February 2014 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#2 2014

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

FEBRUARY ФЕВРАЛЬ

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

Rig Fleet Upgrade Horizontal Apps Prompt Action as Drillers Dig Deeper

Модернизация буровой техники Усложняющиеся задачи заставляют буровиков перевооружаться p. / стр. 16

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

D i It Ri Doing Right ht NOV Puts JV Horror Stories to Bed Правильный путь Как NOV забыла кошмарные истории об СП p. / стр. 24

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

How Many Rigs Will It Take to Keep Drillers Drilling Efficiently? Сколько буровых установок потребуется для эффективного бурения?

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

he growth in West Siberian oil production is slowing, and may be headed in a direction that no petro state wants to go. But that is good news for service and equipment suppliers, especially right now, in drilling. I’ve been hearing forever that Russia’s drilling rig fleet is aging. Industry watchers say that today three-quarters of the estimated 800 drilling rigs supposedly spread across Russia are obsolete or pretty close to obsolete. If a rig’s useful life is about 25 years, and most of Russia’s fleet is of a late 1980s, early 1990s vintage – well, you do the math. I get a demand for 600 rigs more or less. I just Googled “Russian rig count” and a short article published on www.oilandgaseurasia.com in 2007 came up. It quoted that same 600 number! So what’s the deal? Has anything improved and who is to say that what might have been a lot of hype in 2007 isn’t yet more hype now in 2014? Given how opaque the Russian drilling equipment market can be, it is really hard to be 100 percent sure of anything. But if you talk to enough buyers and sellers, you can piece together a more or less fairly accurate mosaic. I believe it was critical to change out 600 rigs in the Russian fleet in 2007 and I believe it is still critical to change out 600 rigs in 2014. To use an analogy, let’s say in 2007, you were diagnosed with a life-threatening disease and for seven years you were not serious about getting treatment. Now you might actually die if you don’t act fast. Of course, there were reasons: 2008 and 2009 saw a global financial crisis that froze quite a number of projects in their tracks. I recall that the German rig maker, Bentec, had the misfortune of bringing its Tyumen, West Siberia manufacturing facility on line just before the crisis hit. Suddenly, contracts for immediate rig delivery were put on the back burner. Desiring to beat down prices as much as possible, some Russian drillers bought Chinese equipment. But as could have been predicted, they got mixed results. So now – returning to the medical analogy – it is time to “Call 911” (or since I’m sitting in Moscow it might be better if I say “Dial 03” which gets you the ambulance). Not only does the Russian drilling industry have a fleet that is now seven years older than it was when the industry first started talking about the urgency of the problem but there is a new twist on what types of equipment are needed. Today, there is an ever increasing demand for heavier-duty rigs and equipment (such as top drives) that enable drillers to drill horizontally, to cite one Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ост добычи в Западной Сибири замедляется, и этот процесс может пойти в направлении, нежелательном для любой нефтяной державы. Но это хорошие новости для сервисных компаний и поставщиков оборудования, особенно в области бурения. Уже который год я слышу бесконечные разговоры о старении российского парка буровых установок. По словам промышленных обозревателей, в настоящее время три четверти приблизительно 800 буровых установок, эксплуатируемых на рынке, устарели или близки к этому. Если срок эксплуатации буровой установки составляет примерно 25 лет, а большинство российских установок было выпущено в конце 1980-х или в начале 1990-х годов – прикиньте сами. По моим подсчетам, недобор на рынке – примерно 600 новых установок. Я тут же вбила в Google «российский парк российских буровых установок» и поисковик выдал мне ссылку на небольшую статью на www.oilandgaseurasia.com, датированную 2007 годом. Там приводится то же самое число – 600! Так в чем же дело? Есть ли какие-то положительные сдвиги или, может быть, вся та шумиха семилетней давности и сегодня остается лишь шумихой? С учетом того, насколько непрозрачным может быть российский рынок бурового оборудования, трудно быть уверенным в чем-либо на 100%. Но если вы поговорите с достаточным числом покупателей и продавцов, сможете сложить более или менее точную картину. Я считаю, что крайне важно было заменить около 600 единиц буровой техники в 2007 году, и что все еще крайне важно заменить 600 единиц в году текущем. Проведу такую аналогию: если в 2007 году у вас было диагностировано угрожающее жизни заболевание, и вы в течение семи лет не занимались серьезно лечением, то сейчас, если не принять срочных мер, вы можете умереть. Естественно, промедление с модернизацией бурового парка было вызвано объективными причинами: 2008 и 2009 годы ознаменовал мировой экономический кризис, в результате которого было заморожено большое число проектов. Я помню, как немецкому производителю буровых установок, компании Bentec, не повезло – она запустила свое производство в Тюмени как раз перед самим началом кризиса. О контрактах на поставку буровых установок тут же пришлось на время забыть. Стремясь как можно больше снизить цены, некоторые российские буровые подрядчики закупали китайское оборудование. Но, как и можно было предположить, результат получился неоднозначным. Так что сейчас – возвращаясь к медицинской аналогии – самое время набирать «911» (или, так как я нахожусь в Москве, правильнее будет сказать «набрать 03» – здешний номер скорой помощи). Сегодня не только парк буровых установок на семь лет старше по сравнению со временем, когда только заговорили о необходимости безотлагательно решать эту проблему, но и возник новый поворот относительно типа востребованного на рынке оборудования. Так, например, сейчас растет спрос на буровые установки повышенной мощности, а также оборудование (верхние приводы, к примеру), позволяющее бурить горизонтальные скважины. Рост спроса на более сложное оборудование вызван необходимостью бурить в сложных и малопроницаемых пластах. В таких случаях вертикальное бурение не решит проблему, а для поддержания стабильного уровня добычи в Западной Сибири, буровикам приходится все чаще вскрывать трудноизвлекаемые запасы углеводородов. Я предполагаю, что российским властям недавно как раз понадобилось набрать «03» или «911» (в зависимости от того, что вам ближе). Для начала зайдите на сайт www.novkostroma.com. Некоторое время назад я узнала, что NOV строит завод по производству буровых установок под Костромой – одним из городов исторического Золотого кольца России, который расположен в 340 км к северо-востоку от Москвы.

PUBLISHER’S LETTER example. This increase in demand for more sophisticated equipment is being driven by the need to drill into hard-to-produce and tight reservoirs. Vertical drilling won’t do the job in such cases and increasingly, to keep West Siberian production stable, these hard to get to hydrocarbon pockets are where drillers need to go. I suspect that dialing 03 or 911 (whichever reference drives home the point for you) is exactly what Russian authorities have recently done. Checkout this website: www.novkostroma.com. I’ve been aware for some time that NOV was building a rig manufacturing plant in Kostroma, one of the historical “Golden Ring” cities 340 kilometers northeast of Moscow. But this NOV project isn’t just another manufacturing plant. To my mind it is a very big deal, and a clear indication that Russian federal authorities at the highest level don’t want writers like me saying in 2021 that Russia still needs 600 new rigs. First and foremost, NOV has investment agreements not just with regional Kostroma authorities. It secured an agreement first with the Russian federal government, and with support from the highest levels, NOV has managed to sidestep the potholes that so often trip up a foreign investor. Why? In my opinion, if you look at the Russian oil industry, what do you see? You see that national oil companies (NOCs) control pretty much all the production that is worth controlling. So federal authorities, who need those NOCs to continue to fill the state budget, have to be sure the NOCs have the appropriate level of technology available to them. Hence, they invited in NOV. And believe it or not, this amazing success story is actually a repeat success story. Russian authorities did the same thing a few years ago to transform the domestic car manufacturing industry. High import duties on foreign cars coupled with high demand for foreign cars, resulted in manufacturing ventures backed by the Russian government with global brands like Ford, Chevrolet and Nissan in Russia. The model worked and is now being applied to other areas of the economy. If you are Russian and looking for a job, I urge you again to check out the website: www.novkostroma.com. By March NOV expects to be employing around 60 persons. That number will grow steadily through the year and by February 2015 the plant will employee around 400 people. And that’s just to get the doors open. In addition to having the capacity to produce up to 35 rigs a year, NOV will have a spare parts warehouse and service center from which specialists can be immediately dispatched to resolve problems at the wellsite. Later phases of the plant’s roll-out will focus on manufacturing lines for top drives and all shapes and sizes of downhole tools and other drilling equipment needed for both land and offshore drilling, including Arctic applications. I hope you enjoy our drilling section this month which includes a Q&A with Anthony Crawford, general director of NOV Kostroma, along with a market analysis of the Russian drilling industry produced by OGE’s editor-in-chief Bojan Šoć, а story on top drives by Elena Zhuk and a round-table discussion on the same topic. And perhaps because I’m a hopeless romantic, I can’t help but mention here another analogy that comes to mind when speaking about the new NOV plant. Kostroma, you Russian history enthusiasts will remember, was the hometown of the Romanovs (as in the czarist dynasty). The first Romanov czar, Michael, was recruited to take the throne in 1613 by emissaries from Moscow who sought help to end what was known as “The Time of Troubles” and the Polish occupation. In fact, he was quite happy to just be another boyar (Russian nobility) and continue to live in Kostroma. But those emissaries sent from Moscow begged and pleaded, and the boyar, Michael Romanov, finally gave in. Now, 600 years later, Moscow authorities are hoping to avoid another “time of troubles” that could imperil today’s Russia if the oil production driving the economy is allowed to slip. And they’ve enlisted the help of the Kostroma region and U.S. oilfield equipment giant NOV to make sure that nothing does slip and that there won’t be any new era of “troubles.”

#2 February 2014

Однако этот проект NOV – не просто еще один машиностроительный завод. На мой взгляд, это очень важная сделка, ясно указывающая на то, что федеральная власть России на самом высоком уровне не хочет, чтобы такие журналисты, как я, в 2021 году вновь сказали, что России все еще требуется 600 новых буровых установок. Прежде всего, NOV заключила инвестиционные соглашения не только с руководством Костромской области. Она сначала заручилась поддержкой федеральных властей в лице администрации президента России, и, благодаря ей, смогла обойти «ловушки», в которые так часто попадаются иностранные инвесторы. Почему? Что можно увидеть, если взглянуть на российскую нефтяную промышленность? Государственные нефтяные компании, контролирующие практически всю добычу, которая того стоит. А федеральные власти, заинтересованные в стабильном пополнении бюджета нефтяными компаниями, должны быть уверены, что те должным образом технологически оснащены. В результате они пригласили NOV. Хотите верьте, хотите нет, но эта история удивительного успеха на самом деле является повторением другой истории успеха. Несколько лет назад российские власти проделали то же самое, реформируя отечественный автопром. Высокие пошлины на импортные автомобили, в сочетании с растущим спросом на иномарки, подтолкнули лидеров мирового автопрома в лице Ford, Chevrolet, Nissan и других производителей к строительству собственных заводов в России, и каждый из этих проектов пользовался поддержкой российского правительства. Эта модель сработала и в настоящее время применяется и в других секторах экономики. Если вы россиянин и ищете работу, я тоже предложу вам зайти на сайт www.novkostroma.com. К марту штат NOV будет насчитывать уже более 60 человек. В течение года численность персонала будет стабильно увеличиваться и к февралю 2015 года под Костромой будут заняты примерно 400 сотрудников. И это только для запуска завода. Помимо цехов для производства 35 установок в год, NOV будет также располагать складом запчастей и сервисным центром, сотрудники которого смогут немедленно выезжать на буровые для решения возникающих проблем. На следующих стадиях на заводе организуют производство верхних приводов, скважинного инструмента всевозможных типов и размеров и прочего бурового оборудования, используемого в бурении как на суше, так и на шельфе, включая Арктику. Надеюсь, что в этом выпуске вам понравится раздел по бурению, который включает интервью с генеральным директором ООО «НОВ Кострома» Энтони Кроуфордом, обзор российского бурового рынка, подготовленный главным редактором НГЕ Бояном Шочем, заметку Елены Жук про верхние приводы и «круглый стол» на эту же тему. Возможно, будучи безнадежным романтиком, я не смогу удержаться от еще одной аналогии, которая приходит мне на ум в связи с новым заводом NOV. Кострома, как помнят знатоки российской истории, была родным городом царской династии Романовых. Первый царь из семьи Романовых, Михаил, был приглашен занять трон в 1613 году посланниками из Москвы, просившим его положить конец «смутному времени» и польской оккупации. На самом деле, Михаил был вполне счастлив оставаться боярином и жить в Костроме. Но посланники из Москвы уговаривали и молили его так, что боярин Михаил Романов в конце концов сдался на их уговоры. Сегодня, 600 лет спустя, власти в Москве надеются избежать еще одного витка «смутного времени», который мог бы поставить под угрозу современную Россию в случае спада нефтедобычи, являющейся движущей силой экономики. Чтобы этого избежать, они и заручились поддержкой Костромской области и участием американского гиганта по производству нефтепромыслового оборудования NOV.

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

How Many Rigs Will It Take to Keep Drillers Drilling Efficiently? Сколько буровых установок потребуется для эффективного бурения?

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА

DRILLING MARKET REPORT | ОБЗОР БУРОВОГО РЫНКА 16

Upgrade аnd Drill Запаздывающая модернизация For Russia, new oil today means new dollars to fill state coffers and prop up the economy. However, bigger output largely depends on new rigs. OGE probed Russia’s drilling market to learn how quickly contractors can upgrade their fleets in order to meet soaring output targets. Новая нефть для России сегодня – это свежий приток валюты для пополнения бюджета и поддержки национальной экономики. В то же время, увеличение нефтедобычи во многом зависит от обновления бурового парка. НГЕ изучил российский рынок бурения, чтобы понять, как быстро буровые подрядчики смогут модернизировать собственные парки и выполнить поставленную задачу по динамичному наращиванию добычи «черного золота».

RIG MANUFACTURING | ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Doing It Right NOV Puts JV Horror Stories to Bed

Правильный путь

Как NOV забыла истории кошмарных СП

TOP DRIVES | ВЕРХНИЕ ПРИВОДЫ

Horizontal Drilling, Multi-Stage Fracking Drives Top Drive Sales Горизонтальное бурение, много-стадийные ГРП подстегивают спрос на СВП Who’s Got What? Top drive makers talk shop

Разговор начистоту

Производители СВП раскрывают карты

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ | HORIZONTAL WELLS

Real-Time Load Measurement Improves Coiled Tubing Downhole Tools Performance on Horizontal Wells Повышение эффективности забойного инструмента для колтюбинга методом измерения действующих на инструмент сил в реальном времени

UNCONVENTIONALS | НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ

Simultaneous Fracturing and Drilling in Unconventional Shale Plays Одновременный гидроразрыв и бурение на месторождениях нетрадиционных сланцев

Oil&GasEURASIA

#2 February 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

INSTRUMENTATION | КИП

Reference Recorders: “New Kid on the Block” That Is Driving Change in Pressure Measurement Приборы для регистрации опорного уровня: измерение давления в будущем

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

Majors Commit Billions To Develop Canada’s Offshore Reserves in Atlantic Лидеры инвестируют миллиарды в освоение запасов канадского шельфа в Атлантике

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

Valourec . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

«ТРАНСОЙЛ» . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я обложка

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

Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка

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

Draeger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Honeywell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

«ПромТехИнвест» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

PUBLISHER & EDITORIAL DIRECTOR Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ, РЕДАКЦИОННЫЙ ДИРЕКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

EDITOR-IN-CHIEF Bojan Šoć soc@eurasiapress.com

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@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

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

CONTRIBUTING EDITOR – MIDDLE EAST Olgu Okumuş CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex SPECIAL CORRESPONDENT Vladimir Shlychkov COVER ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 2553 Fax: +7 (499) 678 2554

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

is a Member of:

ПРИГЛАШЕННЫЙ РЕДАКТОР – БЛИЖНИЙ ВОСТОК Олгу Окумуш РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ Владимир Шлычков ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев 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

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow, Russia Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 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: supplement #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.

115114, Россия, Москва, 1-й Кожевнический переулок, 10 стр. 2, офис 417 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ESG Solutions Improves Understanding of Hydraulic Fracture Effectiveness Using Integrated Surface and Downhole Seismic Monitoring

ESG Solutions применяет систему объединенного мониторинга поверхностной и скважинной сейсмики для ГРП

ESG Solutions, an industry leader in microseismic technology and services successfully conducted multiple hydraulic fracture monitoring projects within North America using its patented Hybrid™ Seismic Sensor Network. The innovative approach integrates traditional downhole microseismic with surface and near-surface based induced seismicity (IS) arrays to accurately evaluate large and small-scale seismicity in one comprehensive system. Operators benefit from improved insight into fracture development with minimal added cost to the microseismic program. Microseismic monitoring PHOTO / ФОТО: ESG SOLUTIONS effectively measures small-scale micro-earthquakes during hydraulic fracturing; however typical microseismic geophones are not optimal for detecting larger magnitude induced seis-

ESG Solutions, ведущая компания в области технологий и услуг по микросейсмике, успешно реализовала большое число проектов по мониторингу гидроразрыва в Северной Америке, используя свою запатентованную сеть сейсмических датчиков Hybrid™. Ее инновационный подход объединяет традиционную скважинную микросейсмику с поверхностными и приповерхностными датчиками наведенной сейсмичности (НС) для точной оценки крупно- и маломасштабной сейсмичности в рамках одной комплексной системы. Выгода операторов состоит в получении лучшего представления о развитии трещин при минимальных расходах дополнительно к программе микросейсмики. Программа микросейсмического мониторинга обеспечивает эффективное измерение маломасштабных микроземлетрясений в ходе гидроразрыва; однако обычные микросейсмические геофоны (сейсмоприемники) не идеально подходят для выявления наведенной сейсмичности большей магнитуды. Решение Hybrid™

Baker Hughеs Opens Production Facility in Tyumen

Baker Hughes открыла производство в Тюмени

Baker Hughes has opened an ESP cable factory in Tyumen. The new plant will satisfy the demand for oilfield service products among West Siberia’s largest oil and gas producers and provide for the full production cycle, cutting down the imported cable’s amount. “In Russia, this plant will be a unique facility as it will manufacture an oil-submersible cable, using a special rubber composition based on DL90 mixture with unique insulating properties to ensure the cable’s long lifetime in oil wells. The mixture’s formula is a patented technology of Baker Hughes. Currently, it has been manufactured in the U.S. In the future, however, its production may be launched in Russia,” production manager Nikolai Krasnorutsky said. Baker Hughes has invested 2 billion rubles of its own funds into the project, which created nearly 200 high-tech jobs. The plant area totals to 31,000 square meters and that includes the office facilities and a training center. With regard to professional training, the center will cater for both the needs of Baker Hughes in the Tyumen Region and for the company’s plants located in the Caspian countries such as Kazakhstan, Turkmenistan and Azerbaijan.

Baker Hughes открыла в Тюмени завод по производству нефтепогружного кабеля. Новое предприятие призвано удовлетворить спрос на нефтесервисную продукцию среди крупнейших нефте- и газодобытчиков Западной Сибири и обеспечить полный производственный цикл, сократив импорт кабеля. «Завод станет уникальным для России, так как здесь будет выпускаться нефтепогружной кабель с использованием особого состава резины, в основе которого – смесь DL90, обладающая уникальными изоляционными свойствами и обеспечивающая большую продолжительность эксплуатации кабеля в работе нефтяных скважин. Формула смеси DL90 выведена Baker Hughes и защищена патентом. В настоящий момент смесь производится в США, однако, в будущем производство может быть налажено и в России», – отметил директор производства Николай Красноруцкий. Инвестиции в предприятие составили 2 млрд рублей из собственных средств компании. На заводе создано до 200 высокотехнологичных рабочих мест. Площадь предприятия составляет 31 тыс. м2, включая офисные помещения и тренинговый центр, который будет осуществлять подготовку квалифицированных кадров не только для потребностей Baker Hughes в Тюменской области, но и для предприятий компании в странах Каспийского региона – Казахстане, Туркменистане, Азербайджане.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

micity. ESG’s Hybrid™ solution deploys low frequency sensors in near-surface arrays to accurately capture large magnitude events, and integrates the results with time-synchronized downhole microseismic data. This unique approach builds on ESG’s capabilities in advanced microseismic analysis and provides operators with new information about fault activation and fracture effectiveness. Correctly measuring seismic events using the right equipment is critical to gaining meaningful interpretation of seismicity, particularly for operators who rely on microseismic data to design future stimulation programs. ESG has deployed multiple Hybrid™ Seismic Networks throughout North America and the Middle East to monitor applications such as hydraulic fracturing, steam injection, hydrocarbon storage and waterflooding and forecasts increasing demand for these configurations over the coming year.

