significant progress is made in eliminating unnecessary alarms Further confirmation and review of alarm priority distribution data Honeywell’s specific alarm system recommendations were: ● Rationalize top 10 alarms; ● Analyze root causes of alarms; ● Avoid alarm suppression to eliminate annunciation of alarms to control room operators; ● Modify control system to remove alarms in a managed and documented manner; ● Review and delete non-essential, operator-settable alarms from the list; ● Review relational alarms and determine if redundancy is required; ● Eliminate alarms that serve no additional purpose other than information.

Finally, Honeywell recommended a review of the SCADA design basis and addition of topics such as: lifecycle, roles and responsibility, training, management of change, alarm system performance monitoring, and scheduling a full rationalization for all alarms.

54

#10 October 2013

В ходе анализа было оценено текущее состояние качественных показателей системы, таких как отношение операторов к системе аварийной сигнализации и процедуры управления изменениями, касающимися сигнализации. Анализ показал, что есть возможность сократить количество ложных тревог и убрать избыточные сигналы. Кроме того, общая частота возникновения сигналов в системе SCADA оказалась недопустимой (приблизительно 40 сигналов в час при нормальной работе оборудования). На основании результатов анализа специалисты Honeywell рекомендовали компании Access Pipeline пересмотреть и скорректировать работу функции фиксации состояния аварийных сигналов. В исходной системе у оператора был один только способ определить, был ли выполнен сброс аварийного сигнала: послать запрос на сброс. Предоставление операторам информации о сбросе аварийных сигналов позволило избавить их от еще одной проблемы, требующей внимания. В ходе анализа системы аварийной сигнализации специалисты Honeywell учитывали такие факторы, как отношение операторов к системе аварийной сигнализации и процедуры управления изменениями, касающимися аварийных сигналов. Специалисты Honeywell также предложили ряд мер по уменьшению количества аварийных сигналов на объектах Access Pipeline: ● Каждую неделю проверять 10 наиболее часто возникающих сигналов с целью устранить их причины до следующей проверки (это дало немедленное сокращение общего числа сигналов и числа сигналов, поступающих к операторам). ● Сосредоточиться на метках, порождающих большое количество аварийных сигналов или дающих «мерцающие» сигналы. ● Расставить приоритеты для групп связанных друг с другом сигналов после выполнения большей части работы по устранению ненужных срабатываний. В отношении подтверждений и пересмотра данных о распределении приоритетов специалисты Honeywell дали следующие рекомендации по данной системе аварийной сигнализации: ● Рационализировать 10 наиболее часто возникающих сигналов. ● Проанализировать глубинные причины возникновения сигналов. ● Избегать подавления сигналов с целью исключить передачу уведомлений операторам в диспетчерской. ● Изменить систему управления так, чтобы от лишних сигналов можно было избавиться контролируемым способом с полным документированием выполненных действий. ● Пересмотреть и убрать из списка все несущественные сигналы, которые настраиваются операторами. ● Пересмотреть связанные друг с другом сигналы и решить, действительно ли такая избыточность является необходимой. ● Убрать сигналы, которые не несут никаких других функций, кроме информационных. Наконец, специалисты Honeywell порекомендовали пересмотреть структуру системы SCADA и учесть такие моменты, как жизненный цикл, роли и обязанности, обучение, управление изменениями, мониторинг показателей системы аварийной сигнализации, планирование полной рационализации всех аварийных сигналов.

Oil&GasEURASIA

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

REACH OUT TO THE BIGGEST B-2-B AUDIENCE IN RUSSIA’S PETROLEUM INDUSTRY! ● Trying to break into a new market? ● Want to expand your current pool of clients? ● Have a tool, technology or product that could be a hot sell in a vibrant market? ● Struggling to make an impact with a tight advertising budget?

If any of the above, call our advertising managers NOW to book space in the next issue of Oil & Gas Eurasia.

We offer the best rates for placement of corporate advertorials. Turnkey editorial services provided to tailor your needs. Our advertisers have a proven track record of generating new business through OGE.

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 499 678 2553 for details.

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» ЭТО КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К САМОЙ КРУПНОЙ B-2-B АУДИТОРИИ В РОССИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ! ● Пытаетесь выйти на новый рынок? ● Хотите расширить клиентскую базу? ● У вас есть технология/продукт, который может стать хитом продаж на динамично развивающемся рынке? ● Ограниченный рекламный бюджет мешает вам громко заявить о себе? Если на любой из вышеперечисленных вопросов вы ответили утвердительно, вам необходимо СРОЧНО связаться с нашими менеджерами по рекламе и забронировать площадь в следующем номере НГЕ. Мы предлагаем вам лучшие цены для размещения рекламных статей, а наш редакционный коллектив – профессиональную поддержку в создании материала. В том, что НГЕ – генератор нового бизнеса уже убедились десятки наших рекламодателей.

Убедитесь и вы!

Более подробную информацию вы можете получить по телефону: 8 (499) 678 2553

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

MotarySteerable System Charts Complex Well Paths with Variable Bit Speeds

Моторизованная управляемая система прокладывает сложные траектории скважин благодаря регулируемой скорости вращения долота Wendell Bassarath, Weatherford

Венделл Бассарат, Weatherford

he targeted bit speed technology, or MotarySteerable System (MSS), incorporates mud motor, MWD for continuous rotation with 3D directional control. At last count, more than 100 MSS jobs have been completed in Canada, Colombia, Mexico, Peru, Poland, Russia and the U.S. in a variety of borehole geom etries like vertical control, laterals/multilaterals, J-shaped and S-shaped wells.

The MSS technology achieves directional control by modulating the flow of mud through the motor in relation to the toolface. A standard MWD system is used to control the angular position of the motor housing such that bit speed varies as a function of the toolface. This periodic flow results in cutting a disproportionately greater volume of rock from a specific arc segment of the borehole. The hole trajectory follows the direction of the higher bit speed: Increasing RPM and ROP moves the well path toward the target, and lowering them moves the path away from the target.

Curve building is more pronounced in smaller hole sizes. A 4.75-in. system in a 6-in. hole can build approximately 3°/100 ft; an 8-in. system in a 12.25-in. hole may provide only 1°/100 ft. If sufficient doglegs are not generated in MSS mode, the motor can be oriented conventionally and slide to achieve higher build rates.

New MotarySteerable technology being tested is aimed at build rates from 3° to 5°. Higher build rates, resulting from greater tool-face stability and control, are pushing MSS capabilities into the realm of rotary steerable systems (RSS).

Conventionally, there are two steering methods - mud motors and RSS. Conventional bent-sub mud motor techniques use a slide-rotate sequence while drilling. This provides oriented, 2D directional control with low-to-high sliding build rates. However, the need for sliding decreases drilling efficiency and the accompanying frictional forces limit reach. Sliding also increases wellbore stability risk. These mud motor systems typically yield a hole with a high degree of tortuosity and ledging compared with the relatively higher-quality, smoother borehole achieved with RSS. Motors, however, also have lower lostin-hole costs and service pricing.

On the other hand, RSS provides continuous rotation while drilling and full 3D directional control. The systems provide low-to-high build rates while rotating – not sliding – which increases drilling efficiency and enables extended-reach drilling (ERD) capabilities with low rotating frictional forces.

MSS technology overlaps the capabilities of both mud motor and RSS systems. Like the RSS, it allows continuous rotation while drilling, with full 3D direction control. Current technology builds low curves

истема управления направлением бурения, или моторизованная управляемая система MotarySteerable System (MSS), соединяет в себе забойный двигатель, телесистему для непрерывного вращения бурильной колонны и систему управления направлением бурения. По последним данным, в Канаде, Колумбии, Мексике, Перу, Польше, России и США с использованием технологии MSS выполнено уже более сотни проектов в скважинах с разнообразной геометрией: вертикальных, с боковыми стволами и многоствольных, J-образных и S-образных. Технология MSS обеспечивает управление направлением бурения за счет модуляции потока бурового раствора через забойный двигатель по отношению к торцу долота. Стандартная система измерений в процессе бурения MWD используется для управления наклоном корпуса двигателя, при котором скорость вращения долота изменяется в зависимости от положения его торца. Такой поток с периодически изменяющимся расходом приводит к разрушению несоразмерно большего объема породы в определенных изогнутых участках ствола. Траектория ствола следует в направлении долота, вращающегося с повышенной скоростью: за счет увеличения скорости вращения и проходки траектория ствола направляется к проектному горизонту, а при их снижении удаляется от него. Интенсивность набора кривизны более четко выражена в скважинах малого диаметра. Система диаметром 4,75 дюйма в скважине диаметром 6 дюймов может обеспечивать интенсивность около 3°/100 футов; а система диаметром 8 дюймов в скважине диаметром 12,25 дюйма может создавать интенсивность не более 1°/100 футов. Если в режиме применения MSS невозможно добиться достаточной пространственной интенсивности, то для ее увеличения можно использовать традиционный метод ориентирования двигателя и направленное бурение, или слайдирование. Целью испытаний моторизованной управляемой системы стало достижение темпов набора кривизны от 3 до 5°. Более высокие темпы набора кривизны в результате более высокой стабильности и контроля положения торца долота ставят возможности MSS в один ряд с эффективностью роторных управляемых систем (РУС). На практике существуют лишь два метода управления направлением бурения – с помощью забойных двигателей (ВЗД) и роторных управляемых систем (РУС). В стандартных ВЗД с искривленным переводником используются циклы попеременного направленного бурения и бурения с вращением бурильной колонны, что обеспечивает двухмерный контроль направления при увеличении темпов набора кривизны в режиме слайдирования. Однако необходимость осуществления направленного бурения снижает его эффективность, а сопут-

T

56

С

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

ствующие силы трения ограничивают отход от вертикали, при этом повышаются риски для устойчивости ствола. В результате использования таких систем обычно получают скважины с высокой степенью кривизны и большим числом уступов по сравнению с относительно более качественными и гладкими стволами, которые обеспечивает роторная управляемая система. Тем не менее забойные двигатели более экономичны с точки зрения затрат на обслуживание или в случае их потери в скважине. РУСы обеспечивают непрерывное вращение компоновки низа бурильной коллонны (КНБК) в процессе бурения и полноценный пространственный контроль. С их помощью можно добиться увеличения темпа набора кривизны при вращении КНБК (но не слайдирования), что повышает эффективность бурения и позволяет бурить с большим отходом от вертикали при уменьшении трения при вращении. Технология MSS объединяет в себе возможности ВЗД и РУС. Как и роторная управляемая система, она обеспечивает непрерывное вращение бурильной компоновки в процессе бурения с полноценным пространственным контролем. Применяемая технология обеспечивает низкую интенсивность набора кривизны при вращении в режиме направленного бурения и увеличенную интенсивность набора кривизны в режиме слайдирования. При использовании MSS повышение эффективности за счет низкого трения вращения обеспечивает возможность бурения с большим отходом от вертикали. Благодаря вращению система MSS бурит более качественные и гладкие стволы. Расходы при потере в скважине столь простой системы, а также затраты на ее обслуживание можно считать промежуточным значением соответствующих затрат на содержание ВЗД и РУС. ● Fig. 1. Continuous rotation allows MSS to have low rotating friction increasing its capabilities in extended-reach drilling applications. More than 100 MSS jobs have been completed in Canada, Colombia, Mexico, Peru, Poland, Russia and the U.S. ● Рис. 1. Благодаря непрерывному вращению бурильной колонны технология MSS характеризуется низким трением вращения, что значительно расширяет ее возможности при бурении скважин с большим отходом от вертикали. В Канаде, Колумбии, Мексике, Перу, Польше, России и США с использованием моторизованных управляемых систем реализовано уже свыше 100 проектов

while rotating in the targeted bit speed mode and low-to-high curves while sliding.