компании ESG предусматривает расстановку низкочастотных датчиков в приповерхностных группах для точного улавливания волн большой магнитуды и объединяет результаты с синхронизированными во времени данными скважинной микросейсмики. Этот уникальный подход, основанный на возможностях ESG, позволяет проводить углубленный микросейсмический анализ и обеспечивать операторам новую информацию об активации разрывных нарушений и эффективности трещин. Правильное измерение сейсмических волн с использованием соответствующего оборудования имеет решающее значение для проведения достоверной интерпретации сейсмичности; это особенно касается тех операторов, которые опираются на данные микросейсмики при разработке программ будущей интенсификации добычи. ESG уже развернула свои сейсмические сети Hybrid™ в Северной Америке и на Ближнем Востоке для мониторинга таких операций, как гидроразрыв пласта, закачивание пара, хранение углеводородов и заводнение.

Keeping Whales Safe in Sound

Китов защитят от воздействия сейсмических исследований

A step-by-step guide to reducing impacts on whales and other marine species during seismic sea floor surveys has been developed by experts with IUCN’s Western Gray Whale Advisory Panel (WGWAP) and Sakhalin Energy Investment Company Ltd. In the study, published in the journal Aquatic Mammals, the authors present the most thorough, robust and practical approach to minimizing and monitoring the risk of harm to vulnerable marine species when intense sounds are used to survey the sea floor primarily in the search for oil and gas. In seismic surveys, air guns towed behind ships repeat powerful bursts of sound. Sensors measure the return echo to reveal details of the sea floor and underlying geologic structure to a depth of several kilometers. Sound is a powerful tool for imaging and investigating the sea floor that is deployed mostly by the energy industry to pinpoint the location of oil or gas. Such surveys are also used for mapping the continental shelf and for finding the best sites for new offshore wind energy projects. Whales rely on sound for communication, navigation and foraging. Exposure to loud noise from seismic surveys

Специалисты консультативной группы по сохранению западной охотско-корейской популяции серых китов Международного союза охраны природы (МСОП) и Sakhalin Energy Investment Company Ltd. разработали пошаговое руководство по снижению воздействия на китов и другие морские организмы во время сейсмических исследований морского дна. В работе, опубликованной в журнале «Водные млекопитающие», авторы предлагают наиболее основательный, обоснованный и практический подход для минимизации и контроля риска нанесения вреда уязвимым морским организмам при использовании интенсивного звукового воздействия для исследования морского дна, преимущественно с целью поиска нефти и газа. При сейсмических исследованиях пневматические источники колебаний, буксируемые специальными судами, производят повторяющиеся мощные звуковые импульсы. Датчики фиксируют эхо-сигналы для определения деталей морского дна и нижележащей геологической структуры на глубину до нескольких километров. Звук – это мощный инструмент для отображения и исследования морского дна, используемый энергетической отраслью для точного определения расположения нефти или газа. Такие исследования используются также для картирования континентального шельфа и определения оптимальных площадок для новых морских проектов по использованию энергии ветра.

● Unique collaboration between oil and gas industry, scientists, conservationists proves way to minimize seismic survey impacts on rare whales, other species ● Сотрудничество нефтегазовых компаний, ученых и защитников окружающей среды обеспечивает путь к минимизации воздействия сейсмических исследований на редких китов и другие биологические виды Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#2 February 2014

can result in stress and behaviour changes, affect foraging and nursing, or cause direct physical damage. The study describes the most comprehensive whale protection program ever developed for a seismic survey, used by Sakhalin Energy Investment Company Ltd. – an oil and gas company with Gazprom, Shell, Mitsui and Mitsubishi as shareholders – in a survey close to the main Western Gray Whale feeding area near Sakhalin Island, on the Russian coast, just north of Japan. Based on the experience in developing and conducting Sakhalin Energy’s survey and associated mitigation and monitoring programme, the authors propose a broader approach that can be adapted to seismic surveys in any environmentally sensitive area. Each such survey, however, must take into account their specific circumstances – for example, local species, environmental features, the history and nature of other operations in the area. Recommendations in the study include the need to: ● оbtain baseline ecological data; ● сonduct detailed advance planning, communication and critical review of survey design and mitigation approaches; ● restrict the survey area and limit estimated noise levels to minimize a survey’s “acoustic footprint”; ● employ real-time visual and acoustic monitoring of noise levels, whale locations and behavior, before during and after the survey; ● halt the survey if the animals are too close or show strong reactions to the seismic activity; ● conduct systematic analyses of results to inform future planning and mitigation.

Киты используют звук для коммуникации, навигации и поиска пищи. Воздействие громкого шума от сейсмических исследований может привести к стрессу и изменениям в поведении, повлиять на процесс поиска пищи и кормления детенышей, или даже нанести прямое физическое повреждение. В работе описывается наиболее полная из всех программ защиты китов, когда-либо разработанных для сейсмических исследований. Эту программу использует Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (нефтегазовая компания, акционерами которой являются «Газпром», Shell, Mitsui и Mitsubishi) в исследованиях, проводимых поблизости от основных мест питания западной охотско-корейской популяции серых китов рядом с островом Сахалин, на российском побережье к северу от Японии. На основе опыта компании Sakhalin Energy по разработке и осуществлении исследований и привязанной к ним программы минимизации воздействия на окружающую среду и мониторинга, авторы предлагают расширенный подход, который можно адаптировать к сейсмическим исследованиям в любом сейсмически уязвимом районе мира. Тем не менее, в каждом исследовании необходимо принимать во внимание его особые обстоятельства – например, местные биологические виды, экологические особенности, историю и характер других работ, проводившихся в данном районе. В соответствии с рекомендациями данной работы, необходимо следующее: ● получение исходных экологических данных; ● осуществление детального перспективного планирования, коммуникации и подготовка критического обзора проекта

Rosneft To Create Advanced Meteorological Observations System In the Kara Sea

«Роснефть» создаст современную систему метеонаблюдения в Карском море

Within the framework of an extensive proВ рамках обширной программы по исслеgram for the Arctic offshore survey, Rosneft will дованию Арктического шельфа, в 2014 году completely restore the system of meteorological «Роснефть» полностью восстановит систему observation in the Kara Sea in 2014. метеонаблюдения в Карском море. Previously, six meteorological observing staДо этого в регионе работали шесть станций tions were in operation in this region. Last sumметеонаблюдения. Летом прошлого года в рамmer, during the “Kara Summer 2013” expedition ках экспедиции «Кара-лето-2013» «Роснефтью» Rosneft deployed three additional advanced были установлены еще три современных метеоmeteorological stations on the coast of the станции на побережье архипелага Новая Земля. Novaya Zemlya Archipelago. In 2014, the Arctic PHOTO: ROSNEFT / ФОТО: РОСНЕФТЬ В 2014 году Арктическим научно-проектным ценResearch and Design Center (Arctic Center) set up by Rosneft and тром (Арктический центр), созданным «Роснефтью» и ExxonMobil, ExxonMobil plans to build another station on the Isle of Solitude in планируется возведение еще одной станции на о. Уединения в the Kara Sea. Consequently, an efficient 10-station meteorological Карском море, после чего, в регионе будет работать эффективная network will operate in the region. метеорологическая сеть из 10 объектов. In 2014, Rosneft will begin restoring meteorological observaНачиная с 2014 года «Роснефть» начинает восстанавливать метеоtion in other Arctic regions as well, with automatic stations to be наблюдения в других регионах Арктики, автоматические станции будут installed on the Preobrazheniya Island (Laptev Sea) and on the установлены на о. Преображения (море Лаптевых) и на о. Жохова Zhokhov Island (East Siberian Sea). (Восточно-Сибирское море). The integrated meteorological observation network will not only Единая сеть метеонаблюдения не только позволит оптимизиenable optimization of geological exploration and improvement ровать работу по геологоразведке и повысить эффективность of the production efficiency, but will also start a series of large- работ при самой добыче, но и даст старт целой серии масштабscale research and survey programs in the region. The data to be ных научных и исследовательских программ по изучению региона. acquired could also significantly improve the quality of the weather Полученные данные также могут существенно повысить качество forecasts to the benefit of the whole country. прогнозов погоды в интересах всей страны.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

исследований и подходов к минимизации воздействия на окружающую среду; ● ограничение площади исследований и планируемых уровней шума для минимизации «акустического отпечатка» исследований; ● проведение в реальном времени визуального и акустического мониторинга уровней шума, мест нахождения китов и их поведения до исследований, во время и после их завершения; ● остановка исследований, если животные находятся слишком близко или проявляют сильные реакции на сейсмические работы; ● проведение систематического анализа результатов для учета в будущем планировании и смягчении воздействия на окружающую среду.

Salym Petroleum Development (SPD) started drilling the first horizontal appraisal well in Bazhenov formation at the Upper Salym field as part of a pilot project.Under the project, five horizontal appraisal wells will be constucted in 2014-2015, using multifrac technology. During the last three years, SPD extensively studied Bazhenov formation in the Upper Salym. The company drilled three vertical exploration wells and carried out 3D seismic, coring and well-logging works. Additionally, SPD conducted extended tests of two wells to evaluate Bazhenov formation’s productive potential. This study helped reducing geological uncertainties and enabled SPD specialists to define the requirements for the on-land infrastructure and oil recovery methods. “Together with our ASP EOR project, Bazhenov formation’s development is an important element of our growth strategy. The preliminary studies results have shown that the approach taken by SPD may help the company to develop hard-to-recover

SPE Moscow Section Upcoming Meeting Feb. 11, 2014

Ближайший семинар московской секции SPE 11.02.2014

Seismic based integrated project for Bazhenov sweet spot prediction – a case study

Интегрированны проект по прогнозу зон продуктивности Баженовской свиты на основе сейсмических данных

Speaker: Konstantin Kunin, Schlumberger Location: Congress Center, Russian Chamber of Commerce and Industry 6 Ilyinka St., Moscow Start: 7 p.m.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Докладчик: Константин Кунин, Schlumberger Место проведения: Конгресс-центр ТПП РФ. ул. Ильинка, д. 6, Москва Начало: 19:00

PHOTO / ФОТО: SPD

SPD Starts Drilling First Bazhenov Well

SPD приступила к бурению первой скважины на баженовскую свиту Salym Petroleum Development (SPD) приступила к бурению первой горизонтальной оценочной скважины в рамках пилотного проекта разработки баженовской свиты на ВерхнеСалымском месторождении. Всего в рамках проекта SPD планирует в 2014–2015 годах построить пять таких скважин с применением технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта. В течение трех последних лет SPD провела масштабную работу по изучению баженовской свиты на Верхне-Салымском месторождении: компания пробурила три вертикальные оценочные скважины, выполнила трехмерные сейсмические исследования, отобрала керн, провела широкий комплекс геофизических исследований скважин, осуществила длительное тестирование двух скважин для оценки добычных перспектив баженовской свиты. Проведенное исследование помогло снизить неопределенности в геологическом строении и позволило специалистам SPD сформулировать требования к наземной инфраструктуре и технологии извлечения нефти. «Наряду с проектом химического заводнения пласта на основе поверхностно-активного вещества, соды и полимера, разработка баженовской свиты является важной составляющей стратегии развития нашей компании. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что с помощью разработанного нами подхода добычу трудноизвлекаемых запасов можно вести эффективно и безопасно для окружающей среды. Мы надеемся, что пилотный проект позволит SPD, совместно с акционерами, принять решение о дельнейшей полномасштабной промышленной разработке баженовской свиты Салымской группы месторождений», – отметил генеральный директор SPD Олег Карпушин. АСП – перспективный метод повышения нефтеотдачи на основе химического заводнения пласта трехкомпонентной смесью (анионные ПАВ, сода и полимер). Коэффициент извлечения нефти удается повысить, закачивая в скважину состав из определенных химических веществ. Анионные ПАВ и сода Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ resources in an environmentally safe and efficient manner. We hope that the pilot project will allow us and our shareholders to make a decision regarding a large-scale development of Bazhenov formation in the Salym fields,” SPD CEO Oleg Karpushin said. ASP is a promising enhanced oil recovery technology based on the injection of chemical mix of alkali, surfactant and polymer into the reservoir. Alkali and surfactant help reducing the surface tension between oil and water; polymer improves a water-oil displacement. The technology has alreadly been actively used in the U.S., Canada and China. Currently, its testing is under way in some other countries. Since 2008, SPD has been studying the ASP technology; the company carried out a number of laboratory and field tests. In November 2012, SPD shareholders approved the pilot ASP project for the Salym group of oil fields to be implemented in 2013-2015.

OSIL Offers Monitoring Solutions for Fracking OSIL (Ocean Scientific International Ltd.), a UK company offers a full fracking monitoring system to enable clients to monitor local water quality before, during, and after operations. Hydraulic fracturing (fracking), where gas is extracted from shale rock, is becoming an increasingly popular means of extracting gas. The implementation of a reliable monitoring system is essential to this process. The quantities of chemicals and minerals used in the process, along with the huge volumes of water required, pose a potential threat to the surface and ground water network. OSIL provides the means to monitor ground water quality and potentially help prevent the contamination of surrounding water supplies.

Enventure Achieves Another RecordSetting Installation of the SET® Cased Hole Expandable Liner in the Middle East Houston-based Enventure Global Technology, L.L.C (Enventure), the world’s leading provider of SET® solid expandable solutions for the energy industry, announced that the company has set a world record for the longest 5.5-inch SET solid expandable CHL Liner. The liner was successfully installed with zero recordable safety incidents for an operator in the Middle East. The record installation was performed in a power water injector well to repair a badly corroded 7-inch liner. To keep the reduction in the well’s internal diameter (ID) to a minimum, the operator cleaned out the corroded 7-inch liner and ran a 5.5-inch SET®liner. The successful installation provided an internal diameter of 5.570 in which allows high injection rates with less friction loss than any conventional scab liner. The previous record had also been set by Eventure.

#2 February 2014

способствуют снижению межфазного натяжения между водой и нефтью, а полимер улучшает процесс вытеснения нефти закачиваемой водой. Технология уже активно применяется в США, Канаде, Китае; опытные исследования проходят в ряде других стран. SPD ведет исследования этой технологии с 2008 года. Компания уже провела ряд лабораторных и полевых испытаний. В ноябре 2012 года акционеры SPD одобрили реализацию пилотного проекта АСП на Салымской группе нефтяных месторождений в 2013–2015 годах.

OSIL предлагает решения по мониторингу для гидроразрыва Компания OSIL предлагает систему полного мониторинга при гидроразрыве, которая позволит клиентам следить за качеством местной воды в скважине до, во время и после проведения операций. Гидравлический разрыв пласта (гидроразрыв), при котором газ извлекается из сланцевой породы, становится все более популярным способом извлечения газа. Внедрение надежной системы мониторинга имеет очень большое значение в этом процессе. Количества химикатов и минералов, используемых в процессе, наряду с огромными объемами требуемой воды, создает потенциальную угрозу системе поверхностных и подземных вод. Компания OSIL обеспечивает средства для мониторинга качества подземных вод и потенциального предотвращения загрязнения окружающих водных ресурсов. Система OSIL включает аппаратуру для мониторинга по многим параметрам, которая используется для сбора важнейших исходных данных до начала работ с тем, чтобы

Enventure бьет собственный рекорд по установке расширяемого хвостовика для обсаженных скважин SET® на Ближнем Востоке Мировой лидер в области поставок расширяемых труб SET® для энергетической отрасли – американская компания Enventure Global Technology, L.L.C (Enventure), базирующаяся в Хьюстоне, объявила об установлении мирового рекорда по длине расширяемого хвостовика для обсаженной скважины SET диаметром 5,5 дюйма. Хвостовик был успешно установлен для компании-оператора на Ближнем Востоке при отсутствии зарегистрированных осложнений. Рекордный спуск осуществили в водонагнетательной скважине с целью ремонта сильно корродированного хвостовика диаметром 7 дюймов. Чтобы обеспечить минимальное уменьшение внутреннего диаметра, оператор удалил корродированный хвостовик диаметром 7 дюймов и спустил хвостовик SET® диаметром 5,5 дюйма. Успешная установка хвостовика обеспечила внутренний диаметр 5,570 дюйма, который позволяет добиться высоких скоростей нагнетания с меньшими потерями на трение, чем при установке любого обычного хвостовика для ремонта поврежденных участков обсадной колонны. Ранее установленный рекорд также принадлежит Enventure.

SOURCE / ИСТОЧНИК: EVENTURE

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ The OSIL system offers multi parameter monitoring equipment that is used to collect vital background data prior to the commencement of operations, in order to better understand the existing ground water structure. In addition, the environmental impact can also be monitored during operations, including data on flow back water, thus allowing the potential treatment if required. This same system can be left in for post fracking monitoring providing a complete monitorPHOTO / ФОТО: OSIL ing package. The OSIL system provides data on a range of parameters including conductivity, temperature, pressure, PH, dissolved oxygen, methane and radionuclides. Instruments can be set up to continuously monitor and autonomously record changes to the surface and ground water system. These real time data are then transmitted via telemetry to either onsite base stations and/or to a web based data display.

Tatneft Develops Reservoir Pressure Maintenance Systems Tatneft continues development of advanced technologies for the reservoir pressure maintenance system (RPM), aimed at reduction of energy consumption and improvement of production efficiency. Today, they are focused on protection of the downhole equipment in injection wells against high pressure and corrosion, and also on the integrated optimization of the RPM processes. Two hundred and twenty-two new injection wells were put into operation in 2013. The technology of dual injection operation is introduced in 172 injection wells; since the start of the technology implementation, it has been used in 581 wells, which provided incremental production of 1,146,500 tons of oil. For protection of the downhole equipment in injection wells against high pressure and corrosion damage, Tatneft is implementing a program for the production string protection, as a part of which packers М1-Х are used in 500 injection wells. In total, 5,761 injection wells of the company are equipped with packers of various designs, which is 59.1 percent of the active wells’ stock. Corrosion-resistant tubing is used in injection wells of Tatneft with the aim of the corrosion protection of the oilfield equipment. In 2013, polymer-coated tubing was introduced in 382 injection wells for waste and formation water. From the beginning of the program realization, the polymer-coated tubing has been introduced in 6,665 injection wells for waste and formation water, which amounts to 87.6 percent of the total injection wells’ stock. To optimize energy consumption in the reservoir pressure maintenance system, in 2013 a pilot project was realized on operation of positive displacement pumps manufactured by КАМАТ and WEPUKO; additionally five pumping units of this type were introduced. In 2014, managed maintenance of energy-efficient plunger pumps will be continued.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com om

#2 February 2014

лучше понять существующую структуру подземных вод. Кроме того, можно также следить за воздействием на окружающую среду, включая данные по обратному потоку воды, что позволяет при необходимости организовать требуемую обработку. Эта же система может оставаться на месте работ для мониторинга после проведения гидроразрыва, обеспечивая полный комплект мониторинга. Система OSIL обеспечивает данные по ряду параметров, включая электропроводность, температуру, давление, PH, количество растворенного кислорода, метана и радионуклидов. Приборы можно настроить для непрерывного контроля и автономной записи изменений поверхностных и подземных водных систем. Эти поступающие в реальном времени данные затем передаются по системе телеметрии на местные базовые станции и/или визуально отображаются на основе web-технологий.

«Татнефть» развивает системы ППД «Татнефть» продолжает развивать перспективные технологии системы поддержания пластового давления (ППД), направленные на снижение энергозатрат и повышение эффективности производства. Сегодня они ориентированы на защиту внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин от высокого давления и коррозии, а также комплексную оптимизацию процессов ППД. За 2013 год введены в эксплуатацию 222 новые нагнетательные скважины. На 172 нагнетательных скважинах внедрена технология ОРЗ (одновременно-раздельная закачка), с начала использования технологии она применяется на 581 скважине, дополнительная добыча от внедрения PHOTO: TATNEFT / ФОТО: ТАТНЕФТЬ ОРЗ составила 1 146 500 тонн. Для защиты подземного оборудования нагнетательных скважин от воздействия высокого давления и коррозионного разрушения в «Татнефти» реализуется программа по защите эксплуатационных колонн скважин, в рамках которой на 500 нагнетательных скважинах внедрены пакеры М1-Х. В целом, пакерами различной конструкции оборудованы 5 761 нагнетательная скважина компании, что составляет 59,1% от действующего фонда. С целью антикоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования в нагнетательных скважинах в «Татнефти» применяются насосно-компрессорные трубы (НКТ) в антикоррозийном исполнении. В 2013 году НКТ с полимерным покрытием внедрены на 382 нагнетательных скважинах сточной и пластовой воды. С начала реализации программы защищенные НКТ внедрены на 6 665 нагнетательных скважинах сточной и пластовой воды, что составляет 87,6% от данного фонда. Для оптимизации энергопотребления в системе ППД в 2013 году продолжались опытно-промышленные работы по эксплуатации насосов объемного действия фирм КАМАТ и ВЕПУКО, дополнительно внедрено 5 таких насосных агрегатов. В 2014 года подконтрольная эксплуатация энергоэффективных плунжерных насосов продолжится.