While MotarySteerable System application, the increased efficiency due to low rotating friction makes the system capable of ERD. Because it rotates, MSS also achieves a higher quality and smoother borehole.

The simpler system has a lost-in-hole cost and service pricing that is midrange between motors and RSS.

Russia S-Wells The program in Russia began with MSS tests on two wells. The drilling results were compared with a baseline well drilled with essentially the same equipment, mud properties and drilling parameters to allow evaluation between wells and intervals.

Drilling efficiency increased in the two wells that employed MotarySteerable System. On a footage and time basis, the percent rotating versus percent sliding ratios increased in both wells, along with the average ROP. On a footage basis, rotating increased 8 percent in Well 1 and 13.3 percent in Well 2 versus the baseline well. On a time basis, rotating increased 5.9 percent in Well 1 and 25.2 percent in Well 2 compared with the baseline Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

S-образные скважины в России Программа применения систем MotarySteerable System в России стартовала с испытаний в двух скважинах. Для адекватной оценки результаты бурения сравнили с контрольной скважиной, пробуренной при схожих параметрах с применением аналогичного оборудования и бурового раствора со сходными характеристиками. В двух скважинах с использованием технологии MSS эффективность бурения увеличилась. С точки зрения длины и затрат времени в этих скважинах доля бурения с вращением КНБК в сравнении со слайдированием, как и средняя скорость проходки, увеличилась. Длина интервала, пробуренного с вращением КНБК в скважине 1, увеличилось на 8%, а в скважине 2 – на 13,3% по сравнению с контрольной скважиной. Время бурения с вращением КНБК в скважине 1 увеличилось на 5,9% и в скважине 2 – на 25,2% по сравнению с контрольной скважиной. Средняя скорость проходки также увеличилась на 30,6% в скважине 1 и на 35,9% в скважине 2 по сравнению с контрольной скважиной. Для вскрытия продуктивных горизонтов в Бузулуке обычно применяют скважины с S-образным профилем. Бурение скважин со сложной геометрией, как правило, представляет собой гораздо более трудоемкую задачу для бурения с помощью систем MSS, поскольку для проходки искривленных участков, удержания интервала кривизны и снижения угла используются одни и те же инструменты. В районе Бузулука уже пробурено свыше 1 тыс. скважин, и геология этого региона хорошо известна. Для уменьшения числа cкважин и сокращения производственных площадей скважины бурят с кустов, поэтому их отход от вертикали может превышать 1 000 м. Бурение при этом осложнено поглощениями, которые происходят в ряде пластов. Для обеспечения контроля направления бурения при использовании традиционных методов при бурении крутых наклонных скважин часто

57

ADVERTORIAL SECTION

DRILLING

● Fig. 2. Like rotary steerable systems, MSS technology allows continuous rotation while drilling with full directional control.

However, it is a simpler system than rotary steerables and therefore has lower lost-inhole and service costs ● Рис. 2. Как и РУС, технология MSS позволяет осуществлять непрерывное вращение КНБК в процессе бурения при полноценном пространственном контроле. Однако она представляет собой при этом более простую и экономически выгодную система по сравнению с РУС благодаря более низким затратам на обслуживание и расходам в случае ее потери в скважине

well. Average ROP also increased by 30.6 percent in Well 1 and 35.9 percent in Well 2 compared with the baseline well.

Wells in the Buzuluk area commonly use S-shaped designs to reach reservoir targets. The complex geometry is typically the most challenging to drill with the MSS because the same tools are used to drill the curve, hold the tangent and drop the angle.

The Buzuluk area has more than 1,000 wells, and the geology in the area is well known. To reduce the number of surface locations and minimize the operational footprint, wells are drilled from pads and may have horizontal displacements greater than 3,300 ft. Drilling is complicated by lost circulation that may occur in several formations.

Sliding is often required to maintain hole direction when using traditional methods to drill the high-angle wells. The result is low surface-to-bit weight transfer resulting in lower ROP. The operator needed a cost-effective alternative that would reduce the sliding time needed to drill the well and increase the overall ROP. Trials of MSS were conducted in the Shirokodolskoye field, where sliding frequently accounted for 25 percent to 30 percent of total drilling time.

In a four-well trial, two development wells were drilled using MotarySteerable technology.

All the wells targeted the same reservoirs and used the same waterbased mud with near identical properties and weights. All key metrics, including the footage, time and ROP data, showed significant well-to-well improvement. Total footage drilled increased from 7,979 ft in the baseline well to 8,248 ft in Well 2, while rotating footage and sliding footage decreased. The ratio of rotating time to sliding time improved by more than 25 percent and average ROP increased from 26 ft/hr in the baseline well to 35.66 ft/hr in Well 2 for an increase of more than 35 percent.

Improvements in key metrics also occurred on an interval-to-interval basis. While maximum inclination increased, average ROP and percent rotating versus percent sliding improved with each interval drilled, increasing from 87.5/12.5 percent in the baseline well to 99.1/0.9 percent in Well 2. This occurred despite hard formations in two intervals that slowed ROP significantly. Penetration rates in each well steadily improved with 34 ft/hr in Well 1 and 35.66 ft/hr in Well 2 versus the baseline well rate of 26.14 ft/hr. In the tangent section of Well 2, MSS drilled almost 6,233 ft with continuous rotation.

In conclusion, it should be mentioned that application of MotarySteerable Systems meets allexpectations, as this technology is achieving near-continuous 3D directional control while drilling difficult S-shaped well paths.

More than 25 wells have been drilled with MSS application in Russia.