Oil&GasEURASIA

• Крупнейший геолого-геофизический форум России • Более 1000 делегатов со всего мира • Научная программа, охватывающая все направления наук о Земле • Представительная выставка

Геонауки — инвестиции в будущее

Окончание предварительной регистрации 15 марта 2014 г.

6-я международная геолого-геофизическая конференция и выставка www.eage.org www.eage.ru

7-10 апреля 2014 г. г. Санкт-Петербург, Россия

DRILLING MARKET REPORT

Upgrade аnd Drill Запаздывающая модернизация Bojan Šoć Боян Шоч

Новая нефть для России сегодня – это свежий приток валюты для пополнения бюджета и поддержки национальной экономики. В то же время, увеличение нефтедобычи во многом зависит от обновления бурового парка. НГЕ изучил российский рынок бурения, чтобы понять, как быстро буровые подрядчики смогут модернизировать собственные парки и выполнить поставленную задачу по динамичному наращиванию добычи «черного золота».

PHOTO / ФОТО: NOV

For Russia, new oil today means new dollars to fill state coffers and prop up the economy. However, bigger output largely depends on new rigs. OGE probed Russia’s drilling market to learn how quickly contractors can upgrade their fleets in order to meet soaring output targets.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

he Russian economy’s traditionally heavy dependence on petrodollars continues – in 2012, oil and gas revenues accounted for 52 percent of federal budget revenues and over 70 percent of total exports, PFC Energy reported. High budget receipts from hydrocarbon exports hinge on sustained growth of oil output, which in recent years regularly topped postSoviet era records. Last year was no exception as Russian oil companies grew output by 1 percent and produced 523.3 million tons (10.51 million barrels per day), setting a new all-time high since the breakup of the Soviet Union in 1991. Last year’s spike of oil output helped Russia snatch the title of the world’s #1 oil producer from Saudi Arabia, but was even more important on the backdrop of the continuing decline in gas production by Gazprom, the world's largest gas producer. The Russian oil industry’s fresh success breeds new ambitions: according to a forecast by Russia’s Chamber of Trade and Industry (TPP), by 2018 national oil production should reach the plateau of 550 million tons. That figure translates to an incremental buildup of approximately 6.7 million tons per annum. It is no secret that growing production largely depends on more efficient, more productive drilling. Last year, state-owned oil giant Rosneft emerged as the new leader in the drilling market, dethroning longtime drilling king Surgutneftegaz (Fig. 1). Rosneft’s surge to number one spot occurred after acquiring another local oil major, TNK-BP, in the national industry’s biggest deal ever worth $55 billion. Adding TNK-BP’s drilling record to its own automatically labeled Rosneft the industry’s top driller, the title previously held over many years by Surgutneftegaz.

Old Rigs Limit Oil Production Potential New targets are challenging, but the question remains: can drilling contractors and operators deliver and meet them? Opinions differ as 20-year-old rigs account for almost three quarters of Russia’s aging drilling fleet and upgrades aren’t happening quickly. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

радиционно сильная зависимость российской экономики от нефтедолларов продолжается – по данным PFC Energy, в 2012 году торговля нефтью и газом принесла стране 52% доходов в федеральный бюджет и 70% доходов от экспорта. Столь существенные поступления в госказну за счет реализации углеводородов зарубежным покупателям были бы невозможны без стабильного роста добычи сырья, который в последние годы раз за разом регулярно бьет рекорды постсоветской эпохи. 2013 год не стал исключением – российские нефтяные компании увеличили добычу на 1%, выкачав 523,3 млн т сырья (10,51 млн баррелей в сутки), что является новым рекордом за 22-летний период, прошедший с момента распада СССР. Благодаря прошлогоднему росту нефтедобычи России смогла отобрать у Саудовской Аравии титул крупнейшего производителя нефти в мире, но еще более важно, что этот рост был зафиксирован на фоне продолжающегося спада газодобычи крупнейшим мировым производителем, «Газпромом». Новые успехи нефтяной отрасли России порождают и новые амбиции: согласно прогнозу экспертов Торгово-промышленной палаты России, к 2018 году добыча нефти в стране должна достичь отметки в 550 млн т в год. Иными словами, ежегодный прирост добычи в указанный период должен составить примерно 6,7 млн т. Не секрет, что рост добычи во многом зависит от более эффективного, более производительного бурения. В прошлом году новым лидером в секторе бурения стала крупнейшая нефтяная госкомпания «Роснефть», сместившая с первой строчки долголетнего бурового чемпиона, «Сургутнефтегаз» (рис. 1). На лидерские позиции «Роснефть» вырвалась благодаря прошлогодней покупке другого нефтяного гиганта, TНK-BP, в рамках самого крупного поглощения в истории российской нефтегазовой отрасли – приобретение ТНК-ВР обошлось компании Игоря Сечина в $55 млрд. В результате интеграции показателей по бурению бывшей ТНК-ВР, «Роснефть» автоматически стала первой среди российских ВИНК по объемам бурения.

● Fig. 1 ● Рис. 1

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

ОБЗОР БУРОВОГО РЫНКА

Старые станки сдерживают потенциальный рост добычи Новые цели, несомненно, представляют вызов для нефтяников, но

#2 February 2014

DRILLING MARKET REPORT “This target could be met through bringing new fields on stream, primarily those in Rosneft projects, the former TNK-BP and Gazprom Neft projects,” Raiffeisenbank analyst Andrei Polischuk told OGE. “The main issue, though, is whether the largest oil companies will be able to sustain output at mature fields in West Siberia. Judging by production reports, we can see that so far they’ve managed to accomplish this. Rosneft stabilized output at former TNKBP’s fields, at Samotlor, for instance, where it had only a minor output fall in the last quarter, compared to previous drops that sometimes amounted to 6 percent per year. LUKOIL has been doing the same. If production can be stabilized over the next three years, projected output growth is possible, despite being hard to achieve.” “The majority of drilling rigs used today by Russian companies had been manufactured between 1987 and 1992. They have been operating for a long time and their run life is limited to 25 years, so it’s about to expire over the next three to four years,” Azad Babayev, chairman of the board of directors at RU-Energy Group Holding (owns Servisnaya Burovaya Kompaniya (SBK) drilling contractor) told OGE.

If production can be stabilized over the next three years, projected output growth is possible, despite being hard to achieve. Если на протяжении ближайших трех лет удастся стабилизировать добычу, такой рост возможен, хотя труднодостижим. According to Babayev, the failure to upgrade the existing rig fleet today might significantly reduce the number of drilling rigs available in the market in three to four years, which would then further slash the Russian companies’ shares of the market and proportionately spur growth of the foreign firms’ market shares. “Buying a new drilling rig is rather expensive. Today, the new, fully kitted-out rig of the BU-5000 and BU-4000 types can cost at least 700 million rubles (approximately $20 million – OGE). That is why it’s difficult for a drilling contractor to upgrade the equipment on his own. In this situation, the government support will play a paramount role. Otherwise, Russian drilling companies and rig manufacturers may lose in their competition with foreign companies,” Babayev said, adding that the market price of drilling services should include a slice designated for

TECH CORNER ERIELL Group Last August, ERIELL Group – assisted by Schlumberger as provider of comprehensive technological support – successfully drilled the first horizontal well in West Siberia’s Achimov deposit. The well with a 1-kilometer horizontal extension was drilled at the Urengoiskoye field for Arktikgaz. Earlier, construction of similar wells was characterized by a high accident rate due to geological complexity of the Achimov rock, caused by abnormally high reservoir pressure, relatively high collapse gradients and low fracs. Company experts developed a set of engineering solutions that aimed to ensure safety in well drilling. During the drilling Schlumberger’s advanced technology was used, including realtime geomechanical modeling, hydrocarbon-based muds, bottomhole assembly with rotary controllable systems, PDC bits and an expanded LWD system.

пока что без ответа остается вопрос: смогут ли буровые подрядчики и компании-операторы оправдать ожидания и добиться искомых показателей? Мнения разнятся, но факт остается фактом: российский буровой парк на три четверти состоит из станков, выпущенных 20 и более лет назад, а его модернизация ведется довольно вяло. «Добиться роста добычи можно за счет запуска новых ● Drilling contractors need месторождений. В основgovernment support and ном, это проекты „Роснефти“, assistance of operators in бывшей ТНК-ВР и „Газпром solving the issue of drilling rig нефти“, – считает аналиupgrades, thinks RU Energy тик Raiffeisenbank Андрей Group board chairman Azad Полищук. – Вопрос в другом: Babayev смогут ли крупнейшие нефтя● В решении вопроса ные компании удерживать модернизации флота добычу на старых месторождебуровым подрядчикам не ниях в Западной Сибири? Пока обойтись без господдержки мы видим по отчетам, что им и содействия компанийэто удается. Та же „Роснефть“ операторов, считает смогла стабилизировать добыпредседатель совета чу на объектах бывшей ТНК-ВР, директоров холдинга к примеру, на том же Самотлоре «РУ-Энерджи Групп» ее падение за последний кварАзад Бабаев тал было минимальным. Хотя до него спад добычи иногда составлял и до 6% в год. То же самое удается сделать и „ЛУКОЙЛу“. Если на протяжении ближайших трех лет добычу удастся стабилизировать, то такой рост возможен, хотя труднодостижим». «Большая часть буровых установок, на которых работают российские предприятия, выпущены в период с 1987 по 1992 годы, имеют большой срок эксплуатации, ограниченный предельным возрастом 25 лет, который закончится в течение последующих трех-четырех лет», – рассказал НГЕ Азад Бабаев, председатель совета директоров холдинга «РУ-Энерджи Групп», владеющего буровым подрядчиком «Сервисная буровая компания» (СБК). По словам Бабаева, если сегодня не принять меры по обновлению имеющейся техники, то через три-четыре года парк российских буровых установок кратно уменьшится, что приведет к еще большему сокращению доли российских компаний на отечественном рынке, в результате чего доля зарубежных компаний продолжит расти. «Купить новую буровую установку – это достаточно дорогое удовольствие. Сегодня новая установка типа БУ-5000, БУ-4000 может стоить не менее 700 млн рублей в полной комплектации, как минимум. Поэтому сделать обновление оборудования буровой подрядчик вряд ли сможет собственными силами. В сложившейся ситуации огромную роль будет играть поддержка государства. В противном случае российские буровики и производители бурового оборудования могут проиграть конкурентную борьбу иностранным компаниям», – продолжил Бабаев, добавив, что нефтяные компании тоже должны поработать над тем, чтобы рыночная цена буровых услуг содержала в себе инвестиционную составляющую на модернизацию и обновление буровых установок, повышение технического и технологического уровня буровых услуг. Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ОБЗОР БУРОВОГО РЫНКА

TECH CORNER Группа ERIELL В августе прошлого года на Уренгойском месторождении Западной Сибири Группой ERIELL при комплексной технологической поддержке Schlumberger была успешно пробурена первая в регионе скважина на ачимовские отложения с горизонтальным окончанием длиной 1 км для компании ОАО «Арктикгаз». Ранее строительство подобных скважин отличалось высокой аварийностью из-за сложной горно-геологической обстановки в ачимовской толще, связанной с АВПД, относительно высокими значениями градиентов обрушения и низкими ГРП. Специалистами двух компаний был разработан комплекс инженерно-технических решений, направленных на обеспечение безаварийности проводки скважины. В ходе бурения были использованы передовые технологии Schlumberger, включающие геомеханическое моделирование в реальном времени, растворы на углеводородной основе, КНБК с роторными-управляемыми системами, PDC долотами и расширенным комплексом ГИС во время бурения.

Тем временем, СБК, чей буровой парк сегодня насчитывает более 70 единиц, продолжает вкладывать в модернизацию своей техники: в прошлом году компания потратила 2,3 млрд рублей (примерно $66 млн) на приобретение 20 комплектов насосов F-1600 L с частотным регулируемым приводом, 10 систем очистки бурового раствора Derrick, системы верхнего привода Canrig 6027 и Bentec TD 275. «В силу ряда причин я думаю, что прогноз по увеличению нефтедобычи примерно на 7 млн т в год чересчур оптимистичен, – рассказал НГЕ источник в отрасли. – Объемы разведочного бурения недостаточно высоки, запасы нефти на зрелых месторождениях практически заканчиваются, и рост возможен лишь за счет освоения новых месторождений, которые, как правило расположены в регионах, где отсутствует инфраструктура. Поэтому я сомневаюсь, что нефтяникам удастся достичь намеченных показателей». Многое будет зависеть от темпов модернизации бурового парка. Решение этой задачи дополнительно усложняется ограниченным потенциалом по производству станков внутри страны, а также высокими таможенными пошлинами на импорт зарубежного оборудования. «Предположительно, от 50 до 70% парка устарело. Если положим, что в России сегодня работает примерно 700-800 буровых установок, и лишь 20-30% из них – современные, новые станки, то порядка 560 установок нужно заменить в течение четырех лет. Учитывая текущие темпы производства оборудования на российских заводах, это не представляется возможным. У „Уралмаша“ был большой спад, теперь там выпускают приблизительно 30 единиц техники в год, работа кипит, но, тем не менее, наверстать упущенное будет очень трудно», – добавляет источник НГЕ. «Уралмаш» действительно наращивает объемы производства буровых станков, получившего мощную

modernization and replacement of drilling rigs, as well as enhancement of technical and technological sophistication of drilling services. Meanwhile, SBK, whose drilling fleet today numbers over 70 rigs, continues to invest in modernization of its equipment, having spent last year 2.3 billion rubles (approximately $66 million) to acquire 20 F-1600 L pumping units with variable frequency drives, 10 Derrick mud cleaning systems, Canrig 6027 and Bentec TD 275 top drive systems. “Due to a number of reasons, I think that adding approximately 7 million tons per year is an overly optimistic forecast,” a source in the industry told OGE. “Exploration drilling volumes aren’t sufficient, brownfields are coming to an end and new growth can only come from greenfields which are usually located in areas where there is no infrastructure. That is why I doubt that those numbers can be reached.” A lot will depend on the pace of rig fleet rejuvenation – the task made evermore so difficult by Russia’s limited man● Fig. 2 ufacturing capabilities and high import ● Рис. 2 SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ duty on foreign rigs that often stalls финансовую инъекцию после приобретения компаRussia’s purchases from abroad. “The estimate is that 50 to 70 percent of drilling нии в 2010 году «Газпромбанком». С тех пор дела у fleet is actually outdated. So if we assume that some 700 екатеринбургского гиганта российского машиностроand 800 drilling rigs are working in Russia, and 20-30 ения стремительно пошли в гору. Крупнейший произpercent of them are modern, new units, up to 560 rigs водитель буровых в советское время, «Уралмаш» был need to be replaced in about four years. At the current rig на грани полной остановки в нестабильные 1990-е, output rate it doesn’t seem possible. Uralmash had big но сегодня перед заводом открываются совсем иные drops, they are producing now about 30 rigs per year, so перспективы на фоне регулярно поступающих заказов they are very busy, but it would still be hard to catch up,” на новую технику. С 2010 года список клиентов стабильно расширяется и сегодня включает в себя целый OGE’s source adds. Uralmash, indeed, is ramping up its rig output, which ряд крупных игроков на рынке, таких как «Газпром has been fueled by new investment that followed the бурение», «РН-Бурение», «Инвестгеосервис», ОБК, СБК, manufacturer’s 2010 takeover by Gazprombank. Since «Удмуртнефть-Бурение», БКЕ, Группа ЕRIELL, ССК, then, the Yekaterinburg-based giant of Russia’s manufac- «Белоруснефть», «Туркменнефть», «Туркменгаз» и Contest turing industry has seen its fortunes change dramatically. Oil. «В адрес этих и других заказчиков нами отгружено A mammoth rig producer during Soviet era, it almost уже около 90 комплектов современных высокоэффекfell apart in the turbulent 1990s, but things are look- тивных буровых установок и наборов бурового оборудоing brighter today as new orders pour in. Since 2010 its вания», – рассказал в январе в интервью московской газеlist of clients has been expanding steadily and today it те «Промышленный еженедельник» первый заместитель includes a host of major players such as Gazprom Burenie, «Уралмаш НГО Холдинг» Виталий Стешин. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#2 February 2014

DRILLING MARKET REPORT Rosneft’s drilling arm RN Burenie, Investgeoservis, OBK, SBK, Udmurtneft Burenie, Eurasia Drilling, ERIELL Group, SSK, Belorusneft, Turkmenneft, Turkmengaz and Contest Oil. “We have already shipped around 90 highly efficient modern drilling rigs and tools to these and other clients,” Uralmash NGO Holding first deputy general director Vitaly Steshin told Moscow’s Promyshlenny Ezhenedelnik weekly newspaper in January. According to Steshin, the manufacturer is currently finalizing production of one rig for Integra Burenie, four rigs for Gazprom Burenie, five rigs for VTB Lizing and four more for RN Burenie. Trying to cope with the surging demand for new rigs, Uralmash introduced the so-called “advanced launch program,” manufacturing the most demanded types of rigs ahead of the actual placement of orders by clients. According to Steshin, Uralmash had launched production of 22 such rigs, including the most popular models such as BU 5000/320 EK-BMCH, BU 6000/400 EK-BMCH and MBU 2500/160 D (K) 160-ton capacity mobile rig for clus-

По его словам, на стадии завершения сегодня находятся проекты по производству одной буровой установки для «Интегра Бурение», четырех – для «Газпром бурение», пяти – по заказу «ВТБ-Лизинга» и еще четырех – для «РН-Бурение». Пытаясь удовлетворить растущий спрос на новую технику, в «Уралмаше» запустили программу опережающего запуска, в рамках которой наиболее популярные среди покупателей модели станков выпускают еще до фактического поступления заказов. Как рассказал Стешин, «Уралмаш» уже запустил в производство сразу 22 буровых установки, включая такие модели как БУ 5000/320 ЭК-БМЧ, БУ 6000/400 ЭК-БМЧ и МБУ 2500/160 Д (K) – мобильная буровая установка грузоподъемностью 160 т, с возможностью кустового бурения. Большинство из них появятся на рынке в последнем квартале 2014 года, добавил руководитель. «Как показывает практика, буровым компаниям нередко нужны буровые в режиме „срочно“. Кроме того, мы с таким подходом не только помогаем им ускорить начало работ, но и значительно сэкономить за счет куда

Horizontal Is Hip

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Meanwhile, more sophisticated techniques enjoy growing demand and in 2013 horizontal drilling accounted for approximately 20 percent of total footage (Fig. 2). Rosneft led the way among operators (Fig. 3) and Eurasia Drilling Company (EDC) – among drilling contractors. “Horizontal drilling is driven by the possibility to produce from a larger area, it provides wider reservoir contact via the same wellbore within the reservoir. Drilling a wellbore costs a lot of money. Until you reach a reservoir everything is investment and what you find in the reservoir provides your payback. Logically, you want to maximize payback and minimize upfront payments. So if you can use one wellbore with the same investment until you reach pay and if you can stay there, you can reduce the amount of wellbores to be drilled and reach a larger drainage area,” says OGE’s industry source. “It’s a technological advantage, whereas 20 years ago it was ‘black magic’ and very difficult to control. Today, every company has the technology and the last step was the drilling rigs, which weren’t capable of drilling horizontal, directional wells with longer extensions. They had non-adjustable mud pumps, not enough hydraulic horse power and hookload capacity, so the new rigs addressed these issues. Now they have higher capacity, three mud pumps instead of two, better pump controls. In the past it was all mechanical drives, so it was on/off, while today with an AC drive you can adjust speed and pressure of the pumps, so with modern rigs you can perform longer horizontal extensions and achieve higher production rates.”