58

требуются остановки вращения КНБК. В результате передача низкой нагрузки с поверхности на долото приводит к снижению скорости проходки. Нефтедобывающей компании требовалась экономичная альтернатива, которая позволила бы уменьшить время направленного бурения и увеличить среднюю скорость проходки. На Широкодольском месторождении были проведены испытания системы MSS, где слайдирование зачастую составляло 25-30% от общего времени затрат на бурение. Испытание эффективности системы осуществлялось на четырех скважинах, при этом две эксплуатационные скважины были пробурены с использованием моторизованных управляемых систем. Все скважины вскрывали один и тот же коллектор, в них использовался аналогичный буровой раствор на водной основе с крайне схожими характеристиками и плотностью. При этом все ключевые показатели, в том числе длина проходки, время и ее скорость, значительно улучшились. Общая проходка бурением увеличилась с 2 432 м в контрольной скважине до 2 514 м в скважине 2, при этом проходка с вращением и проходка при направленном бурении уменьшились. Отношение времени бурения с вращением ко времени направленного бурения повысилось более чем на 25%, а средняя скорость проходки увеличилась с 7,97 м/ч в контрольной скважине до 10,87 м/ч в скважине 2, т. е. на 35%. Улучшение основных показателей заметно и при сравнении интервалов. По мере роста максимального зенитного угла средняя скорость проходки и доля бурения с вращением КНБК по сравнению со временем слайдирования с каждым пробуренным интервалом увеличивались с 87,5/12,5% в контрольной скважине до 99,1/0,9% в скважине 2. И это несмотря на твердую породу в обоих интервалах, которая значительно замедляла скорость проходки. Скорости проходки в каждой скважине стабильно повышались с 10,42 м/ч в скважине 1 и 10,87 м/ч в скважине 2. Почти 1 900 м в интервале набора кривизны в скважине 2 были пробурены с использованием технологии MSS с непрерывным вращением КНБК. В заключение стоит отметить, что применение данной технологии полностью оправдывает возложенные на нее ожидания. Применение моторизованных управляемых систем обеспечивает практически непрерывный пространственный контроль направления во время бурения сложных скважин с S-образным профилем, и на сегодняшний день в России уже пробурено более 25 скважин с использованием MotarySteerable System.

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

TNK-Uvat Drilled Safer and Faster Using Hydroclean™ Technology in Ust-Tegusskoe Oilfield, Russia Опыт применения гидроочистных бурильных труб серии Hydroclean™ на Усть-Тегусском месторождении ТНК-Уват

Alexei Vakhrushev, Vallourec Drilling Products, Marketing and Technical Support Manager Russia; Philippe Machecourt, Vallourec Drilling Products, Marketing and Technical Support Manager Russia & Eastern Europe; Alexander Popov, TNK-Uvat LLC, Oil Company Rosneft, Chief Specialist of Production Department; Sergei Samyshkin, TNK-Uvat LLC, Oil Company Rosneft, Effectiveness and Economic Analysis Manager of Drilling Department,

T

he Hydroclean™ technology, developed by Vallourec Drilling Products (VAM Drilling before October 2013), has shown to reduce operating costs and non-productive time by increasing of hole cleaning efficiency while drilling. It was successfully tested at UstTegusskoye field and received approval for application in other wells of TNK-Uvat.

Алексей Вахрушев, руководитель по маркетингу и технической поддержке в России Vallourec Drilling Products; Филипп Машекур, руководитель по технической поддержке в России и Восточной Европе Vallourec Drilling Products; Александр Попов, главный специалист производственного отдела департамента бурения ООО «ТНК-Уват» НК «Роснефть»; Сергей Самышкин, менеджер по эффективности и экономическому анализу департамента бурения 000 «ТНК -УВАТ» НК «Роснефть»

Т

ехнология очистки Hydroclean™ , разработанная Vallourec Drilling Products (VAM Drilling до октября 2013 года), позволяет снизить операционные расходы и непроизводительное время за счет повышения степени очистки ствола во время бурения. Эта технология была успешно опробована на Усть-Тегусском месторождении и получила одобрение для применения на серийных скважинах ООО «ТНКУват».

Description of the Hydroclean™ Technology Hydroclean™ is a new generation of mechanical hole cleaning devices designed like a joint of drill pipe and used in the drill string. It was developed to increase hole cleaning efficiency while drilling in deviated and horizontal wells. The tool creates hydro-mechanical effects providing degradation of cuttings beds with pipe rotation starting as low as 60 RPM at small flow rates.

Due to improvement in hole cleaning, Hydroclean™ provides reduction of hydraulic resistance, drill string tensile and torsional loads and simplifies tripping. Its special design protects wellbore walls from damage, brings down the risk of stuck pipe and reduces wear on the casing and equipment.

The tool is available in two versions: Hydroclean™ and Hydroclean™ Heavy Weight (HW) Hydroclean™ is recommended for placement into every second or third stand of drill pipe starting from BHA. Hydroclean™ HW should be placed one per stand of regular HWDP.

Objectives of the Field Trial Hydroclean™ and Hydroclean™ HW were acquired by TNK-Uvat to overcome drilling difficulties encountered in the Ust-Tegusskoye field. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Описание технологии Hydroclean™ Трубы Hydroclean™ относятся к новому поколению механических очистных устройств имеющих схожую конструкцию с бурильной трубой и предназначенных для работы в составе бурильной колонны. Они были разработаны для повышения уровня выноса шлама с наклонных и горизонтальных участков скважин. Эти устройства, за счет гидромеханического эффекта обеспечивают устранение отложений шлама даже при небольших оборотах бурильной колонны и малой скорости бурового раствора в затрубном пространстве. Трубы Hydroclean™, улучшая очистку ствола скважины, снижают гидродинамическое сопротивление, крутящие и растягивающие нагрузки на колонну, упрощают проведение спуско-подъемных операций. Кроме того, за счет особенностей конструкции обеспечивается защита ствола скважины от повреждений, снижается вероятность прихвата колонны, а также снижается износ обсадных труб и оборудования.