● Fig. 3 ● Рис. 3

Модная горизонталь 2013 год прошел еще и под знаком растущего спроса на технологически продвинутые виды буровых услуг, такие как бурение горизонтальных скважин, которое составило приблизительно 20% от общего объема бурения по стране (рис. 2). Лидером по проходке в этом виде бурения среди компаний-операторов стала «Роснефть» (рис. 3), среди буровых подрядчиков – БКЕ. «Генератор растущего спроса на горизонтальное бурение – возможность увеличить зону добычи, добиться более широкого контакта между продуктивными пластами внутри одной скважины. Бурение скважины обходится нефтяникам очень дорого. Пока не вскроете пласт, каждый рубль, потраченный на бурение, – это ваши инвестиции, а все что начнете добывать после вскрытия пласта – ваш доход. Логично, что при таком раскладе вам захочется максимально увеличить доход, сведя при этом инвестиции к минимуму. Поэтому, если сможете вскрыть несколько продуктивных пластов с одной скважины, вам не придется дополнительно вкладывать деньги в бурение новых скважин, задачу расширения нефтенасыщенной зоны удастся решить благодаря горизонтальному бурению», – рассказывает источник НГЕ. «Это технологический вызов, 20 лет назад горизонтальное бурение было „черной магией“, контролировать его ход было очень сложно. Сегодня практически каждая компания освоила эту технологию, а последним шагом стало соответствующее оснащение буровых установок, которые раньше не могли бурить горизонтальнонаправленные скважины с большим отходом от вертикали. У них были нерегулируемые насосы для подачи бурового раствора, не хватало мощности гидравлики, грузоподъемность была не столь большой… Производство современных буровых установок сняло эти вопросы. Теперь у них более высокая мощность, три насоса для подачи раствора вместо двух, лучшее управление насосами. В прошлом привод был механическим, „включил/выключил“, а сегодня эти насосы оснащены электроприводом, что позволяет регулировать их скорость и давление, благодаря чему современные буровые установки могут бурить более длинные горизонтальные скважины, увеличивая таким образом дебит».

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ОБЗОР БУРОВОГО РЫНКА

TECH CORNER Weatherford In order to illustrate the most complex technical issues, we chose an example from 2013, when we executed a project which dealt with well difficulties at Samara region fields. The major challenge faced by Weatherford was deepening the wells with incompatible drilling conditions, particularly zones characterized by disastrous mud losses and water-bearing zones occurring in the same interval. We solved this problem by entering the zones of disastrous mud losses with the “floating liquid column” followed by the installation of a profile packer or cement bridges using the Brine Block® additive developed by Weatherford. Water zones were drilled using the bottomhole assembly with mudding bit subs. Currently, the possibility of using Weatherford Managed Pressure Drilling (MPD) technology is being discussed. ter drilling. Most of these should hit the market in the last quarter of 2014, he added. “Experience shows that drilling companies often need the rigs ‘urgently.’ Besides, by building the rigs beforehand we don’t just help drilling contractors accelerate the start of their work, but we also help them save money through shorter financing,” added Steshin. According to him, Uralmash NGO Holding plans to further boost its output and start manufacturing 50 rigs per year by 2015.

Chinese Dragon Expands Reach In recent years, the global rig market was inundated by relatively cheap Chinese units, and the Chinese manufacturers’ drive to conquer new territory focused on Russia, too. With Russia’s own rig manufacturing capability limited to less than 100 units nationwide, Chinese suppliers definitely have a chance to grab a slice of the market. One of the prominent players has been Honghua International, a rapidly growing oilfield equipment manufacturer. “Honghua is partly owned by [Houston-based] Nabors Industries, so there was a lot of technology transfer from the U.S. They make very decent equipment and up until now they have built approximately 1,000 rigs,” OGE’s source says. “So if you talk about experience, I think they have quite a lot these days. They have been successful in the Russian market. I don’t know how much the import duty really affects them. If somebody decided to invest a lot of money and buy a Chinese rig, it would be important that they actually go to a plant in China and control quality. Only so can they be sure to get what they paid for. At the same time, I think Honghua makes decent equipment at very competitive prices. But you can’t buy off the shelf and neglect quality control.” But there is still a gaping deficit for new equipment that can’t be closed soon. “It is expected that new projects would contribute to growth in oil production, and we can continue to build up that potential,” IFD Kapital analyst Vitaly Kryukov told OGE. “Regarding the rig fleet upgrade, I can’t see this process completed by 2020. A lot will depend on tax incentives, and there needs to be actual demand. Implementation of new projects will require heavy-duty rigs and I think that the replacement will be taking place, but not as quickly as we would like.” According to Maxim Tamochkin, Weatherford Russia commercial director of drilling and sidetracking services, the price of drilling services doesn’t rise during inflation, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

более коротких сроков финансирования», – пояснил Стешин. По его словам, екатеринбургский холдинг планирует увеличить объем производства и к 2015 году выпускать ежегодно не менее 50 буровых установок.

Китайская экспансия В последние годы мировой рынок бурового оборудования был буквально наводнен недорогими станками китайского производства, а в сфере интересов производителей техники из Поднебесной оказалась и Россия. И пока на российских заводах выпускается менее 100 установок в год, у китайских поставщиков есть неплохой шанс завоевать долю этого рынка. Один из заметных китайских игроков – компания Honghua International, быстроразвивающийся производитель нефтепромыслового оборудования. «Одним из совладельцев Honghua является [базирующаяся в Хьюстоне] Nabors Industries. Cледовательно, имела место передача технологий из США китайским специалистам. Компания производит оборудование весьма добротного качества, с момента ее основания выпустила порядка 1 000 единиц техники, – рассказывает источник НГЕ. – Так что если говорить об опыте, я думаю, они приобрели его довольно много. Honghua добилась успеха на российском рынке, хотя я не знаю в какой мере на их результаты влияет размер таможенной пошлины. Если кто-то решит потратить много денег и купить китайскую буровую установку, ему стоит съездить на завод в Китай и проконтролировать качество производства. Лишь таким образом можно быть уверенным в том, что получишь именно то, за что заплатил.

75%

of Russia’s drilling fleet is slated for replacement after being in use for more than 25 years российского парка буровых установок нуждается в замене в результате превышения предельного 25-летнего срока эксплуатации В то же время я считаю, что Honghua выпускает хорошее оборудование по весьма конкурентным ценам. Но «с полки» этот товар брать нельзя, равно как и забывать о необходимости контроля качества». И все же, несмотря на усилия китайских производителей, рынок испытывает острый дефицит новой буровой техники, который вряд ли удастся ликвидировать в ближайшее время. «Ожидается рост добычи нефти по новым проектам, и мы вполне можем продолжить наращивать этот потенциал. Что же касается обновления парка буровых установок, то я не вижу, что этот процесс можно полностью завершить до 2020 года, – считает аналитик ИФД «Капиталъ» Виталий Крюков. – Здесь многие вещи упираются в налоговые стимулы, должен быть реальный спрос на продукцию. Реализация новых проектов потребует тяжелые установки, и я думаю, что замещение будет идти, но не такими быстрыми темпами как хотелось бы».

DRILLING MARKET REPORT

#2 February 2014

in fact, it goes down, leading to a deficit of rigs По мнению Максима Тамочкина, коммерand slowdown of technical development of this ческого директора по бурению и зарезке бокоtype of services. вых стволов, Weatherford Россия, несмотря на “The difficulties include staff turnover, low инфляцию цена услуг по бурению не растет, а, drilling day rates and the customers’ unwillingнаоборот, снижается, что приводит к дефициту ness to co-finance modernization of drilling буровых установок и замедлению техническоcontractors’ rig fleets,” Tamochkin told OGE. го развития этого вида сервиса в России. He added that the rising demand for drilling is «К сложностям стоит отнести текучесть fueled by high oil prices and exceeds drilling кадров, низкие суточные ставки буровых подcontractors’ capabilities. рядчиков, а также нежелание заказчиков софиDespite these hardships, service companies нансировать модернизацию бурового парка and drilling contractors keep investing in new привлекаемых подрядных организаций», – расequipment. Gazprom Burenie bought 16 new ● According to Gazprom сказал Тамочкин НГЕ, добавив, что спрос на rigs last year, including Bentec’s HR-5000 AC Burenie first deputy genбуровые услуги в России явно превышает возunit, Russia-made BU-5000/320 EK-BM (Ch) eral director, production, можности буровых предприятий, а его основand BU-3000/200 EK-BM (Ch) models and Eduard Byvald, in early ным генератором выступает стабильно высоChina’s ZJ-30 rigs. Eight more rigs are in delivery 2014 the company will кая цена на нефть. stage, while five other were upgraded in 2013. drill two production wells Несмотря на эти трудности, сервисные “Just in three years, Gazprom Burenie acquired a at Prirazlomnoye field компании и буровые подрядчики продолжают total of 24 new generation rigs,” Eduard Byvald, ● По словам вкладывать средства в новое оборудование. Gazprom Burenie's first deputy general direc- первого заместителя ООО «Газпром бурение» в прошлом году приtor, production, told OGE. Among last year’s гендиректора по обрело и ввело в эксплуатацию 16 буровых milestones, he singled out the drilling of the производству ООО установок, включая Bentec HR-5000 AC, станfirst production well off the Prirazlomnaya ice- «Газпром бурение» ки российского производства БУ-5000/320 resistant offshore platform in the Pechora Sea. Эдуарда Бывальда, ЭК-БМ (Ч) и БУ-3000/200 ЭК-БМ (Ч), а также In early 2014, the company intends to drill two в начале 2014 года китайские установки ZJ-30. В процессе поставmore production wells here. Other success sto- компания пробурит ки находится восемь установок, а пять станков ries include drilling extended reach wells at the еще две добывающие было модернизировано. «Всего за три года Termokarstovoye oil and gas condensate field скважины на были приобретены 24 буровые установки for Terneftegaz, a joint venture of NOVATEK Приразломном нового поколения», – говорит первый заместиand France’s Total. Urengoi Burenie, a Gazprom месторождении тель генерального директора по производству Burenie subsidiary, drilled four wells there in Эдуард Бывальд. В числе крупнейших успехов six months, including the 5,240-meter-deep well with a компании в ушедшем году он выделил бурение первой record 3,603-meter step-out and an open horizontal sec- добывающей скважины с морской ледостойкой нефтеtion 2,024 meters long. добывающей платформы «Приразломная» в Печорском Weatherford also revamped its rig fleet in 2013, buy- море. В начале 2014 года компания планирует пробуing three ZJ-30’s and modernizing three locally-made рить еще две скважины. Кроме того, «Газпром бурение» BU-3000 EUK units, added Tamochkin. ERIELL Group, успешно закончило строительство четырех глубоких эксwhich owns a fleet of over 60 drilling units, introduced плуатационных скважин с большим отходом от вертиfour new Uralmash BU 5000/320 EK-BMCH-rigs with кали на Термокарстовом нефтегазоконденсатном место320-ton capacity operated by its Novy Urengoi sub- рождении для ЗАО «Тернефтегаз», совместного предприsidiary, two ZJ50DBS rigs and two MR-I-ER225 mobile ятия «НОВАТЭКа» и французской Тоtal. Буровики филиала rigs used by its Samara subsidiary for the Gazprom Neft «Уренгой бурение» в течение шести месяцев пробурили Orenburg project. “Оne of the major advantages of our четыре скважины, включая скважину глубиной 5 240 м с company is the modern drilling fleet with the average отходом от вертикали 3 603 м и открытым горизонтальным age of our rigs ranging from three to four years. This участком 2 024 м. Weatherford также обновил свой буровой парк в 2013 году: были приобретены три буровые установки ZJ-30, проведена глубокая модернизация трех отечественных буровых Weatherford БУ-3000 ЭУК. Группа ERIELL, чей парк сегодня превышает Для иллюстрации решений наиболее сложных технических задач 60 единиц буровой техники, ввела в эксплуатацию четыв качестве примера приведем проект 2013 года по борьбе с осложнере новых БУ Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ грузоподъемнониями на месторождениях Самарской области. Основным вызовом, с стью 320 т в Ново-Уренгойском филиале, две буровые устакоторым пришлось столкнуться компании Weatherford, стали работы новки ZJ50DBS и две мобильные буровые установки MR-Iпо углублению в скважинах с несовместимыми условиями бурения, а ER225, эксплуатируемые самарским филиалом в проекте именно наличием зон катастрофических поглощений бурового раство«Газпромнефть-Оренбург». ра и зон водопроявлений в одном интервале. Данную проблему смог«Одним из основных преимуществ нашей компании ли решить путем вскрытия зон катастрофических поглощений «с пласчитаю современный парк буровой техники, средний возвающим столбом жидкости» с последующей установкой профильнораст которой составляет три-четыре года. В 2014 году будут го перекрывателя, либо установкой цементных мостов с применением увеличены производственные мощности в ЯНАО с приразработанной Weatherford добавки Brine Block®. Зоны проявлений влечением еще двух МБУ производства Турции и одной вскрывались с применением в КНБК кольматационных переводников. большой БУ с законченного проекта в Болгарии», – подеВ настоящее время обсуждается возможность применения технологии лился планами компании с НГЕ исполнительный директор бурения с управляемым давлением MPD компании Weatherford. Группы ERIELL Виталий Докунихин.

TECH CORNER

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

year, we plan to expand our drilling capability in the Yamal-Nenets Autonomous District by including two mobile rigs made in Turkey and one heavy-duty rig from a project that was completed in Bulgaria,” ERIELL Group executive director Vitaly Dokunikhin told OGE. While seeking to maintain stability in the local market, Russian contractors are also keen to expand their operations abroad. Recently, Saudi Aramco pre-qualified Gazprom Burenie as Russia’s first drilling contractor licensed to compete in well construction tenders in Saudi Arabia and Middle East countries. ERIELL Group drilled four production gas wells in Bangladesh and signed a deal with state-owned Zarubezhneft to drill six steam-injection producer wells at the Boca de Jaruco field on Cuba.

ОБЗОР БУРОВОГО РЫНКА

● Аccording to ERIELL

Group executive director Vitaly Dokunikhin, the modern drilling fleet is one of the company's major advantages ● По словам исполнительного директора Группы ERIELL Виталия Докунихина, современный парк буровой техники является одним из основных преимуществ компании

Пытаясь сохранить свои позиции на внутреннем рынке, российские буровые подрядчики параллельно стремятся выйти на рынки зарубежные. Так, «Газпром бурение» недавно стала первой отечественной компанией, прошедшей предквалификацию в крупнейшей нефтекомпании мира Saudi Aramco, что позволит ей принимать участие в тендерах по строительству скважин на территории Саудовской Аравии и ряде других стран Персидского залива. Группа ERIELL пробурила и получила газ на четырех скважинах в Бангладеш, а также подписала контракт с «Зарубежнефтью» на строительство шести паронагнетательных добывающих скважин на месторождении Бока де Харуко на Кубе.

Иностранцы локализуют производство

На фоне растущего спроса на буровые установки и высоких пошлин, сдерживающих импорт новой техники, выходом из положения может стать локализация иностранными компаниями произForeign Rig Makers Go Local водства буровых станков. После долголетних раздуWhile demand for rigs remains robust, мий именно на такой шаг решилась американская and importers’ options constrained by high компания NOV, один из ведущих мировых произвоduty tariffs, localization of foreign manufacдителей нефтепромыслового оборудования: в декаturing in Russia could provide some relief. бре прошлого года NOV начала строительство завоAfter contemplating this move over many да по выпуску буровых установок в Костромской years, NOV, the U.S.-based major oilfield области (подробности проекта – в интервью с equipment manufacturer finally launched гендиректором компании Энтони Кроуфордом, construction of a rig plant in central Russia’s стр. 22-25), который планируется сдать в эксплуаKostroma region last December (for more, see тацию к концу марта 2015 года. Первопроходцем Q&A with NOV Kostroma LLC general direcв этом направлении стал немецкий производитель tor Anthony Crawford), scheduled to be comбурового оборудования Bentec, построивший завод pleted by the end of March 2015. Germany’s в Тюмени, на котором первый станок был выпущен Bentec paved the way for foreign rig makв 2012 году. ers, building a plant in Tyumen, West Siberia, «В середине 2013 года произошло знаковое which produced its first rig in 2012. “In the событие – отгружена буровая установка эшелонноmiddle of 2013, we had a milestone, deliverго типа грузоподъемностью 320 т для российского ing a cluster drilling rig with a 320-ton capacзаказчика – компании „Газпром бурение“. Заказ ity for our Russian client, Gazprom Burenie. выполнен в предельно короткие сроки – менее чем The order was carried out in a record time – in за полгода, буровая установка смонтирована и ввеless than six months we assembled the rig and ● Germany’s Bentec, it was put into operation,” Oleg Fedorovskikh, headed in Russia by Oleg дена в эксплуатацию», – говорит Олег Федоровских, генеральный директор ООО «Бентек Дриллинг энд Bentec Drilling and Oilfield Systems managin Fedorovskikh, was the first among foreign rig Ойлфилд Системс». director, told OGE. По словам руководителя, компания также According to Fedorovskikh, the com- producers to launch local поставила клиентам несколько комплектов систем pany also shipped to customers several top rig manufacturing верхнего привода грузоподъемностью от 275 до drive systems with a lifting capacity ranging ● Немецкая компания 500 т, которые эксплуатируются как в России, так и from 275 to 500 tons, which are used both Bentec, российское в Азербайджане и Белоруссии. «В компании создана in Russia and the former Soviet republics of подразделение которой служба сервиса, состоящая из нескольких десятAzerbaijan and Belarus. “The company set возглавляет Олег ков высококвалифицированных русскоговорящих up a service department, which employs sev- Федоровских, первой сервисных инженеров, действует горячая линия eral dozen highly-qualified Russian-speaking среди иностранных по поддержке наших заказчиков, функционирует service engineers. We also have a hotline to компаний запустила в склад запасных частей для оперативной доставки support our customers, a spare parts ware- России производство деталей и компонентов бурового оборудования на house for efficient delivery of parts and com- буровых установок месторождения», – добавил Федоровских. ponents of drilling equipment to fields,” he По его словам, проектная мощность завода в Тюмени added. According to Fedorovskikh, the plant in Tyumen is составляет четыре-пять полнокомплектных буровых устаноdesigned to put out four to five fully equipped rigs or 10 вок в год или 10 станков с учетом кооперации. «В 2013 году units through cooperation deals. “In 2013, we had four rigs у нас в работе было четыре буровых установки, в конце года in manufacturing, and at the end of the year, we received получили заказ на еще одну буровую установку Arctic Rig an order for Arctic Rig Cluster Slider with a 320-ton lifting Cluster Slider грузоподъемностью 320 т», – сказал он, добавив, capacity,” he said, adding that short-term plans included что в ближайших планах компании – получение заказа еще на один станок. securing an order for one more rig. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

RIG MANUFACTURING

Doing It Right NOV Puts JV Horror Stories to Bed

Правильный путь Как NOV забыла кошмарные истории об СП

ollowing a decade of futile attempts to enter the Russian market as a rig manufacturer, the U.S.-based NOV has made a breakthrough with a project to build a rig plant in Volgorechensk in the сentral Russian region of Kostroma, largely owing to the Russian government’s full support. OGE’s Pat Szymczak and Bojan Šoć recently met with NOV Kostroma LLC general director Anthony Crawford who talked at length about the $100-million project that aims to provide Russian customers not only with a wide range of top-quality rigs, but also to offer repair services and aftersales support.

Oil&Gas Eurasia: What influenced NOV’s decision to build a rig plant in Russia? Were the high import duty rates on foreign rigs a factor in deciding to start manufacturing locally? Anthony Crawford: That certainly was one of several reasons and factors why we decided to build this facility in the Kostroma region. However, it was not the only one. Over the last 10 years, NOV has wanted to enter the Russian marketplace as a manufacturer of oilfield equipment. However, either the timing or the partner or the situation wasn’t right and about two years ago all of those things aligned in such a way that made it the right time. Some of the other factors that played a role in our decision were issues like spare parts availability and aftersales technical support in Russia. If you manufacture a rig in the United States, Canada or elsewhere and import it into Russia, that’s great. However, after you sell the rig and the customer begins drilling with it, if a piece of equipment breaks and you need a spare part, then you need a specialized technician and/or technical support to be able to get that piece of equipment up and running again. Most foreign oilfield equipment manufacturers don’t have a lot of

ля американского производителя нефтепромыслового оборудования, компании NOV, предыдущее десятилетие прошло под знаком безуспешных попыток запустить в России производство буровых установок. Об этих неудачах теперь можно забыть: в результате прорыва, который во многом стал возможным благодаря всеобъемлющей господдержке, компания приступила к строительству завода по производству буровых станков в Волгореченске под Костромой. Пэт Шимчак и Боян Шоч недавно встретились с генеральным директором ООО «НОВ Кострома» Энтони Кроуфордом, который подробно рассказал о проекте стоимостью $100 млн, призванном не только обеспечить российских покупателей буровыми установками высокого уровня, но и качественным ремонтом оборудования и послепродажной поддержкой.

«Нефть и газ Евразия»: Что повлияло на решение NOV начать строительство завода под Костромой? Высокие ставки таможенных пошлин на импорт станков имели значение при принятии решения об организации производства в России? Энтони Кроуфорд: Это, конечно, был один из ряда факторов и причин, повлиявших на наше решение, но далеко не единственный. На протяжении последних 10 лет NOV хотела выйти на российский рынок в качестве производителя нефтепромыслового оборудования, однако либо момент, либо партнер, либо обстановка оказывались неподходящими, и лишь два года назад все эти факторы совпали должным образом. Что касается других факторов, подтолкнувших нас к такому решению, отмечу, к примеру, наличие запчастей и обеспечение послепродажной технической поддержки. Если выпускаете буровую установку в США, Канаде или где-то еще и поставляете ее в Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

● NOV’s investment in the Volgorechensk rig plant’s construction will total $100 million ● Общий объем инвестиций NOV в завод в Волгореченске составит $100 млн

SOURCE / ИСТОЧНИК: NOV

Россию, – это замечательно, но после того, как покупатель начал бурить и что-то поломалось, вам понадобятся запчасти, а также помощь технического специалиста и/или сотрудников службы техподдержки, чтобы отремонтировать установку и возобновить работу. Большинство зарубежных производителей нефтепромыслового оборудования не располагают широким ассортиментом запчастей в России, у них нет столь существенного потенциала по оказанию технической поддержки. Понимая это, мы решились на следующий шаг и приступили к строительству завода в России. Прислушиваясь к рынку, от большинства наших российских клиентов то и дело слышали: «Нам бы хотелось, чтобы вы не только производили оборудование в России, но и обеспечивали нас запчастями и выполняли послепродажное техническое обслуживание».

spare parts on stock in Russia or much of that kind of technical support available here. Knowing that, we decided to go ahead and build a rig factory. We were listening to the market and most of our customers in Russia were saying: “We would like you to manufacture in Russia, but also to have all of your spare parts and aftersales support services available as well.”

OGE: Will you have all of that available at your new facility?

Crawford: Yes, we will have manufacturing shops and a very large warehouse with an entire suite of NOV spare parts and equipment for most of our product lines and also a 24/7 technical support hot line in Russian and English. We will also have a very large team of technical support specialists that will be available to travel to any place in Russia or the CIS at a moment’s notice. OGE: How is your project going at the moment, what is the current status? Crawford: We started this process two years ago. At that time we formed a legal entity, signed an investment agreement with the Russian government and the Kostroma regional administration in the amount of 2.8 billion rubles. We then opened an office in the Kostroma region, purchased 76 hectares of land, that’s about 190 American acres, and then we started to recruit personnel, and build up our program. In December 2013, we signed an agreement with our general contractor, Tri Morya Construction and Trade Company, and they began construction immediately, breaking ground on Dec. 19. Construction is actively under way and we expect the facility to be built, commissioned and ready to open its doors in the first quarter of 2015. Of course, when we first open our doors, it will take Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: После того, как заработает новый завод, им будут доступны весь этот ассортимент продукции и набор услуг? Кроуфорд: Да, мы построим цеха по производству оборудования и большие складские помещения с полным набором запчастей и оборудования NOV для большинства наших продуктовых линеек, запустим круглосуточную «горячую линию» на русском и английском языках для оказания техподдержки. Также сформируем большую команду специалистов по технической поддержке, которые смогут выезжать в любую точку России или стран СНГ по первому требованию. НГЕ: Как идет реализация вашего проекта в настоящее время? Кроуфорд: Мы начали этот процесс два года назад с учреждения юрлица. Основали компанию, подписали инвестиционное соглашение с российским правительством и администрацией Костромской области на сумму 2,8 млрд рублей. Затем мы открыли офис в Костромской области, оформили покупку 76 га земли, после чего начали набирать персонал, и разрабатывать программу. В декабре прошлого года мы подписали соглашение с нашим генеральным подрядчиком, ООО «Три Моря Констракшн и Трейд Компани», который приступил к работе немедленно – уже 19 декабря на стройплощадке прошла церемония закладки первого камня. Сейчас активно ведутся строительные работы, и мы ожидаем, что завод будет построен, сдан в эксплуатацию и готов открыть свои двери в первом квартале 2015 года. Разумеется, после открытия нам потребуется еще некоторое время для отладки процессов, однако к 2016 году мы планируем производить от 25 до 35 станков в год, а возможно и больше, в зависимости от спроса на рынке. Мы располагаем огромной территорией и доступом к инженерным коммуникациям в Костромской области, что при необходимости позволит нам легко расширить производство и увеличить объем выпускаемой продукции. НГЕ: Вы упомянули проблемы, ранее мешавшие NOV запустить производство в России. Не могли бы более подробно рассказать, что сдерживало эти планы? Кроуфорд: Раньше у нас не было контактов на высоком уровне, равно как и предложений прямой поддержки со стороны российского правительства. В этот раз упомянутые факторы стали отправной точкой для принятия решения о строительстве завода. К нам обратились представители администрации президента и сказали, что хотели бы, чтобы NOV реализовала этот проект. Заодно они обещали, что компания получит поддержку со стороны федеральных вла-

#2 February 2014

us a little bit of time to get the bugs worked out, however, by 2016 we intend to be producing anywhere from 25 and 35 rigs per year or more, depending on market demand. We have so much land and utilities available in the Kostroma region that we can easily expand and increase output, if required.

PHOTO / ФОТО: NOV

RIG MANUFACTURING

стей. Они также предоставили нам значительные инвестиционные льготы для повышения привлекательности сделки, что стало для нас одним из ключевых факторов на стадии принятия решения по проекту. Прежде таких условий у нас не было. Раньше мы в индивидуальном порядке занимались поиском российского партнера для создания совместного предприятия. Как всем известно, в силу ряда причин, ваш партнер по СП сегодня может говорить одно, завтра другое, а на третий день вообще исчезнуть, в результате чего вы теряете уверенность в успехе такого сотрудничества. Все те, кто находился в России в 1990-е годы, помнят жуткие истории об СП. Слава богу, эти времена давно прошли, и инвестиционная обстановка сейчас намного привлекательнее.

OGE: You mentioned some obstacles that previously hindered NOV’s intentions to launch rig manufacturing in Russia. Could you be more specific about what stalled those plans? Crawford: In our previous attempts we did not have the high level contacts or the offer of direct support from the Russian government. That was really the starting point for our decision this time. We were approached by representatives of ● According to NOV Kostroma general directhe presidential administration who told tor Anthony Crawford, close cooperation with us that they would like NOV to go ahead regional and federal authorities helps his with this project and that the government company resolve all issues on the project’s would provide support. They also gave us agenda in a matter of days НГЕ: В чем заключалась суть significant investment incentives to make ● По словам гендиректора ООО «НОВ предложения представителей the deal attractive. That was really one of Кострома» Энтони Кроуфорда, плотное власти? Насколько оно было связаthe major determining factors that made взаимодействие с представителями но с нынешним состоянием парка us make the decision this time. Previously, региональной и федеральной властей буровых установок и попыткой we didn’t have that. Instead, we were inde- позволяет снимать любые вопросы переломить тенденцию за счет pendently going out to the market looking по проекту в течение нескольких дней замены изношенных станков проfor Russian partners with whom to form a дукцией российского производJV, and for various reasons, as we all know, if you have a JV ства? partner that says one thing today, something else tomorКроуфорд: Вы правы на все 100, это взаимосвязанные row and then disappears the third day, you lose confidence. вещи. Двадцать пять лет назад, в середине 1980-х, на заводе All of us who were here in Russia in the 1990s remember «Уралмаш» трудилось свыше 100 тыс. работников, и он был the JV horror stories. Thank heavens those days are long практически основным предприятием, предоставляющим gone and we now have a much more attractive investment рабочие места в Свердловске, ныне Екатеринбурге. К тому же, environment. завод пользовался поддержкой советского правительства. В те годы, «Уралмаш» располагал собственными литейными цехаOGE: What was at the root of that government pro- ми, закупал железную руду, на заводе обрабатывали металл и posal? Could it be the current state of Russia’s aging rig выпускали в среднем 25-30 станков в месяц. Переход от столь fleet and an effort to offset the current trend by rejuvenat- масштабного производства к тому, что произошло в 1992– 1997 годах, когда все, по сути, было разрушено и развалено, ing the fleet through local manufacturing? Crawford: You’re 100 percent correct, it is defi- мощно ударил по российской промышленности не только nitely along those lines. If we go back in time 25 years, в нефтегазовом секторе, но и в тяжелом машиностроении and look at the mid 1980s, Uralmash back then had over в целом. Сегодня российский парк буровых установок стар 100,000 employees, and was basically the chief employer и изношен, примерно 75% станков эксплуатируются 20 или and job creator in Sverdlovsk, now Yekaterinburg, and более лет. Иными словами, их срок эксплуатации подходит к enjoyed the support of the Soviet government. In those концу, и в ближайшие три-пять лет России придется приниyears, Uralmash had its own foundries and they were мать меры, чтобы заменить эту часть бурового парка за счет bringing in raw iron ore, processing metal at the plant создания производственного потенциала внутри страны или and manufacturing 25 to 30 rigs per month. Going from путем увеличения импорта. Кроме политического аспекта, that type of super manufacturing operation to what we который присутствует в нефтегазовой отрасли, нельзя забыexperienced in 1992–1997 when it was all destroyed and вать, что это еще и стратегическая отрасль промышленности. fell apart, took its toll on Russian industry, not only the Для России стратегически важно иметь такие производственoil and gas sector, but in heavy industrial manufacturing ные возможности в пределах страны вместо того, чтобы стаthroughout the entire country as well. Today, Russia’s rig новиться потенциально зависимой от других государств. fleet is old and tired, and over 75 percent of local rigs are approaching 20 years old or more. That means that useful НГЕ: На фоне упомянутой вами поддержки властей life expectancy of the rigs is coming to an end and in the работа по строительству завода должна проходить next three to five years Russia will have to do something довольно гладко, с минимальными бюрократическими to replace those aging rigs either by creating manufactur- проволочками? ing potential at home or increasing imports. Oil and gas Кроуфорд: Совершенно верно. Я прожил в России is not only a politically charged issue, but also a strategic 15 лет, учился в Санкт-Петербурге, провел большую часть

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК

industry for Russia. It is strategically important to have that type of capability inside the country rather than potentially becoming dependent upon another foreign state.

OGE: With the government support that you talked about, things must be going rather smoothly, with little – if any at all – red tape restricting NOV’s progress? Crawford: That’s absolutely correct. I have spent 15 years in Russia, was educated in St. Petersburg and have spent most of my adult life here and can say that this is the first project in my entire career where I have seen all of the stars line up in such a way, where we enjoy this type of rock solid support from the top. And it makes a world of difference. I can tell you, without going into specifics, that we have come across certain issues in this project that in some of the previous projects I’ve been involved in over the last 15 years would have taken several months to sort out and resolve… In this project the presidential administration has set up a committee that speaks to the governor of the Kostroma region on a regular basis, asking for a status report on how we’re doing, what we’re doing and where we are at on our timeline. If there’s any deviation or lagging behind in the timeline, they ask me to give them a list of issues we need help with, and usually within 24 to 72 hours everything on that list is resolved. OGE: Considering what we already know about Russia’s current rig fleet, how would you rate last year’s forecast of Russia’s Chamber of Trade and Industry that the country’s oil output will reach 550 million tons in 2018? Realistic or overly optimistic? Crawford: I think it's somewhere in between. A lot will depend on how the government and the national oil companies want to drive towards that goal. We pretty much know what the current output capacity is for all of the existing manufacturing facilities in Russia and the capacity of our future facility. However, there are things that could be done if a political decision was made that could increase output dramatically. Placing several large orders for drilling rigs today would help ensure that the country’s oil output reaches 550 million tons in 2018.

hectares of land were purchased by NOV in the Kostroma region for the rig plant construction project гектаров земли купила NOV в Костромской области под строительство завода по выпуску буровых установок своей взрослой жизни здесь и могу сказать, что это первый проект в моей карьере, когда все вот так идеально совпало, и мы заручились надежной поддержкой на высшем уровне. Не вдаваясь в подробности, скажу лишь, что в этом проекте мы столкнулись с определенными вопросами, для урегулирования которых в ряде моих предыдущих проектов понадобилось бы несколько месяцев… Под этот проект администрация президента России учредила комиссию, которая регулярно общается с губернатором Костромской области, запрашивает отчеты о состоянии дел и о том, как соблюдается график строительства. При возникновении любых отклонений или отставаний от графика, представители администрации президента просят меня передать список вопросов, по которым нуждаемся в помощи, и, как правило, в течение 24-72 часов все вопросы снимаются.

НГЕ: С учетом текущего состояния парка буровых установок, как бы вы охарактеризовали прошлогодний прогноз ТПП России, предусматривающий рост нефтедобычи в стране до 550 млн т к 2018 году? Он реалистичен или чрезмерно оптимистичен? Кроуфорд: Я думаю, что-то среднее. Многое зависит от того, как правительство и нефтяные госкомпании будут двигаться к достижению этой цели. Мы довольно точно представляем существующий потенциал по производству буровых установок в России, и понимаем како-

NOV DRILLING RIG PLANT IN RUSSIA ЗАВОД ПО ПРОИЗВОДСТВУ БУРОВЫХ УСТАНОВОК NOV В РОССИИ Location: Volgorechensk, Kostroma region Местонахождение: Волгореченск, Костромская область Investment: $100 million Объем инвестиций: $100 млн General contractor: Tri Morya Construction and Trade Company| Генподрядчик: ООО «Три Моря Констракшн и Трейд Компани» Peak output capacity: 35 rigs per year Предельная мощность производства: 35 буровых установок в год Expected launch: End of March 2015 Ожидаемый ввод в эксплуатацию: конец марта 2015 года Product range / Продуктовая линейка ● Fully winterized train drilling rigs with a hookload capacity of 160 to 950 metric tons / Буровые установки эшелонного типа в арктическом исполнении с грузоподъемностью от 160 т до 950 т

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●

Fully winterized offshore drilling packages for the Arctic / Буровые платформы в арктическом исполнении

●

Conventional drilling rigs with a hookload capacity of 160 to 950 metric tons / Стационарные буровые установки с грузоподемностью от 160 т до 950 т

●

Mobile drilling rigs / Мобильные буровые установки

●

Downhole tools: motors, hydraulic jars drilling bits, crossover subs, reamers, etc. / Внутрискважинное оборудования: долота, гидравлические ясы, двигатели

●

Maintenance and rental of top drive systems / Капитальный ремонт и аренда системы верхнего привода

RIG MANUFACTURING OGE: Does NOV plan to produce a whole continuum of rigs ranging from rough and ready to the premier type? Crawford: Absolutely. When we were doing our business plan three or four years ago, that was a very crucial part of it. Our Russian customers have told us time and time again: “We don’t want an Alaska-style, North Slope drilling rig with all the bells and whistles that costs $50 million dollars per unit. If we want to buy a drilling rig to send to Siberia, we are looking for a price tag in the area of $15-25 million and we want all the aftersales support and spare parts to be available in Russia.” We have a rough and ready rig design that is optimized for Russia, but numerous additional options will be available, depending on the customers' needs. A really good example of this same process is what happened in Russia’s automobile industry several years back. Ten years ago they raised importation tariffs on foreign-made automobiles and the consumer ended up paying the customs duty that constituted 80 or 90 percent of the car’s value. Having witnessed that, Ford, Mitsubishi, Volkswagen and other foreign carmakers came to Russia and started manufacturing locally, mostly offering a rough and ready basic design. For example, you have the Ford manufacturing facility in Vsevolozhsk, near St. Petersburg, where they manufacture a very basic automobile chassis. You

Our Russian customers have told us time and time again, “We don’t want an Alaska-style, North Slope drilling rig with all the bells and whistles that costs $50 million dollars per unit.” Наши российские клиенты повторяли вновь и вновь: «Нам не нужен буровой станок в исполнении для Северного склона Аляски со всеми „наворотами“, который будет стоить $50 млн». can buy the base model for 180,000 rubles and it has manual windows and door locks and it doesn’t even have a radio, but if you buy the additional options, you can get the whole package that comes with a bigger engine, electric windows and locks, a CD player, leather seats, et cetera. The manufacturer provides the flexibility and the customer has the ability to choose what he wants. We intend to do the same with our drilling rigs and downhole tools at the Kostroma facility.

OGE: Do you plan to manufacture top drives as well? Crawford: No, not in Phase 1 of the project. During that stage we will mainly be manufacturing land rigs in the 270-320 ton category, but we will also have the capacity to manufacture much larger rigs in the 950-ton category for large, extended reach drilling. We will also manufacture mobile rigs in the 160-200 ton category. Aside from rigs, we will also be manufacturing downhole tools at our facility. This includes hydraulic jars, drill bits, crossover subs, under reamers and fishing tools. In addition to all that, we will also have a top drive and BOP repair facility there. As for top drive manufacturing, we are looking at late 2016 or beyond.

#2 February 2014

ва будет мощность нашего завода. Однако, если будет принято политическое решение, добыча нефти может существенно увеличиться. Иными словами, при размещении нескольких крупных заказов на буровые установки сегодня, нефтяникам по плечу увеличить добычу до 550 млн т к 2018 году.

НГЕ: Планирует ли NOV выпускать полный диапазон буровых установок, начиная со станков базовой комплектации и заканчивая буровой техникой высокого класса? Кроуфорд: Абсолютно верно. Когда три-четыре года назад мы разрабатывали бизнес-план, именно такой подход являлся его ключевой составляющей. Наши российские клиенты повторяли вновь и вновь: «Нам не нужен буровой станок в исполнении для Северного склона Аляски со всеми „наворотами“, который будет стоить $50 млн. Для работы в Сибири мы готовы рассматривать станки ценой примерно $15-25 млн. Кроме того, нам нужна послепродажная поддержка и запчасти». У нас есть базовый проект станков, который оптимизирован для России. При этом покупателям будут доступны дополнительные опции, в зависимости от их потребностей. Хороший пример схожей ситуации – события, не так давно имевшие место в российском автопроме. Десять лет назад рост таможенной пошлины на импорт иномарок привел к тому, что покупателям приходилось доплачивать порядка 80-90% стоимости машины. Увидев это, Ford, Mitsubishi, Volkswagen и ряд других иностранных автопроизводителей запустили производство в России, предлагая рынку, в основном, модели базовой комплектации. Так, например, во Всеволожске, рядом с Санкт-Петербургом, на площадке Ford выпускают автомобиль с довольно простым вариантом шасси. Базовая модель стоит 180 тыс. рублей, там механические стеклоподъемники и дверные замки, и нет радиоприемника, но если вы заплатите за дополнительные опции, то получите полный набор с более мощным двигателем, электрическими стеклоподъемниками, проигрывателем компакт-дисков, кожаными сиденьями и пр. Гибкость предложения дает покупателю возможность выбора. Мы сделаем то же самое в отношении буровых установок и скважинного инструмента, которые будем выпускать под Костромой. НГЕ: Есть ли у вас планы по производству верхних приводов для буровых установок? Кроуфорд: На первом этапе проекта – нет, на этой стадии мы будем преимущественно выпускать станки для бурения на суше грузоподъемностью 270-320 т. Также у нас будет возможность производить намного более крупные станки грузоподъемностью 950 т, используемые, к примеру, для бурения с большим отходом от вертикали. Мы также будем производить мобильные буровые установки грузоподъемностью 160-200 т. Помимо станков, будем выпускать и скважинный инструмент – гидравлические ясы, буровые долота, переходники, разбуриватели и ловильный инструмент. Кроме всего перечисленного, построим цех по ремонту верхних приводов и ПВО. Что же касается начала производства верхних приводов, мы ориентируемся на конец 2016 года или более поздний срок.

Oil&GasEURASIA

проще. лучше «Правильно подобранные инструменты позволяют управлять важнейшими производственными активами предприятия.

Это стало возможно благодаря Experion».

Инновации для повышения гибкости и эффективности. Experion® SCADA упрощает проектирование и эксплуатацию технологических комплексов с тысячами единиц оборудования. Решение SCADA помогает легко и быстро выполнить настройку с учетом особенностей оборудования, использовать автоматически генерируемые экраны, панорамирование и масштабирование, панели мониторинга и фильтры по задачам, чтобы сосредоточиться на самом важном. При использовании нового терминала дистанционного управления (ТДУ) Honeywell RTU2020 можно реализовать весь производственный потенциал нефтегазового оборудования на разных объектах благодаря эффективному дистанционному контролю, диагностике и управлению. ТДУ обладает уникальными особенностями: системой ввода*вывода HART, интеграцией с Field Device Manager, низким энергопотреблением и съемными/вставными клеммными блоками. Компания Honeywell — лидер в области решений для работы с данными о технологических процессах — поможет вам повысить гибкость и эффективность управления предприятием.