Hydroclean™ выпускаются в двух модификациях: Hydroclean™ и толстостенная бурильная труба Hydroclean™ (HHW). Рекомендуется устанавливать одну трубу Hydroclean™ в каждой второй или третьей свече бурильных труб, сразу за КНБК. ТБТ Hydroclean™

59

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

High velocity zone of annular passage Проходное сечение затрубного пространства с высокой скоростью потока Hydroclean recirculating zone Зона рециркуляции Hydroclean

Final cutting bed height Конечная высота шламовой подушки

Dynamic Recirculation Динамическая рециркуляция Two zones of full scooping and lift cuttings Две зоны полного поднятия и выноса бурового шлама

Initial cutting bed height Первоначальная высота шламовой подушки

● Operation principle of Hydroclean™ ● Принцип действия устройства Hydroclean™

Wells planed for drilling were characterized by complex trajectories with long extensions and difficulty in hole cleaning. The accumulation of cuttings was accompanied by a loss of circulation, stuck pipe, hydraulic fracturing of formation. Borehole drilled was often uneven, with a considerable rate of cavernosity.

For the field trial of Hydroclean™ at TNK-Uvat three directional wells of “typical” trajectory and design were picked. Wells were of up to 4.5 km TMD and had up to 3 km extension.

Evaluation of efficiency was based of monitoring key performance indicators (KPI) which were compared for wells drilled in accordance with the drilling program and wells with modified drill string assemblies having Hydroclean™.

Hydroclean™ Placement in a Drill String Drill string assemblies for each of the wells were identified by the drilling projects. Drilling of the pilot hole and the tangent section was carried out by 220.7 mm drill bit. Drill string assembly had 5”, 19,5 ppf drill pipes with NC50 connections of range 2 (three joints in each stand). There was a jar with three joints of 5”HWDP on each side.

In the first two wells Hydroclean™ joints were placed in a drill string one per every four stands below the dogleg in a section of more

Well / Скважина

60

View from bottom

устанавливаются по одной в каждую свечу стандартных ТБТ.

Цели и задачи опытного применения Устройства Hydroclean™ были закуплены ООО «ТНК-Уват» для преодоления возникших сложностей при бурении на УстьТегусском месторождении. Планируемые скважины характеризовались сложными профилями и большими отходами от вертикали, при этом наибольшую сложность представляло обеспечение качественной очистки ствола скважины от выбуренной ROP породы. Скопление шлама могло приводить к потери циркуляции, прихватам, гидроразрыву пласта. Пробуренный ствол зачастую был неравномерным, со значительной степенью кавернозности. Для опытного применения в ООО «ТНК-Уват» были выбраны три наклонно-направленные скважины, наиболее характерные для данного месторождения. Скважины имели длину по инструменту до 4,5 км и отходы до 3 км. Оценка эффективности применения основывалась на мониторинге ключевых параметров оценки эффективности (KPI), которые сравнивались для скважин, пробуренных в полном соответствии с программой бурения и скважин, пробуренных компоновками с включением Hydroclean™.

Размещение труб Hydroclean™ в колонне Компоновка бурильной колонны для каждой из скважин определялась проектом на бурение. Бурение пилотного и транспортного ствола осуществлялось долотом 220,7 мм. Изначальная компоновка бурильной колонны выше КНБК состояла из СБТ 127х9,19, с резьбой NC50 (З-133), группы длин 2 (каждая свеча состояла из трех труб). Выше и ниже ясса в компоновку включались по три ТБТ 127х76,2 с каждой стороны. На первых двух скважинах Hydroclean™ размещались в бурильной колонне ниже участка перегиба при отклонении ствола скважины более 40° по одной Hydroclean™ в каждой четвертой свече. На последующей третьей скважине частота размещения была изменена до одной Hydroclean™ в каждой третьей свече. Для компоновки каждой из сква-

Planned construction Achieved reduction of the construction Potential reduction of the construction time / cycle time / Плановый цикл time / Достигнутое ускорение цикла Потенциально возможное ускорение цикла строительства строительства строительства days / сутки

days / сутки

%

days / сутки

%

2580 G

52,5

3,2

6,1%

4,8

9,1%

2672 G

21,0

1,9

9,0%

4,2

20,0%

2491 G

25,7

1,9

7,4%

2,5

9,7%

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Hydroclean™

Hydroclean™ HW ● Hydroclean™ versions ● Внешний вид устройства Hydroclean™

жин было использовано от 20 до 27 бурильных труб Hydroclean™ и две ТБТ Hydroclean™.

Полученные результаты than 40° inclination. In the third well the frequency of placement was increased to one Hydroclean™ per every three stands. Depending on the well, from 20 to 27 Hydroclean™ and two Hydroclean™ HW were used.

Results During drilling of middle intervals on all three wells an increase in the cuttings removal of up to 1.5-2 times was experienced in comparison with previously drilled wells. There was no formation of slurry in the interval of stabilization and no cuttings settlement appeared during tripping.

After application of Hydroclean™ it became possible to reduce the number of wiper trips per interval from three to one, whereby increasing bit run rate. It was also decided not to pump cleaning packs, as they didn’t lead to any significant increase of cuttings on the shakers.

In all three well there was a reduction of costs for chemicals due to increase in particle size of retrieved cuttings and, accordingly, reduced loss for wetting. During the run of casing there was no slacking or deviation. When checking cavernosity, it was confirmed that the wellbore was close to the nominal diameter with no traces of caving.

In general, for all three wells, the increase of bit run rate led to accelerated construction cycle time versus the initial plan with potential of even greater reduction in the construction time.

Conclusions A trial application of Hydroclean™ at TNK-Uvat confirmed its efficiency and showed economic benefit. The application solved the following problems: ● Achieved effective cleaning of the borehole from cuttings. ● Increased bit run rate by reducing non-productive time. ● Achieved a slight decrease in torque at the rig floor. ● Reduced the number of runs for tool change in the wells with long extensions. ● Decreased creation of sealings on tool joints in active clay intervals. ● Reduced consumption of chemical reagents for drill mud solution. ● Reduced investment in the construction of wells, decreased the payback period and increased profits from the project.

Following the results of experimental use at Ust-Tegusskoye field Hydroclean™ was recommended for application at the oilfields of TNK-Uvat.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

В процессе бурения всех трех скважин на средних интервалах сразу было отмечено увеличение выноса выбуренной породы в 1,5-2 раза по сравнению с аналогичными интервалами ранее пробуренных скважин с подобными профилями. Кроме того, было отмечено отсутствие образования шламовых подушек в интервале стабилизации, а также во время проведения СПО не наблюдалось выпадения шлама. За счет улучшения очистки ствола скважины удалось снизить количество проработок с трех до одной, за счет чего увеличилась рейсовая скорость. Также было принято решение полностью отказаться от прокачки очищающих пачек, поскольку они не приводили к увеличению выноса шлама на сита. На всех трех скважинах было отмечено снижение затрат на химические реагенты, связанное с увеличением размера частиц выносимого шлама, и соответственно, снижением потерь на смачивание. При спуске обсадной колонны не наблюдалось посадок или отклонений. При оценке кавернозности, было подтверждено, что ствол скважины близок к номинальному и турбулизирующие элементы трубы Hydroclean™ не вызывают кавернообразования. В целом по трем скважинам, за счет увеличения рейсовой скорости было достигнуто ускорение цикла строительства по сравнению с предусмотренным планом с наличием потенциала для дальнейшего снижения сроков строительства.

Выводы В результате опытного применения труб Hydroclean™ на УстьТегусском месторождении ООО «ТНК-Уват» была подтверждена их эффективность и получен экономический эффект. Были решены следующие задачи: ● достижение эффективной очистки ствола скважины от выбуренной породы; ● увеличение рейсовой скорости за счет снижения непроизводительного времени; ● достигнуто небольшое снижение крутящего момента на приводе; ● уменьшение количества СПО для смены инструмента для скважин со сверхдлинным отходом; ● уменьшение образования сальников на замках в интервалах активных глин; ● сокращение расхода химических реагентов на раствор; ● сокращение капиталовложений в строительство скважин, сокращение срока окупаемости и увеличение прибыли по проекту. По результатам опытного применения на Усть-Тегусском месторождении бурильные трубы Hydroclean™ и ТБТ Hydroclean™ рекомендованы к серийному применению на месторождениях ООО «ТНК-Уват».

61

GAS STORAGE

ADVERTORIAL SECTION

Innovative Thinking

● Saturn Gas Turbines' GPA-4RMP at the Kaliningrad underground

Helps Build New Type of UGS Facility

● Агрегаты ГПА-4РМП производства ОАО «Сатурн – Газовые

gas storage турбины» на Калининградском ПХГ

Инновационное мышление на службе строительства ПХГ Courtesy of Saturn Gas Turbines Статья предоставлена ОАО «Сатурн – Газовые турбины»

O

n Sept. 23, 2013, celebrations were held in the Kaliningrad region to mark the commissioning of the first stage of the Kaliningrad underground gas storage (UGS) facility. The event was attended

by Gazprom Management Board Chairman Alexei Miller, Russia’s Deputy Minister of Regional Development Sergei Vakhrukov, Deputy Presidential Envoy in the North-West Federal District Stanislav Voskresensky, Kaliningrad Region Governor Nikolai Tsukanov, heads of relevant departments and subsidiaries of Gazprom and contractors.

Talking about the facility’s uniqueness, Alexei Miller noted advantages of underground gas storages in salt caverns. In particular, such storages provide for efficient use of the pumping mode and enable switches to gas extraction modes. This will give more options to the gas giant in terms of securing gas supply to the entire Kaliningrad region. This is Gazprom’s first storage of this type and the experience in building it will be used in the construction of similar facilities in Russia.

Gas in the Kaliningrad underground storage will be stored in salt caverns, i.e. underground formations which would need to have the salt washed out first. Fourteen underground storage tanks have been built in the formations, capable of holding 400,000 cubic meters each. The purpose of the Kaliningrad UGS is to accumulate gas reserves to cover daily and seasonal fluctuations in consumption, as well as to create gas reserves that would be used to offset the impact of extremely cold winters and accidents.

New approaches in the construction of underground gas storage facilities require innovative mentality of equipment suppliers. As an integrated supplier of high performance power and gas pumping equipment, Saturn Gas Turbines (part of United Engine-Building Corporation) offered Gazprom a modern solution.

For use in underground gas storage facilities Saturn Gas Turbines manufactures the GPA-4RM gas compressor unit with rated power of 4 MW. The GPA-4RMP modification was developed for the first time in the history of Russian compressor manufacturing, unveiling a combined gas compressor unit with gas turbine engine as the drive of a piston compressor. GPA4RMP was designed purposefully for the facilities operating in a wide pressure range at high natural gas compression ratios, including underground gas storages in salt caverns.

The advantages of the GPA-4RMP modification with a piston compressor include the ability to work with high efficiency in virtually any range of the pressure ratio change, as well as the simplicity of capacity control and the absence of complex antisurge systems. There is a whole variety of operation modes of UGS’s in salt caverns. During the process of tank filling, large volumes of gas are pumped at a relatively low pressure.

While filling, the volume of gas reduces and the pressure rises. For example, in the Kaliningrad storage the piston compressor in GPA-4RMP works at compression ratios ranging from 1.2 to 10.7. In this mode centrifugal impellers have low efficiency, being limited by the sustainability zone and the surge limit, which requires constant change of the flow channel with