Знание расширяет возможности. www.honeywellprocess.com/pks Come see the new Experion® PKS Orion at the 2013 Honeywell Users Group EMEA in Nice. Register today. ©2013 Honeywell International, Inc. All right reserved.

TOP DRIVES

Horizontal Drilling, Multi-Stage Fracking Drives Top Drive Sales Горизонтальное бурение, многостадийные ГРП подстегивают спрос на СВП Elena Zhuk Елена Жук

ussian producers are expanding their use of horizontal drilling and hydrofacking to ferret out hard-to-produce and tight oil, as these previously high cost technologies are becoming more costfriendly. Over the past year, major Russian oil producers have reported progress in hydrofracturing on increasingly long horizontal sections, and in parallel producers are asserting their plans to boost use of these advanced technologies. Five months ago, in September 2013, Gazprom Neft with Calfrac service company commissioned Russia’s first 10-stage horizontal hydraulic frac on the Vyngapurovskoye oil and gas condensate field in the Yamal Nenets Autonomous District. The horizontal section is over 1 kilometer long and is situated at a depth of 4.5 kilometers. Well production topped 135 tons (986 barrels) per day, three times that achieved on horizontal wells with fewer fracturing stages. In the past year,

обыча трудноизвлекаемых запасов нефти, осложнявшаяся ранее из-за отсутствия экономически эффективных технологий извлечения, во многом стала возможна благодаря развитию технологий горизонтального бурения с проведением гидроразрыва пласта. Результат не заставил себя долго ждать – в прошлом году крупные российские нефтекомпании исправно рапортовали об успехах в проведении ГРП на все более протяженных горизонтальных участках, и заодно заявляли о планах по наращиванию объемов таких операций. В частности, «Газпром нефть» в сентябре 2013 года ввела в эксплуатацию на Вынгапуровском месторождении горизонтальную скважину, на которой при участии «КСВ Интернешнл» впервые в России был произведен 10-стадийный гидроразрыв пласта. Длина горизонтального участка скважины превысила 1 км при глубине 4,5 км. Дебит скважины составил более 135 т в сутки, трехкратно превысив результат, полученный на горизонтальных скважинах

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ВЕРХНИЕ ПРИВОДЫ

Gazprom Neft increased by 1.5 times (to 120) the planned с меньшим числом стадий ГРП. В ушедшем году «Газпром number of horizontal wells compared to the year before. нефть» в полтора раза увеличила плановое количество LUKOIL drilled 883,500 meters horizontally in 2013, горизонтальных скважин (120) в сравнении с 2012 годом. to claim second place after Rosneft’s 1.39 million meters, «ЛУКОЙЛ», занимающий вслед за «Роснефтью» второе according to Russia’s Energy Ministry. By 2015, LUKOIL место по проходке в горизонтальном бурении (в проplans to drill a total of 449 horizontal wells with multi- шлом году, по данным Минэнерго России, компания этим stage fracs. методом пробурила 883 500 м породы), в 2013–2015 годы Last May, Tatneft set its own record as the company’s планирует пробурить 449 горизонтальных скважин с проservice units together with partners (Tam and Halliburton) ведением многостадийного ГРП. run a multistage acid fracturing in an already drilled В мае прошлого года о собственном рекорде заяви584-meter-long horizontal ла «Татнефть», чьи сервисные wellbore at Yaurkinskoye подразделения совместно с field. партнерами в лице компании “The drillers’ per«Там» и Halliburton провели formance and introducмногоступенчатый кислотный tion of new technologies, ГРП в пробуренном горизонincluding for horizontal тальном стволе скважины of time in well construction can be saved drilling, would have been длиной 584 м на Яуркинском impossible without modместорождении. if a top drive system is used ern drilling equipment,” «Выполнение поставленвремени позволяет сэкономить СВП, используемая ных перед буровиками задач Rinat Shafigullin, director при строительстве скважин of Tatburneft, was quoted и внедрение новых техноas saying in a recent press логий, в том числе горизонrelease. Tatburneft runs тального бурения, было бы about 70 percent of well construction and testing for невозможно без применения современного бурового Tatneft. “Tatneft management is continuing to implement оборудования, – отметил недавно в пресс-релизе Ринат a program for technical re-equipment of its drilling facili- Шафигуллин, директор ООО «УК „Татбурнефть“», выполties and installation of modern (downhole) navigation няющей около 70% объема работ по строительству и tools,” added Shafigullin. испытанию скважин для «Татнефти». – В связи с этим при The list of equipment purchased by Tatneft for its поддержке руководства „Татнефти“ в настоящее время drilling equipment modernization program includes top продолжается реализация программы по техническоdrives, high-capacity mud pumps with variable frequency му перевооружению бурового комплекса и оснащению drive, rails for transporting the rig with the drilling tool in современным навигационным оборудованием». the well cluster zone, jars to prevent seizures of downhole Верхние силовые приводы, буровые насосы повышенdrilling tool, etc. The growth of horizontal drilling encour- ной производительности с частотно-регулируемым приages producers of top drive systems (TDS), who are one водом, рельсы для передвижки буровой установки в кусте of the pillars of today’s drilling of vertical, directional and с бурильным инструментом за пальцем, яссы для предотhorizontal wells. вращения прихвата бурильного инструмента в скважине – далеко не полный перечень закупаемого «Татнефтью» оборудования в рамках модернизации буровой техники. What’s Good About TDS “It (the top drive) has changed how the rig operates – Рост объемов горизонтального бурения на руку и производителями систем верхнего привода (СВП), без faster, cheaper and safer. Simply put it proкоторых сегодня сложно представить бурение vides more power for complex drilling,” вертикальных, наклонно-направленных и гориRobello Samuel, Halliburton technology зонтальных скважин. fellow, drilling, told OGE. Using a top drive reduces the volume of work and the time required for Многочисленные преимущества СВП technological operations, improves the «С верхним приводом работа бурового станsafety of drilling, ensures a high level ка стала быстрее, дешевле и безопаснее. СВП of wellbore execution, lowers the probпопросту обеспечивает большую мощность при ability of drilling tool seizures, increases сложном бурении», – считает Робелло Самуэль, the efficiency of directional drilling for специалист по бурению компании Halliburton. wells with complex profiles, and reducИспользование верхнего привода сокращаes well construction time by 12 to 15 ет объем и время технологических операций, percent. повышает безопасность буровых работ, обе“Using top drives slashes the drilling спечивает технологичность проработки ствола accident rate, as TDS ensure drillpipe rotaскважины, уменьшение вероятности прихватов tion and a rinse during tripping operations. ● Gazprom Burenie’s head бурильного инструмента, увеличивает эффекIn addition, there is a number of technologi- of Technical Dept. Sergei тивность наклонно-направленного бурения cal solutions (such as drilling with guided Izhboldin скважин со сложными профилями, сокращает rotary systems) that are possible only with ● Руководитель сроки строительства скважин на 12-15%. the use of a top drive,” Sergei Izhboldin, Технического департамента «Использование верхнего привода сущеhead of the Technical Dept. at Gazprom ООО «Газпром бурение» ственно снижает аварийность буровых работ, Сергей Ижболдин Burenie, told OGE. так как он обеспечивает возможность вращеPHOTO: GAZPROM BURENIE / ФОТО: ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ

12-15%

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#2 February 2014

TOP DRIVES

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

ния бурильной колонны, промывки при спуско-подъемных операциях. Кроме того, реализация ряда технологических решений (например, бурение с применением роторных управляемых систем) возможно только с использованием верхнего привода», – говорит руководитель Технического департамента ООО «Газпром бурение» Сергей Ижболдин. Ключевым преимуществом СВП, повлиявшим на развитие горизонтального и наклонно-направленного бурения, стала возможность наращивания бурильной колонны свечами и однотрубками. Концепция бурения горизонтальных скважин существовала еще в 40-е годы прошлого века, но экономически эффективной она стала только с внедрением верхних приводов. Использование более длинных секций бурильных труб позволяет бурить скважины большей протяженности с меньшим количеством соединений. Стандартная практика роторного буре● Last year, Germany’s Bentec delivered seven top drive systems to the Russian market, ния предусматривает наращивание including deliveries that rolled over into 2014 бурильной колоны трубой, длина кото● Немецкий производитель Bentec в прошлом году поставил на россйиский рынок рой составляет 9,1 м, тогда как бурение семь СВП с учетом заказов, переходящих на 2014 год верхним приводом дает возможность The key advantage of top drive systems, and the one увеличить шаг проходки в два-три раза благодаря испольthat has changed the development of horizontal and direc- зованию свеч бурильных труб длиной 18-27 м, что автомаtional drilling, is the opportunity to build up the drillstring тически увеличивает эффективность бурения. «С верхними приводами можно бурить до 95 футов using stands and singles. The industry’s first concept of drilling horizontal wells existed in the 1940s but it became (33 м) без необходимости соединения труб. До появcost-effective only with the introduction of top drives. This ления СВП мы могли бурить только 30 футов (9,1 м) за is because it allows operations to be done simultaneously один подход», – объясняет в своем комментарии для DTC Energy Group Майло Браун, супервайзер буровых работ that cannot be accomplished with a simple kelly drive. Having longer sections of drillpipe allows the drilling на сланцевом месторождении Баккен в США. В последrigs to drill deeper sections of the wellbore, thus making ние 10 лет на Баккене интенсивно обновляли парк буроfewer connections of drillpipe. A conventional rotary table вых установок, выпущенных 30 лет назад, и меняли устаtype rig can only drill 30-foot (9.1 meters) using single ревшее допоборудование, что позволило существенно drillpipe sections while a top drive can drill double or продвинуться в бурении протяженных горизонтальных triple of that, 60-90 foot as it uses 18-27-meter stands. This участков за меньший период времени. «СВП применяются достаточно давно, но на Баккене начали появляться improves drilling efficiency. только пять лет назад, в первую очередь, из-за их высокой стоимости. СВП экономят время, многофункциоLast year, Gazprom Neft increased by 1.5 times нальны, в результате чего сегодня используются на пода(to 120) the planned number of horizontal wells вляющем большинстве буровых установок на Баккене», compared to the year before. – добавляет Браун. «Технология добычи сланцевых углеводородов вклюВ ушедшем году «Газпром нефть» в полтора раза чает в себя строительство горизонтальной скважины и увеличила плановое количество горизонтальных проведение операций по интенсификации методом ГРП. скважин (120) в сравнении с 2012 годом. Для строительства скважины верхний привод необходим, как технологически, так и по правилам промышленной “Top drives can drill 95 feet without making a drill- безопасности РФ («Правила безопасности в нефтяной и pipe connection. Before top drives, we could only drill 30 газовой промышленности» ПБ 08-624-03 – НГЕ) при проfeet at a time,” said Milo Brown, drilling supervisor for the тяженности горизонтального участка более 300 м», – комU.S. drilling consultancy DTC Energy Group, which works ментирует генеральный директор ЗАО «ПромТех Инвест» on the Bakken shale in North Dakota. His remarks were Артем Хорошанский. quoted on DTC’s corporate website. Bakken has experienced extensive rig upgrades in the past decade, replacing Критерии выбора many 30-year-old rigs and adding top drives, devices used «Для осуществления любого проекта по горизонтальto better manipulate the drillstring during the drilling pro- ному бурению необходим высокий продолжительный круcess. “Top drives have been in use for many years but didn’t тящий момент, снижение времени простоев и усиленные start making an appearance in the Bakken until roughly основные компоненты СВП», – считает Олег Федоровских,

Oil&GasEURASIA

Oﬀshore Technology Conference 5-8 мая 2014 года, Хьюстон, Техас, США Новые партнеры ждут Вас! Торговое представительство США в Москве совместно с официальным партнером Коммерческой службы Министерства торговли США, компанией Oil&Gas Eurasia Media & Marketing Solutions, приглашают представителей российских нефтегазовых компаний, а также компаний, занимающихся поставками оборудования и услуг для нефтегазового сектора российской экономики, стать участниками официальной российской делегации на Offshore Technology Conference (OTC) – главной нефтегазовой выставке США. OTC – это крупнейшая конференция, посвященная проблемам освоения прибрежной зоны, в частности, вопросам бурения, разведки и добычи полезных ископаемых на шельфе, а также защиты окружающей среды. Одновременно с конференцией проводится выставка, демонстрирующая последние достижения в области нефте- и газодобычи.

Более подробную информацию о мероприятии Вы найдете на сайте http://www.otcnet.org/2014

Выставка OTC была выбрана Министерством торговли США для участия в программе «Международный покупатель», в рамках которой Коммерческая служба Министерства торговли США оказывает поддержку международным посетителям в установлении личных контактов с ключевыми представителями и ведущими специалистами отрасли. Организаторы выставки предоставляют международным посетителям широкий диапазон услуг.

Oil&Gas Eurasia Media & Marketing Solutions предлагает:

• Публикацию краткого описания и логотип компании в каталоге участников официальной российской делегации – бесплатно. • Размещение рекламы компании в каталоге и в прилагающемся специальном выпуске – с 15% скидкой. • Поездку на завод по производству оборудования для механизированной добычи (3,5 часа езды от Хьюстона), посещение цеха по производству насосных установок и R&D центра, круглый стол по проблемам организации производства – от $500 за человека. Для подачи заявок на участие, а также для получения дополнительной информации о проекте обращайтесь, пожалуйста, к коммерческому специалисту Торгпредства США в Москве Гульнаре Кенжебулатовой по эл. почте: Gulnara.Kenzhebulatova@trade.gov, телефону: +7 495 728 5405 или факсу: +7 495 728 5585

• Поездку в Корпус-Кристи (2,5 часа езды от Хьюстона), посещение базы оборудования для освоения шельфа, встречи с компаниямипроизводителями оборудования – от $500 за человека.

• Посещение местных компаний, занимающихся производством буровых установок, подъемного оборудования, оборудования для ГРП, погружного или поверхностного оборудования – от $300 за человека.

• Посещение интересующей Вас компании – от $200 за встречу. Для получения дополнительной информации по вопросам организации деловых встреч и знакомств, выпуска печатной и цифровой продукции, продвижения бренда и участия в организуемых НГЕ обучающих турах на территории США, обращайтесь к Патриции Шимчак по электронной почте: p.szymczak@eurasiapress.com или по телефону +7 925 518 4441

Для информации: www.oilandgaseurasia.com

#2 February 2014

TOP DRIVES

PHOTO / ФОТО: NOV

PHOTO: PROMTEKHINVEST / ФОТО: ПРОМТЕХИНВЕСТ

генеральный директор ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системс». По словам консультанта по бурению Aker Solutions Гейра Ингебретсена, верхние приводы Aker Solutions могут одинаково успешно работать как в случае вертикального, так и горизонтального направленного бурения. «Однако три основные характеристики для выбора оптимального верхнего привода для особо сложных горизонтальных участков включают крутящий момент, грузоподъемность и приводные двигатели переменного тока, которые разработаны для поддержания крутящего момента без остановки двигателя. Предпочтительным методом в настоящее время является вращение при регулировании направления бурения, хотя „запасным“ решением всегда будет „управление направлением торца режущего инструмента“, осуществляемое с использованием верхнего привода, что предусмотрено в нашей конструкции», – гово● PromTekhInvest’s PVEG-250 рит Ингебретсен. Selection Criteria top drive На мировом и российском рынках широ“High continuous torque, reduced ● Верхний привод ко представлены верхние приводы зарубежdowntime and reinforced key com- ПВЭГ-250 производства ных производителей Aker Kvaerner, National ponents are required to perform any ЗАО «ПромТехИнвест» Oilwell Varco, Canrig Drilling Technology, Tesco horizontal drilling project,” said Oleg Fedorovskikh, managing director of Bentec LLC Drilling & Corporation, Bentec и Drillmec. «В настоящее время доля компании Bentec на мировом Oilfield in Russia. Top drive solutions by Aker Solutions are specified рынке верхних приводов составляет менее 5%. Может покаto perform both vertical and horizontal directional drill- заться, что это немного, но в условиях высококонкурентing, says Geir Ingebretsen, drilling consultant at Aker ного мирового рынка это заметное достижение. За менее Solutions. However, three of the main capacities for select- чем четыре года мы выпустили и продали более 70 верхних ing the optimal top drive for extreme horizontal sections приводов», – говорит Федоровских. По его словам, в компаare torque, lifting capacity and AC drive motors, which нии ожидают, что спрос на верхние приводы в ближайшие годы сохранится, и поэтому расширяют проare designed to hold the torque withизводственные мощности в Европе. В Россию out stalling the motors. Rotating while Bentec в 2013 году поставила 7 СВП с учетом steering technology is today’s preferred заказов, переходящих на 2014 год. method, though the “backup” solution Аker Solutions поставила на мировой will always be “steering the tool face” рынок примерно 300 СВП, среди которых by use of the top drive which is includпорядка 30 – для клиентов в России и страed in our design,” adds Ingebretsen. нах СНГ. «Рынок оборудования для освоеTop drives by foreign manufacturния шельфа растет. Более сложные условия ers Aker Solutions, National Oilwell разработки вкупе с требованиями поддерVarco, Canrig Drilling Technology, живать высокий уровень добычи нефти, а Tesco Corporation, Bentec and также необходимость модернизации или Drillmec are well represented on globзамены существующей буровой техники al and domestic markets. требуют применения современных, эконо“Today, Bentec has a worldwide мически эффективных, надеждных, безоmarket share of less than 5 percent пасных в эксплуатации буровых технологий of the top drives market. That may и оборудования», – говорит Ингебретсен. sound like a small amount, but in a На фоне перечисленных факторов Aker highly competitive global market, it’s Solutions ожидает роста спроса в России и a remarkable achievement. We have странах СНГ как на оборудование испольmanufactured and sold more than 70 зуемое на суше, так и на шельфе. «Компания top drives in less than four years,” says нацелена на то, чтобы на долгий срок обеFedorovskikh. The company anticiспечить поставки на рынок продукции для pates that the industry demand for top бурения, включая верхние приводы и другие drives will continue over the coming виды бурового оборудования», – добавил years and is therefore extending its Ингебретсен. production capacity across European Drillmec пришла на российский рынок operations. Last year, Germany's Bentec СВП недавно – в 2011 году, но сейчас активdelivered seven top drive systems to ● NOV’s TDS-10SH top drive но наращивает свое присутствие. По словам the Russian market, including deliver- ● Верхний привод, модель TDS-10SH производства NOV генерального директора «Дриллмек Р» Юрия ies that rolled over into 2014 five years ago, mainly because of their high cost. Due to their time-saving ability and versatility, top drives are now being used on the overwhelming majority of rigs in the Bakken today,” Brown added in his comments. “The technology of shale hydrocarbon production includes construction of a horizontal well and stimulation operations using hydrofracturing. For well construction, a top drive is required both technologically and by Industrial Safety Regulations of the Russian Federation (“Safety Rules for the Oil and Gas Industry”, PB 08-624-03 – OGE) if the horizontal section is over 300 meters,” Artyom Khoroshansky, CEO of the St. Petersburg-based top drive manufacturer, PromtekhInvest, told OGE.

Oil&GasEURASIA

#2 February 2014

TOP DRIVES

PHOTO / ФОТО: DRILLMEC

Aker Solutions has delivered approximately 300 top drives worldwide, of which some 30 units have been delivered to Russia and the CIS area. “The offshore market in Russia is growing. More complex conditions and a strong demand for oil production combined with a need for modernization, or replacement of existing drilling equipment, require modern, cost-effective, reliable and safe drilling technologies and equipment,” said Ingebretsen. Based on this, Aker Solutions is expecting a growing demand going forward in Russia and the CIS area for both onshore and offshore projects. “The company aims to provide the market with a continuous supply of its drilling products, including top drives and other kinds of drilling equipment in close cooperation with its customers,” Ingebretsen added. Drillmec came to Russia’s TDS market in 2011, but is now aggressively expanding its share. According to Yuri Parnivoda, CEO of “Drillmec R”, the company has already supplied about 20 TDS to the market, including two last year. Service companies use top drives of different manufacturers. “For drilling we use top drives manufactured by leading Western manufacturers – Tesco, Canrig, NOV, Bentec with electric variable frequency and hydraulic motors, with a lifting capacity ranging from 250 to 500 short tons,” says Izhboldin. “Gazprom Burenie uses top drives in virtually every region, where the company is constructing wells – in Komi (the Trebs and Titov fields), Orenburg region, Bashkortostan, Astrakhan (Astrakhan oil and gas condensate field), Yamal (Bovanenkovskoye oil and gas condensate and the Tambei group of fields) Yamal Nenets Autonomous District (Urengoi, Yamburg and Termokarstovoye oil and gas condensate fields) and in East Siberia (the Chayanda oil and gas condensate field.) Initially, the Russian market had no choice but to buy top drive systems from abroad. But that changed in 2003, when PromTekhInvest together with Elektromekhanika manufactured its first Russianmade TDS for Surgutneftegaz. Today, these companies remain Russia’s only domestic top drive manufacturer. “In Russia, 30 percent of sidetracking operations are done using our equipment. In 2013, eight out of the 10 top Russian companies drilling side tracks used top drives purchased from PromTekhInvest,” Khoroshansky said. Last year, the company sold 20 top drive systems. In 2014, the company ● Drillmec’s HTD-35 expects to have hit a volume top drive of 250 units overall for its 11 ● Верхний привод HTD-35 производства Drillmec years of operations.