62

23

сентября 2013 года в Калининградской области состоялись торжественные мероприятия, посвященные вводу в эксплуатацию первой очереди Калининградского подземного хранилища газа. В мероприятиях приняли участие председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, заместитель министра регионального развития РФ Сергей Вахруков, заместитель полномочного представителя президента РФ в Северо-Западном федеральном округе Станислав Воскресенский, губернатор Калининградской области Николай Цуканов, руководители профильных подразделений и дочерних обществ «Газпрома», подрядных организаций. Говоря об уникальности вводимого объекта, Алексей Миллер отметил преимущества подземных хранилищ газа в соляных кавернах. В частности, такие ПХГ позволяют оперативно вводить режимы закачки и переключаться на режимы отбора газа. Это дает больше возможностей газовому гиганту с точки зрения наиболее полного обеспечения «голубым топливом» всей Калининградской области. Кроме того, опыт создания таких хранилищ «Газпромом» применен впервые, он будет использован при строительстве аналогичных объектов в России. Газ в Калининградском ПХГ будет храниться в соляных кавернах, т.е. подземных пластах, из которых прежде необходимо вымыть соль. Для хранения газа предполагается строительство и эксплуатация 14 подземных резервуаров в отложениях каменной соли полезным объемом 400 тыс. м3 каждый. Цель Калининградского ПХГ – создать запасы газа для покрытия суточной и сезонной неравномерности потребления, а также резервирования газа на случай наступления аномально холодных зим и аварий. Новые подходы при строительстве подземных хранилищ газа потребовали инновационного мышления и от поставщиков оборудования для таких объектов. Компания «Сатурн – Газовые турбины» (входит в состав ОАО «Объединенная двигателестроительная корпорация»), являясь комплексным поставщиком высокоэффективного энергетического и газоперекачивающего оборудования, предложила ОАО «Газпром» современное решение. Для применения на подземных хранилищах газа на ОАО «Сатурн – Газовые турбины» серийно изготавливается газоперекачивающий агрегат ГПА-4РМ, номинальной мощностью 4МВт. Впервые в отечественной практике была разработана модификация ГПА-4РМП – комбинированный газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем в качестве привода поршневого компрессора. ГПА-4РМП создан специально для объектов, где требуется работа в широком диапазоне давлений при высоких степенях сжатия природного газа, в том числе для ПХГ в отложениях каменной соли. Преимущества модификации ГПА-4РМП с поршневым компрессором заключаются в возможности работы с высоким КПД практически в любом диапазоне изменения отношения давлений, а также в простоте регулирования производительности и отсуствии сложных антипомпажных систем. Режимы работы подземного хранилища газа в соляных кавернах достаточно широки. В процессе наполнения резервуаров, закачка газа производится большими объемами с относительно низким давлением. По мере Oil&GasEURASIA

ХРАНЕНИЕ ГАЗА

Saturn Gas Turbines is an integrator and complex supplier of highperformance ground power equipment for the needs of Gazprom, power generation companies, housing and public utilities, oil and gas companies, energy-intensive industrial companies.

Saturn Gas Turbines is the flagship company of United Engine-Building Corporation for production of energy and gas pumping units and integrated construction of power generating facilities. ОАО «Сатурн – Газовые турбины» – интегратор и комплексный поставщик высокоэффективного наземного энергетического оборудования для нужд ОАО «Газпром», энергогенерирующих компаний, предприятий ЖКХ, нефтегазовых компаний, энергоемких промышленных предприятий. ОАО «Сатурн – Газовые турбины» является головной компанией ОАО «Объединенная Двигателестроительная Корпорация» по производству энергетических и газоперекачивающих агрегатов и комплексному строительству объектов энергогенерации. significant change in operating parameters. Therefore, the use of the piston compressor is the most efficient solution.

On the other hand, Saturn Gas Turbines used a gas turbine engine as a drive for GPA-4RMP. It provides full range of operation of GPA-4RMP for the piston compressor power consumption (1 to 4 MW), depending on the modes of gas injection/selection. For comparison – as a rule, it is not recommended that the piston engine start with a load less than 50 percent over a long time, otherwise the breakdown is imminent. In addition, the gas turbine engine of comparable power has much smaller size, weight, and low vibration than gas piston engine. This advantage allows the customer to significantly save money on laying the foundation and general construction work.

Therefore, the use of the combined GPA-4RMP at a compressor station allows to combine the advantages of a piston compressor and a gas turbine engine in a single unit.

In Russia, this is an absolutely new piece of equipment. Saturn Gas Turbines managed to solve the main difficulty in designing such equipment – to join two fundamentally different units into a single unit.

GPA-4RMP is currently the most preferred option for equipping underground gas storage in salt caverns. Three such units are available in the Kaliningrad UGS. Saturn Gas Turbines manufactured three more GPARMP’s for the construction of the Volgograd UGS compressor station, scheduled to be commissioned in 2015. The company expects to Gazprom to place additional orders for the 2014 delivery of four GPA-4RMP’s. These will be in the Krasnodar underground gas storage, which is slated for reconstruction. Moreover, Saturn Gas Turbines is ready to meet Gazprom’s demand for this type of units in the construction of the Novomoskovsky underground gas storage and UGS facilities in Tatarstan.

GPA-4RMP’s unique technical features enable wider application of these units. In particular, this equipment is able to solve production problems at marginal gas fields with dropping reservoir pressure. The use of GPA-4RMP is also efficient in the construction of booster compressor stations on associated gas pipelines.

Therefore, by meeting Gazprom’s technical specification Saturn Gas Turbines not only helps its partner solve the government task of securing uninterrupted gas supply to regions, but also creates a unique equipment boasting the widest application range.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