PHOTO / ФОТО: AKER SOLUTIONS

● Drilling adviser Geir Ingebretsen in front of one of Aker Solutions’ MH top drives ● Консультант по бурению Гейр Ингебретсен на фоне верхнего привода серии MH производства Aker Solutions

Парниводы, компания уже поставила на рынок порядка 20 СВП, две из них – в прошлом году. Зачастую в распоряжении сервисных компаний находятся СВП разных производителей. «Наша компания для бурения скважин использует верхние приводы производства ведущих западных производителей – Tesco, Canrig, NOV, Bentec с электрическим частотно-регулируемым и гидравлическим приводом, грузоподъемностью от 250 до 500 коротких тонн, – говорит Ижболдин. – „Газпром бурение“ применяет верхние приводы практически в каждом регионе, где ведет строительство скважин – Республика Коми (месторождения им. Р. Требса и А. Титова), Оренбуржье и Башкортостан, Астрахань (Астраханское НГКМ), Ямал (Бованенковское НГКМ, месторождения Тамбейской группы), ЯНАО (Уренгойское НГКМ, Ямбургское НГКМ, Термокарстовое НГКМ и пр.), Восточная Сибирь (Чаяндинское НГКМ) и пр.». Изначально на российском рынке присутствовали верхние приводы только зарубежного производства, пока в 2003 году «ПромТехИнвест» совместно с ОАО «Электромеханика» не изготовили первую СВП для «Сургутнефтегаза». Сегодня эти компании остаются единственным отечественным серийным производителем СВП. «В России 30% операций по зарезке боковых стволов производится с применением нашего оборудования. В 2013 году восемь из 10 компаний лидеров по количеству операций по ЗБС работали с применением верхних приводов ЗАО „ПромТехИнвест“», – комментирует Хорошанский. В прошлом году компания выпустила 20 СВП, а в этом их суммарное число за 11 лет присутствия на рынке может вырасти до 250 единиц. Oil&GasEURASIA

TOP DRIVES

Who’s Got What? Top drive makers talk shop

Oil&Gas Eurasia interviewed five leading top drive manufacturers operating in Russia regarding their products and drilling solutions, including solutions for horizontal drilling.

Представители пяти ведущих производителей систем верхних приводов, присутствующих на российском рынке, рассказали НГЕ об их продукции и решениях для применения в буровом секторе, включая решения для бурения горизонтальных скважин.

Which of your top drive products can be used for horizontal drilling?

Какие из верхних приводов, выпускаемых вашей компанией, могут использоваться для горизонтального бурения?

Fedorovskikh: All of Bentec’s top drives are designed to drill horizontal wells. We have carried out already more than 10 horizontal drilling projects in Russia, Poland and Romania. Khoroshansky: All top drive systems manufactured by PromTekhInvest are suitable for horizontal drilling. Parnivoda: Drillmec produces a wide range of hydraulic top drives. Our HTD-series top drives can be installed on almost any drilling rig for better performance in directional and horizontal drilling. Our top drives are supplied with

Федоровских: Все верхние приводы компании Bentec рассчитаны на бурение горизонтальных скважин. Мы осуществили уже более 10 проектов по горизонтальному бурению в России, Польше и Румынии. Хорошанский: Для выполнения данного вида работ подходят все системы верхнего привода, выпускаемые ЗАО «ПромТехИнвест». Парнивода: Drillmec производит широкую линейку гидравлических верхних приводов. Приводы серии HTD Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ВЕРХНИЕ ПРИВОДЫ могут быть установлены почти на любую буровую установку для того, чтобы улучшить показатели работы в процессе наклонно-направленного и горизонтального бурения. Верхний привод поставляется с независимой гидравлической силовой установкой, пультом управления и транспортировочной рамой.

Разговор начистоту

Ингебретсен: В линейке продукции компании Aker Solutions имеется большой ряд верхних приводов грузоподъемностью от 500 до 1 250 коротких тонн, с широким диапазоном крутящего момента и скоростных характеристик. Мы также предлагаем различные конфигурации двигателя привода, включающие гидравлические, а также работающие от переменного и постоянного тока двигатели. Все верхние приводы компании Aker Solutions могут применяться в наклоннонаправленном/горизонтальном бурении

Производители СВП раскрывают карты

ILLUSTRATION: PYOTR DEGTYAREV / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Сердюков: Компания National Oilwell Varco производит широкий диапазон верхних силовых приводов с различной грузоподъемностью и для различных условий эксплуатации. Верхние силовые приводы используются для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

an independent hydraulic power unit, control unit and a transportation frame.

Ingebretsen: Aker Solutions has a large variety of top drives in its portfolio with lifting capacities ranging from 500 to 1,250 short tons and with a large span for torque and speed capacity. We also provide various drive motor configuration from hydraulic, AC and DC driven motors. All of Aker Solutions’ top drives can be used for directional/ horizontal drilling Serdyukov: National Oilwell Varco Company manufactures a wide range of top drives with varying load and use in different environments. Our top drives are used for drilling vertical, deviated and horizontal wells.

What are the features and benefits of your top drives? Fedorovskikh: Bentec’s top drives are tuned to the needs of our customers with 25 percent more torque drive than others and robustly and reliably built, reducing downtime and maintenance costs significantly. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Каковы особенности и преимущества этих верхних приводов? Федоровских: Верхние приводы Bentec адаптированы к потребностям заказчика, обладая крутящим моментом на 25% выше по сравнению с другими верхними приводами. Они также отличаются прочностью и надежностью, что значительно сокращает время простоя и затраты на техническое обслуживание. Все наши верхние приводы работают от переменного тока и разработаны для использования в качестве переносных или стационарных модулей в работах как на суше, так и на море. Они отличаются рядом инновационных характеристик, позволяющих значительно улучшить результаты бурения. Приводимые в действие системой привода с частотным регулированием для широкого диапазона крутящего момента и скорости, наши верхние приводы имеют встроенный вертлюг, специальную систему отвода штропов высокого уровня безопасности, дистанционно-управляемые и ручные вставные противовыбросовые превенторы, резервный хомут для свинчивания и развинчивания труб, направляющую балку для реактивного крутящего момента при бурении, а также контур электроснабжения. Наши СВП соответствуют требованиям высочайших стандартов, которые применяются в буровом секторе, включая европейский стандарт CE и международный стандарт API. Верхние приводы Bentec разработаны специально для работы в сложных условиях и сокращения простоев буровых установок; они подходят для буровых станков, работающих на суше и на море. Возможная грузоподъемность составляет 275 т, 350 т, 500 т, 750 т. Уникальными характеристиками приводов являются: ● в два раза более высокая мощность системы наклона штропов, чем у других производителей; ● температурный диапазон: от -45°C до +55°C; ● самый низкий уровень шума; ● улучшенная система охраны труда, безопасности и охраны окружающей среды / оценки риска; ● дополнительная услуга по дистанционному контролю.

TOP DRIVES All of our top drives are AC-powered and developed for use as a portable or permanently installed unit for land or offshore applications. Тhey also come with a number of innovative features to significantly improve drilling results. Driven by a variable frequency drive (VFD) control system for a wide range of torque and speed performance, our top drives have an integrated swivel, a special high safety link tilt system, remote and manual IBOP valves, a back-up clamp for making and breaking connections, a guide beam for drill torque reaction and an electrical service loop. Our top drive systems comply with the strictest standards for the drilling industry and are designed to conform with the European CE design and international API standards. Bentec top drives are specially designed for rough conditions and less rig down time and are suitable for onshore or offshore rigs. We have 275-ton, 350-ton, 500-ton and 750-ton lifting capacities. Other unique features include: ● Twice the link tilt capacity of competitors; ● Temperature range: -45 C to +55 C; ● Lowest possible noise emission; ● HSE improvements/risk assessment; ● Optional remote monitoring service.

Khoroshansky: Top drives are a fundamentally new type of drilling rig mechanisms that facilitate execution of a whole range of technological operations. The use of top drives helps slash capital expenditure on well construction, enhances drilling efficiency and increases safety of drilling operations. We were the first, and we remain the only Russian manufacturer of this type of equipment. The first top drive systems were hydraulic models. Now, we are preparing to launch the first electric drive. All our developments from the inception of our company have targeted the domestic market. We take into account all the specifics of the Russian market, first of all, climate-related. Parnivoda: Drillmec manufactures top drives with a load capacity from 75 to 600 tons. Key features: ● Top drive system housing of high-strength steel is manufactured by electric welding; ● Drillmec top drives are fully hydraulic; ● The central part of the housing has a spring-type shock absorber and a diaphragm spring for easier connection and damage prevention; ● Vertical flushing pipe and gaskets are easy to replace; ● A plug on the top section of the top drive enables well logging operations through the opening in the top drive; ● Hydraulic motor with a brake system; ● Double oscillation absorption system with airbags. Ingebretsen: The main characteristic of a top drive is lifting capacity, drilling speed, drilling torque and efficient remote controlled make up/break out facilities. The main benefits of the Aker Solutions’ MH top drive compared to drilling with a kelly drive are: ● Reduced drilling time; ● Increased efficiency of drillstring rotation; ● Decreased risk of going stuck since drillstring rotation and mud circulation can be performed rapidly;

#2 February 2014

Хорошанский: Верхние силовые приводы являются принципиально новым типом механизмов буровых установок, обеспечивающих выполнение целого ряда технологических операций. Используя системы верхнего привода можно добиться снижения затрат на капитальное строительство скважин, повысить эффективность бурения, а также сделать бурение безопаснее. Мы были первым и до сих пор остаемся единственным российским производителем данного вида оборудования. Первые модели СВП были гидравлическими, сейчас к выпуску готовится первый электрический привод. Разработки изначально были нацелены на внутренний рынок, с учетом всех особенностей применения, в первую очередь климатических. Парнивода: Drillmec производит системы верхнего привода грузоподъемностью от 75 до 600 т. Основные особенности: ● корпус верхнего привода выполнен электросварным способом из высокопрочной стали; ● верхние приводы Drillmec полностью гидравлические; ● центральная часть корпуса оснащена амортизатором пружинного типа и тарельчатой пружиной для облегчения соединения и предотвращения повреждений; ● вертикальная промывочная труба и прокладки легко заменяются; ● имеется пробка на верхней секции для проведения каротажных работ через отверстие верхнего привода; ● гидравлический двигатель оснащен тормозом; ● дублированная система поглощения колебаний с воздушными подушками. Ингебретсен: Основные характеристики верхнего привода включают грузоподъемность, скорость бурения, вращающий момент при бурении и эффективные дистанционно управляемые системы для свинчивания /развинчивания труб. Главные преимущества верхних приводов Aker Solutions MH по сравнению с бурением с квадратом включают: ● сокращение времени бурения; ● повышение эффективности вращения бурильной колонны; ● уменьшение риска прихвата благодаря тому, что можно быстро вращать бурильную колонну и осуществлять циркуляцию бурового раствора; ● повышение безопасности и эффективности работы с трубами бурильной колонны; ● быстрое реагирование на проявления в скважине (дистанционно управляемая противовыбросовая задвижка над ведущей трубой); ● повышение эффективности проработки / обратной проработки ствола (используя свечи бурильных труб, а не только отдельные трубы); ● сокращение числа операций по наращиванию бурильной колонны, так как верхний привод работает со свечами труб; ● меньше необходимости складывать свечи труб между скважинами; ● реализация контроля направления торца режущего инструмента при наклонно-направленном бурении.

В каких компаниях и регионах мира и России используются ваши верхние приводы? Федоровских: Наши верхние приводы работают в различных условиях по всему миру. В настоящее время бόльшая Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ВЕРХНИЕ ПРИВОДЫ часть этих верхних приводов установлена в России и Северной Африке. Технически верхние приводы Bentec готовы к работе в любых условиях без необходимости замены каких-либо основных компонентов.

Хорошанский: География поставок: в основном, расположенные в Западной Сибири месторождения, разрабатываемые такими компаниями как «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «КАТОБЬНЕФТЬ», БК «Евразия». За историю компании выпущено более 40 СВП грузоподъемностью 225-250 т, более 20 силовых вертлюгов и около 200 приводов для зарезки боковых стволов грузоподъемностью 125-160 т. Парнивода: Системы верхнего привода, произведенные Drillmec, эксплуатируются в России следующими компаниями: ● Weatherford, установки грузоподъемностью 200 т – Тюменская и Оренбургская области; ● «УсинскГеоНефть», установка грузоподъемностью 350 т – Республика Коми; ● «Белоруснефть», установки грузоподъемностью 200 т – Западная Сибирь; ● «Роснефть» («ТНК-Уват»), установка грузоподъемностью 200 т – Западная Сибирь. Установки эксплуатируются в условиях Крайнего Cевера; ● «Интегра-Бурение», установка грузоподъемностью 250 т – Республика Коми; ● «Газпром подземремонт Оренбург», установки грузоподъемностью 200 и 150 т – Астраханская область. Системы верхнего привода интегрированы в инновационные буровые установки серии НН компании Drillmec. Ингебретсен: Верхние приводы компании Aker Solutions используются по всему миру в различных условиях, например, на наземных буровых установках, самоподъемных платформах, полупогружных буровых установках и плавучих буровых основаниях. Сердюков: Наше оборудование используется не только на месторождениях в России, но и по всему миру, в том числе и на шельфе.

Какие модификации верхних приводов для горизонтального бурения и новшества в этой области вы внедрили недавно или планируете внедрить в ближайшем будущем? Федоровских: Мы постоянно совершенствуем характеристики верхних приводов для решения самых сложных задач в скважинах. В настоящее время работаем над улучшением механической скорости бурения в сложных горизонтальных скважинах. В 2013 году верхние приводы Bentec были усовершенствованы для ориентации торца режущего инструмента при использовании подрядчиком забойных двигателей. Это позволяет быстро регулировать направление бурения.

PHOTO / ФОТО: DRILLINGCONTRACTOR.ORG

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Хорошанский: В конце I квартала 2014 года стартуют промысловые испытания СВЭП-320. СВЭП-320 – это система верхнего электрического привода грузоподъемностью 320 т, предназначенная для комплектации стационарных буровых установок. Находится в разработке верхний привод повышенной грузоподъемности для мобильных буровых установок.

TOP DRIVES ● Increased safety and efficiency of handling drill string tubulars ● Rapid response to well kicks (remote controlled knock) ● Increased efficiency of reaming/back reaming (stands, not only singles) ● Reduced number of connections since the top drive handles drill pipe stands ● Reduced need of laying down stands between wells ● Tool face control/functionality for directional drilling is implemented

What companies and regions use your drives globally and in Russia? Fedorovskikh: Our top drives are operating in various environments worldwide. Currently most of our top drives are installed in Russia and North Africa. Our top drives are technically prepared to operate in all environments without replacing any key components. Khoroshansky: Sales geography covers mainly West Siberian fields that are being developed by companies such as Surgutneftegaz, Rosneft, KATOBNEFT, Eurasia Drilling Company. During its existence, PromTekhInvest has produced over 40 top drives within a 225-250-ton lifting capacity range, more than 20 power swivels and over 200 drives for sidetracking, within a 125-160-ton lifting capacity range. Parnivoda: In Russia, Drillmec top drive systems are used by the following companies: ● Weatherford, 200 tons TDS – Tyumen and Orenburg Region; ● Usinskgeoneft, 350 tons TDS – Komi; ● Belorusneft, 200 tons TDS – West Siberia; ● Rosneft (TNK Uvat), 200 tons TDS – West Siberia. Our top drive systems are used in Arctic conditions, too; ● Integra Burenie, 250 tons TDS – Komi; ● Gazprom Podzemremont Orenburg, 200 and 150 tons TDS – Astrakhan region. Drillmec integrated the top drive system into its HH series rigs. Ingebretsen: Aker Solutions’ top drives are used worldwide and on various locations such as land rigs, jack ups, semi-submersibles and floaters. Serdyukov: Our equipment is used not only on Russian deposits but throughout the world, including offshore.

What kind of innovative TDS designs for horizontal drilling have you recently implemented or plan to launch in the nearest future? Fedorovskikh: We are continuously improving the capabilities of our top drives to meet the most challenging well situations. Currently, we are developing features to improve the rate of penetration in complex horizontal wells. In 2013, our top drives were enhanced to allow for tool face orientation while the contractor is using down-

#2 February 2014

Парнивода: В этом году компания Drillmec приступила к производству электрического верхнего привода грузоподъемностью 500 т – ETD-500. Планируется начать производство электрических верхних приводов других типоразмеров. Ингебретсен: В настоящее время компания Aker Solutions разрабатывает новый верхний привод грузоподъемностью 1500 коротких тонн, который отвечает будущим требованиям для глубоководных операций. Сердюков: В прошлом году мы запустили новую модель верхнего силового привода TDS–11SH грузоподъемностью 500 т API с увеличенным крутящим моментом 69150Н-м (51000 футо-фунтов) и сравнительно небольшими габаритами, что дает возможность установить его на буровые станки грузоподъемностью от 300 до 500 т.

На каких буровых станках обычно устанавливаются верхние приводы? Федоровских: Компактные размеры верхних приводов компании Bentec позволяют устанавливать их на любую действующую или новую буровую установку. Каждая буровая установки Bentec оснащена верхним приводом Bentec, что позволяет добиться самых низких в отрасли показателей времени простоя. Существующий рынок буровых станков для нас очень важен, так как 50% производимых нами верхних приводов будет установлено на действующих станках без значительных модификаций. Хорошанский: Если говорить про мобильные буровые установки соответствующей грузоподъемности, то это подъемные агрегаты NOI-150 и NOV-150, МБУ-125 и МБУ140, буровые установки китайского производства ZJ30/1700Т. Стационарные – производства ООО ВЗБТ – БУ 200/125 ЭП, БУ 2900/200 ЭПК-БМ, БУ 3900/225 ЭПК-БМ, БУ 4000/250 ЭЧК БМ-2 и установки ЗАО «Уралмаш-Буровое оборудование». Вышеуказанные привязки уже реализованы и успешно эксплуатируются буровыми компаниями. Также возможно осуществить привязку верхнего привода к другим буровым установкам, если позволяют габаритные и энергетические характеристики. Парнивода: Верхние приводы, произведенные компанией Drillmec, могут быть установлены практически на любую буровую установку. В то же время, мы производим буровые установки, которые поставляются с интегрированными системами верхнего привода – в первую очередь, это установки серии HH. Ингебретсен: Обычно в наземных буровых установках используются верхние приводы грузоподъемностью до 500 коротких тонн. На самоподъемных платформах используются верхние приводы грузоподъемностью от 500 до 1 000 коротких тонн. На плавучих буровых основаниях и полупогружных установках используются верхние приводы грузоподъемностью от 1 000 до 1 250 коротких тонн. Сердюков: Наше оборудование можно установить на различных типах буровых установок: стационарных, мобильных, наклонных, а также морских буровых.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ВЕРХНИЕ ПРИВОДЫ

hole motors. This enables a quick adjustment of drilling direction.

Khoroshansky: At the end of the first quarter of 2014, we’ve scheduled field tests for SVEP-320. SVEP-320 is a top electric drive system with 320 tons load strength, designed for integration with stationary rigs. We’re also developing a high capacity top drive for mobile drilling rigs. Parnivoda: This year Drillmec started to manufacture ETD-500, electric top drive with 500 tons load strength. We plan to expand the range of ETDs to include other sizes. Ingebretsen, Aker Solutions is in the process of developing a new top drive with1500 short ton lifting capacity to meet the coming deep water requirements Serdyukov: Last year, we launched a new, the relatively small-size TDS-11SH with a load capacity of 500 tons. It meets API standards and has an increased torque of 69,150 Nwm (51,000 ft-lb), for installation on drill rigs with a load capacity of 300 to 500 tons.