наполнения объемы газа снижаются, а давление растет. Например, для Калининградского ПХГ поршневой компрессор в составе ГПА-4РМП работает при степенях сжатия от 1,2 до 10,7. Центробежные лопаточные машины в таком режиме являются низкоэффективными, так как ограничены зоной устойчивой работы, границей помпажа, что требует постоянной смены проточной части при существенном изменении параметров работы. Таким образом, применение поршневого компрессора является наиболее эффективным решением. С другой стороны, в качестве привода для ГПА-4РМП ОАО «Сатурн – Газовые турбины» применило именно газотурбинный двигатель, который обеспечивает весь диапазон работы ГПА-4РМП по потребляемой мощности поршневого компрессора (от 1 до 4 МВт) в зависимости от режимов закачки/отбора газа. Для сравнения – поршневой двигатель, как правило, не рекомендуется запускать с нагрузкой менее 50% на продолжительное время, иначе неминуем выход из строя. Кроме того, ГТД сопоставимой мощности имеет гораздо меньшие габариты, массу и низкий уровень вибраций, нежели газопоршневой двигатель, а это преимущество позволяет заказчику значительно сэкономить на фундаментах и общестроительных работах. Итак, применение на компрессорной станции комбинированного ГПА4РМП позволяет совместить в одном агрегате преимущества поршневого компрессора и газотурбинного двигателя. Для России это абсолютно новая техника. ОАО «Сатурн – Газовые турбины» удалось решить главную сложность в проектировании такого оборудования – соединить два принципиально различных агрегата в единое целое. ГПА-4РМП на сегодняшний день является наиболее предпочтительным вариантом оснащения ПХГ в соляных кавернах. На Калининградском ПХГ установлено три таких агрегата. ОАО «Сатурн – Газовые турбины» изготовило еще три ГПА-РМП для строительства компрессорной станции Волгоградского ПХГ, пуск которого запланирован на 2015 год. Компания рассчитывает на заказ со стороны ОАО «Газпром» на поставку в 2014 году оборудования для реконструкции Краснодарского ПХГ, где предусматривается установка четырех ГПА-4РМП. Кроме того, ОАО «Сатурн – Газовые турбины» готово обеспечить потребность «Газпрома» в агрегатах такого типа при строительстве Новомосковского ПХГ, а также подземного хранилища газа в Татарстане. Уникальные технические характеристики ГПА-4РМП предполагают и более широкое применение этих агрегатов. В частности, это оборудование способно решить проблемы добычи на низкодебитных месторождениях газа, где наблюдается падение пластового давления. Эффективно использование ГПА-4РМП и при строительстве дожимных компрессорных станциях на газопроводах попутного нефтяного газа. Таким образом, выполнив техническое задание ОАО «Газпром», компания «Сатурн – Газовые турбины» не только помогает своему партнеру решать государственную задачу бесперебойного снабжения регионов газом, но и создает уникальное оборудование самого широкого спектра применения.

United Engine-Building Corporation (UEBC) is the subsidiary of OPK Oboronprom. UEBC integrates over 85 percent of leading companies, which specialize in design, serial manufacturing and servicing of gas turbine equipment, as well as key collector enterprises. One of UEBC’s priorities is the implementation of comprehensive programs for development of industrial companies through introduction of new technologies that meet international standards. ОАО «Объединенная двигателестроительная корпорация» – дочерняя компания ОАО «ОПК «ОБОРОНПРОМ». В структуру ОДК интегрированы более 85% ведущих предприятий, специализирующихся на разработке, серийном производстве и сервисном обслуживании газотурбиной техники, а также ключевые предприятия – комплектаторы отрасли. Одним из приоритетных направлений деятельности ОДК является реализация комплексных программ развития предприятий отрасли с внедрением новых технологий, соответствующих международным стандартам

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

63

Ɉɩɬɢɦɢɡɚɰɢɹ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɜɚɲɢɯ ɛɭɪɨɜɵɯ ɪɚɛɨɬ

ɋɢɥɨɜɨɣ ɜɟɪɬɥɸɝ 7'6 6$

ɉɟɪɟɞɨɜɵɟ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 129 ɩɨɦɨɝɚɸɬ ɭɥɭɱɲɢɬɶ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɛɭɪɟɧɢɹ ɩɨɜɵɫɢɬɶ ɟɝɨ ɛɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ɢ ɫɨɤɪɚɬɢɬɶ ɭɫɬɚɥɨɫɬɶ ɩɟɪɫɨɧɚɥɚ ɩɪɢ ɪɚɛɨɬɟ ɜ ɫɭɪɨɜɵɯ ɩɪɢɪɨɞɧɵɯ ɭɫɥɨɜɢɹɯ

Ɇɟɯɚɧɢɡɦ ɩɟɪɟɧɨɫɚ ɫɜɟɱɢ 679

ɍɫɬɪɨɣɫɬɜɨ ɞɥɹ ɦɟɯɚɧɢɡɢɪɨɜɚɧɧɨɣ ɩɨɞɜɟɫɤɢ ɢ ɪɚɡɜɢɧɱɢɜɚɧɢɹ ɬɪɭɛ 67 &

Ʉɨɦɩɚɧɢɹ 1DWLRQDO 2LOZHOO 9DUFR ɜ Ɋɨɫɫɢɢ Ɇɨɫɤɨɜɫɤɢɣ ɨɮɢɫ ɩɪɨɞɚɠ ɢ ɩɨɞɞɟɪɠɤɢ Ɇɨɫɤɨɜɫɤɢɣ ɫɤɥɚɞ ɡɚɩɚɫɧɵɯ ɱɚɫɬɟɣ Ɇɟɫɬɧɨɟ ɨɛɫɥɭɠɢɜɚɧɢɟ ɢ ɬɟɯɧɢɱɟɫɤɢɣ ɨɩɵɬ Ʉɪɭɝɥɨɫɭɬɨɱɧɨ

1DWLRQDO 2LOZHOO 9DUFR ȼɫɟ ɩɪɚɜɚ ɡɚɳɢɳɟɧɵ ' 0.7 5HY

Ȼɥɨɤ ɩɪɨɬɢɜɨɜɵɛɪɨɫɨɜɵɯ ɩɪɟɜɟɧɬɨɪɨɜ /;7

ɗɥɟɤɬɪɨɧɧɚɹ ɩɨɱɬɚ 5LJ#QRY FRP

Ɋɨɫɫɢɹ Ɇɨɫɤɜɚ ɉɚɜɟɥɟɰɤɚɹ ɩɥɨɳɚɞɶ ɫɬɪ ɣ ɷɬɚɠ Ɍɟɥ

Ɉɞɧɚ ɤɨɦɩɚɧɢɹ Ȼɟ ɫɤɨɧɟɱɧɨɟ ɦɧɨɠɟ ɫɬɜɨ ɪɟɲɟɧɢɣ