What drilling rigs do producers usually use for top drives? Fedorovskikh: The compact dimensions of Bentec’s top drives ensure easy installation into any existing or newbuild rig. Every Bentec rig is equipped with a Bentec top drive because it provides the lowest non-productive time (NPT) rating in the industry. The existing rig market is of great importance to us, as 50 percent of the top drives we manufacture will be installed on existing rigs and without any major modifications. Khoroshansky: If you are talking about mobile rigs of suitable load capacity, these include such units as NOI-150 and NOV-150, MBU-125 and MBU-140 and Chinese drilling rigs ZJ30/1700T. Stationary VZBT-made units include BU 200/125 EP, BU 2900/200 EPK-BM, BU 3900/225 EPKBM, BU 4000/250 ECK BM-2 and units manufactured by Uralmash Drilling Equipment. We have already delivered top drives for the afore-mentioned drilling rigs and they are being used successfully by drilling companies. Our top drives can also be used on other drilling rigs provided size and power features match. Parnivoda: Drillmec top drives can be installed on virtually any rig. At the same time, we produce drilling rigs with integrated top drive systems – I am talking about, first of all, our HH series units. Ingebretsen: Usually land rigs are using top drives with lifting capacities up to 500 short tons, jack-ups are using top drives with a lifting capacity from 500 short tons to 1,000 short tons. Floaters and semi-submersible drilling rigs utilize top drives with lifting capacities from 1,000 short tons to 1,250 short tons. Serdyukov: Our equipment can be installed on various types of drilling rigs: stationary, mobile, inclined, as well as on offshore rigs. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

HORIZONTAL WELLS

Real-Time Load Measurement Improves Coiled Tubing Downhole Tools Performance on Horizontal Wells

Повышение эффективности забойного инструмента

Fernando Baez, Victor Lyashkov, Richard Morrison, Schlumberger Фернандо Баэc, Виктор Ляшков, Ричард Моррисон, Schlumberger

ighly deviated and horizontal wells present challenges for many types of coiled tubing (CT) interventions. Surface measurements that feed into theoretical and predictive models for critical downhole parameters are reasonably accurate in vertical wells. However, in highly deviated and horizontal wellbores the models are less reliable. This is especially true with regards to understanding downhole forces as the significantly increased uneven drag on the coil, due to wellbore interaction, can cause buckling and erratic stick-slip behavior. Data gathered via new CT technology has indicated that inaccuracies in the interpreted downhole load measurement can be as high as 20-200 percent. In operations that require tight control (e.g. setting weight on shifting tools and packers), inaccuracy of calculated downhole forces in extended laterals can lead to an increase in service quality incidents. With the industry targeting deeper horizontal wells it is becoming increasingly clear that predictive models alone are insufficient to fully understand the dynamic behavior of CT string and its interaction with the wellbore.

Critical Real-Time Measurements for CT Intervention The need for measurements during CT operations is not new. Memory tools have been used during CT interventions to better understand downhole conditions, but

ильно отклоненные и горизонтальные скважины значительно осложняют использование многих типов инструментов на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ). Точность забойных параметров, регистрируемых с помощью поверхностного оборудования и впоследствии интерпретируемых для условий реальной скважины, приближается к табличным значениям в вертикальных скважинах. Однако в отклоненных и горизонтальных стволах скважин реальные параметры могут значительно отличаться от расчетных. Особенно это касается сил, действующих на забойный инструмент, на погрешность которых влияют силы трения между ГНКТ и заканчиванием скважины с присущим для таких условий скачкообразным «залипающим» движением ГНКТ. Данные, полученные с применением новой колтюбинговой технологии, показывают, что неточность предполагаемых «табличных» значений может составлять 20-200%. На работах с ГНКТ по открытию-закрытию перфорационных интервалов с помощью изоляционных муфт или посадки пакеров, требующих высокоточного определения нагрузок на забойный инструмент, столь высокое отклонение значений нагрузок при выполнении работ в горизонтальных секциях скважин может приводить к преждевременным отказам оборудования. С учетом того, что в настоящее время горизонтальные скважины становятся все более глубокими, становится понятно, что опираться только на расчетные параметры при выполнении работ явно недостаточно из-за постоянно меняющейся значительной Oil&GasEURASIA

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

для колтюбинга методом измерения действующих на инструмент сил в реальном времени

№2 Февраль 2014

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Victor Lyashkov is a Schlumberger senior intervention production engineer at the Houston Conveyance and Surface Equipment technology center. He has broad field, management, and engineering experience in well interventions and has worked in Western Siberia, the United Kingdom, the United Arab Emirates and the United States. Lyashkov holds an MSc in mechanical engineering from Bryansk State Technical University. Виктор Ляшков работает в Schlumberger в должности старшего инженера-технолога по внутрискважинным работам, в Хьюстонском центре разработки наземного и транспортного оборудования. Обладает обширным опытом работы в полевых условиях, управления и проектирования внутрискважинных работ; работал в Западной Сибири, Великобритании, ОАЭ и США. Степень магистра машиностроения получил в Брянском государственном техническом университете. Richard Morrison is a Schlumberger engineering project manager for the ACTive product line. He joined Schlumberger in 2006 as a mechanical engineer in new product development. He was the lead mechanical engineer on the ACTive Tension & Compression project from 2007 to 2011 when it commercialized, after which he stepped into his current role. Morrison holds a Bachelor’s degree in mechanical engineering from University of Nevada as well as a Master’s degree in mechanical engineering from Arizona State University.

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

Authors’ Bios / Об авторах

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

Ричард Моррисон работает в Schlumberger в должности технического руководителя проекта по линейке продуктов ACTive. Свою карьеру в Schlumberger он начал в 2006 году в должности инженера-проектировщика по разработке новых продуктов. С 2007-го по 2011 год Моррисон ведущим инженером-проектировщиком проекта ACTive Tension & Compression с момента запуска продукта в серийное производство, после чего занял пост, который занимает по настоящее время. Моррисон получил степень бакалавра машиностроения Университета Невады и степень магистра машиностроения Университета штата Аризона. Fernando Baez joined Schlumberger in 2000 and is currently the intervention diagnostic domain manager for well intervention services in the Middle East. In his current role, he leads the workflows for interpretation of real-time downhole measurement systems with CT and slickline. Baez received his MSc degree in mechanical engineering (honors) from Universidad de los Andes, Colombia, in 1999. Фернандо Баэc начал работу в Schlumberger в 2000 году, в настоящее время занимает должность администратора диагностики в процессе проведения внутрискважинных работ Центра по оказанию услуг по внутрискважинным работам на Среднем Востоке. Сейчас на этом посту Баэс руководит технологическим процессом интерпретации данных скважинных измерений в режиме реального времени, полученных через ГНКТ и канатно-тросовые установки. Баэс получил степень магистра машиностроения (с отличием) колумбийского университета Универсидад де лос Андес в 1999 году.

they add additional runs to the intervention and lack the real-time component. Mono- and hepta-cables have been successfully installed in CT and used for production logging for over a decade. However, installing e-Line CT on monoor hepta-cables exerts additional CT weight that can result in additional drag forces, further intensifying the stick-slip effect in deviated wells. This effect is the suspected cause of multiple unexpected failures during attempts to convey certain wireline downhole tools such as a flow scan imager and calipers. These tools are sensitive to compressive loads, limited to logging applications that impose restrictions in flow rates, and sometimes incompatible to fluids used in well interventions. In some instances, the tools show unexpected failures when used in extended reach (ER) wells. When utilizing traditional CT tools the actual downhole Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

составляющей динамического характера ГНКТ в стволе, зависящего во многом от динамических сил трения в системе ГНКТ-скважина.

Потребность в замерах забойных параметров в реальном времени Необходимость замеров забойных параметров в реальном времени назрела давно. Частично эту проблему решает инструмент с забойными датчиками и модулями памяти для хранения данных каротажа и считывания их после работы. Однако такой тип инструмента обусловливает необходимость дополнительной спуско-подъемной операции. Каротаж на ГНКТ с одно- или многожильным геофизическим кабелем используется свыше 10 лет. Однако такой моно- или гепта-кабель значительно увеличивает вес ГНКТ, что автоматически влечет повышение сил трения со скважиной и последующего усиливающегося скачкообразного движения ГНКТ в отклоненных скважинах. Таким образом, эффект «залипания» ГНКТ усиливается при использовании утяжеленной кабелем ГНКТ, а его значительный «вклад» в аварии геофизического инструмента (к примеру, измеритель состава жидкости Flow Scan Imager (FSI) и измерителя профиля скважины Caliper был доказан. Подобный инструмент не рассчитан на значительные сжимающие нагрузки, и поэтому его применение сильно ограничено. Непредсказуемые отказы чаще всего были замечены в очень длинных горизонтальных стволах. До недавнего времени при использовании традиционных инструментов на ГНКТ силы, действующие на компановку низа бурильной колонны (КНБК), оставались неизвестными и часто цели выполнения работ оставались невыполненными по причине возможности поломок инструмента в постоянно меняющихся условиях скважины. По всему миру в отрасли наблюдается тенденция роста объемов сильно отклоненных и горизонтальных скважин для добычи углеводородов из малорентабельных пластов при поддержании экономически обоснованной добычи. Мировые тенденции можно выразить через проекцию бурения скважин в США (рис. 1), где прослеживаются тенденции возрастающей доли горизонтальных скважин. Современным решением для каротажа в реальном времени на работающих скважинах, не оказывающим негативного воздействия ввиду отсутствия тяжелого геофизического кабеля, явилась принципиально новая технология, в которой геофизический кабель был заменен оптоволоконным кабелем, передающим сигналы с забойных датчиков на поверхностное регистрационное оборудование. Система ACTive* (от active – действующая сейчас) впервые была протестирована на работающих скважинах в 2007 году с применением КНБК типоразмера 54 мм (на фото). В первом поколении системы использовался оптоволоконный кабель, полностью защищенный от воздействия давления, закачиваемых жидкостей и пластовых флюидов. В сравнении с каротажным гепта-кабелем оптоволоконный проводник значительно легче – ≈10 кг/1 000 м и значительно тоньше в сечении – диаметром всего 1,8 мм. Первое поколение системы ACTive* было разработано с использованием тензодатчиков для измерения давления, датчика температуры и локатора муфт колонны заканчивания. Скорость получения данных составляла 38 400 кбит/с, диапазон измерения давления – 12 500 фунтов/кв. дюйм (≈850 атм) с разрешением 0,3 фунта/кв. дюйм (≈0,02 атм) и абсолютной точностью +/-30 фунтов/кв. дюйм (≈2 атм). Разрешающая

#2 February 2014

HORIZONTAL WELLS

● Fig. 1 Well profile distribution in United States ● Рис. 1 Объемы бурения в США в зависимости от типа скважин

forces acting on the bottomhole assembly (BHA) remain unknown and job objectives often cannot be met due to the inability to reach required TD or because of downhole tool damage caused by constantly variable downhole conditions. Global industry shows an increasing trend towards exploiting highly deviated and horizontal wells to recover hydrocarbons from marginal reservoirs and sustain costefficient production. Fig. 1 represents activity in the United States, which is similar to global trends, with ● ACTive* downhole large volumes of wells telemetry system being designed with deviated tested in workshop trajectories. ● Тестирование A real-time downзабойной hole data acquisition телеметрической solution for intervenсистемы ACTive* в tions beyond producрабочих условиях tion logging without the negative impact of a heavy cable includes the implementation of a fiber-optic (FO) cable to establish the communication link between surface equipment and tool to provide realtime downhole measurements. The ACTive* family of live downhole coiled tubing services was first field-tested in 2007 with a 2-1/8 inch outside diameter (OD) (photo). The first generation system is deployed with a FO cable that is unaffected by common wellbore pressure and pumped fluids. It is also significantly smaller and lighter than mono and hepta-cable alternatives, with an OD of 1.8 mm

PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

SOURCE/ИСТОЧНИК: WTRG ECONOMICS 2013

способность при замере температуры составляла 0,03 Фаренгейт при абсолютной точности не хуже +/-1 Фаренгейт. Датчик локатора муфт (CCL) мог достоверно работать в колоннах до 7 дюймов (≈178 мм). В 2011 году система претерпела принципиальные изменения с использованием улучшенного пакета электроники, который позволял работать с данными со скоростью 460 800 бод/с. Тензодатчики деформации были заменены на высокоточные датчики MEMS (Microelectromechanical systems – микроэлектромеханические системы) с разрешающей способностью 0,075 фунта/кв. дюйм (≈0,005 атм) и абсолютной точностью +/-5 фунтов/кв. дюйм (≈0,3 атм). Новая система проектировалась на принципах расширяемых модулей. Улучшеная архитектура значительно расширила возможности ACTive*, позволяя замерять в реальном времени гамма-излучение, силы и силовые моменты, действующие на забойный инструмент. Система была успешно протестирована на различных типах скважин. Модуль измерения сил растяжения и сжатия (tension and compression – TC), действующих на инструмент, полностью электронный, способный работать в диапазоне от -10 000 до + 45 000 фунтов (от -4 545 до +20 454 кг) с точностью +/-2 фунта (≈1 кг) и разрешающей способностью +/-2% при измерении сил на КНБК, и может быть использован в большинстве типов работ.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Case Studies The following case studies illustrate how surface measurements alone are not sufficient enough to describe changing downhole conditions – especially in horizontal or highly deviated wellbores – and how the availability of downhole force measurements can improve the success of well intervention applications.

Example 1: False Overpull During a recent inflatable packer operation in a long horizontal well in the Middle East, real-time downhole force measurements helped to avoid unnecessary delays due to corrective action to prevent premature disconnect. Fig. 2 shows surface measurements of CT weight (blue) during the operation while running in hole to set the packer and subsequently pull out of hole to surface. When pulling out of hole, overpulls (increase of CT weight) were clearly identified at several different points. Without the additional information of downhole forces, the operator would have to assume that this is due to drag forces on the BHA, meaning in this case a potential unset packer not disconnected from the BHA returning back to surface. As a result, action would have to be taken to release the BHA without confirming that the overpulls were artificial. But as downhole force measurement (green line) was available, the operator was able to confirm that the observed surface overpull was caused by the CT interacting Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Опыт использования системы Приведенные далее примеры подтверждают, что только интерпретация забойных параметров с применением датчиков, используемых на поверхности, уже не отвечает требованиям времени. И особенно это касается работ с ГНКТ в отклоненных и горизонтальных скважинах, где только измерение сил на КНБК в реальном времени может существенно повысить процент успешных работ.

Пример 1. Фантомные скачки веса Во время недавнего выполнения работы с использованием гидравлически надувного пакера в длинной горизонтальной скважине на Ближнем Востоке измерение действующих в реальном времени сил предотвратило непроизводственные потери времени посредством изменения плана работ, когда инструмент был в скважине, без поднятия на поверхность. На рис. 2 представлены данные регистраторов веса ГНКТ на поверхности (синяя кривая) при проведении работы по спуску пакера (изменение глубины показано красным цветом) для посадки и последующего подъема ГНКТ из скважины. Во время приподъемов было отмечено несколько скачков веса ГНКТ. Не имея дополнительных данных о силах, действующих на инструмент, бурильщик может предположить, что силы действовали на КНБК. Это могло привести к срыву выполнения работы по посадке, отсоединению пакера от ГНКТ и извлечению его на поверхность. Исходя из этих предположений, бурильщик обычно принимает решение о подъеме или принудительном отсоединении КНБК, не осознавая, что скачки веса были «искусственными» и никак не влияли на посаженный пакер – КНБК. Однако регистрация действующих на пакер сил (зеленая кривая) показала обратное. Очевидно, что скачки веса ГНКТ были вызваны силами трения между ГНКТзаканчиванием и поверхностным оборудованием. Бурильщик отчетливо определил, что на пакер не действовало каких-либо значительных сил во время спуска пакера, но при посадке и разъединении посаженного гидравлически надувного пакера эти силы четко прослеживаются, как и ожидалось. Использование ACTive* на этой работе подтвердило правильность расчетных параметров при успешном выполнении работы. SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

and an approximate weight of 10 kg/1,000 m. The first generation downhole sensors included strain gauges as pressure sensors, temperature sensors, and a casing collar locator (CCL), initially acquiring data at a rate of 38.4 kb/s. Pressure measurements for the system had a range of 12,500 psi, with a resolution of 0.3 psi, and an accuracy of +/-30 psi. The temperature measurement had resolution of 0.03 deg F and accuracy of +/-1 deg F. The included CCL was able to operate in up to 7 inch casing. In 2011 improved electronics were introduced for the ACTive family of live downhole coiled tubing services. The improved electronics allowed for higher acquisition bandwidth of 460.8 kb/s, more accurate pressure and temperature measurement using micro-electromechanical systems (MEMS) sensors with resolution of 0.075 psi and accuracy of +/-5 psi, and an architecture that provided increased modular expandability. Leveraging this architecture, a new modular Gamma Ray detector, as well as a force and torque sensing module were successfully field-tested on a number of wells. The ACTive TC live CT tension and compression tool is a load cell with axial force sensing capability of -10,000 to +45,000 lbf, with a usable resolution of around 2 lbf and an accuracy of +/- 2 percent of BHA-applied load for most applications.

Пример 2. Забойный трактор на ГНКТ

● Fig. 2 Analysis of downhole force

shows no overpulls ● Рис. 2 Анализ воздействия

забойных сил на пакер показал отсутствие скачков сил, действующих на инструмент

На работах с ГНКТ в очень длинных горизонтальных скважинах часто используется забойный трактор для ГНКТ. Измерение сил, действующих на трактор, позволяет бурильщику принимать правильные решения. Обычно на таких работах без применения новейших систем измерения веса, воздействующего на инструмент, бурильщик интерпретирует изменение веса ГНКТ (отмечено синим) и циркуляционного давления (отмечено зеленым) на эффективность работы трактора (рис. 3). Если ГНКТ спускается в горизонтальный ствол без трактора, вес ГНКТ начнет снижаться до тех пор, пока ГНКТ не самоблокируется и вес ГНКТ не снизится скачкообразно. Такое

#2 February 2014

with the wellbore and surface equipment. One can observe that there was no change in DH Force applied to the BHA during CT movement, only observed changes occurred first while inflating the packer and second during the straight pull to disconnect the packer in place. The use of the ACTive TC tool gave confidence to the operator to decide and continue the trip to surface.

Example 2: Downhole Tractor Operation

SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

HORIZONTAL WELLS

явление, называемое «лок-ап ГНКТ», хорошо известно и значительно ограничивает использование колтюбинга в длинных горизонтах, зачастую не позволяя достичь требуемого забоя. Так, в этом примере измеренная глубина ГНКТ (показана красным цветом) растет при спуске в ствол скважины. При активизации забойного трактора и неизменном расходе насоса система ACTive* помогла оценить эффективность трактора посредством считывания сил, действующих на инструмент, в реальном времени (показаны зеленым цветом). Постоянный контроль тягового усилия трактора, в том числе и скачок в изменении забойной силы на КНБК 2 800 фунтов (≈1 280 кг), теперь доступен бурильщику, который может поддерживать эту силу постоянной при общем весе ГНКТ, равном 11 000 фунтов (≈5000 кг). В определенный момент вес ГНКТ падает с начальных 23 500 фунтов (≈10 680 кг) до 1 600 фунтов (≈730 кг) и означает «лок-ап» ГНКТ, хотя трактор «работает» при номинальных, расчетных параметрах, и что эффективность забойного трактора в значительной мере зависит от характеристик забоя – длины секции, проходного диаметра, отклонения и сил трения в системе трактор-заканчивание. Подтверждено, что функция замера тягового усилия трактора в реальном времени значительно повышает процент успешных работ с трактором в очень длинных горизонтальных стволах.

A CT job during an ER intervention in a horizontal well using a CT tractor and downhole force measurement allowed the operator to make informed decisions at the wellsite. During a conventional operation without access to downhole data, the operator will monitor the changes in CT weight (blue line) and Pump Rate (purple line) in an attempt to understand performance of the downhole tractor (Fig. 3). Without a CT tractor, the surface acquired CT weight will decrease once the CT is in the horizontal section until helical lockup condition occurs, limiting the capability to reach total depth (TD). In this example, CT depth (red line) is increasing over time as the CT is pushed into the hole. Due to the activation of the CT tractor under constant pumping rate, as real-time downhole force is available from the ACTive TC tool, the operator is also able to monitor this force (downhole force in green). One can effectively see that a pulling force Замер забойных характеристик ГНКТ of 2,800 lbf is enabling the ER keeping ● Fig. 3 Tractoring operation in the Очевидно, что измерение сил на CT weight relatively constant at 11,000 Middle East КНБК в реальном времени значительlbf. However, when the end of the CT ● Рис. 3 Работа с использованием но помогает в работах с традиционным started to approach 23,500 ft, the sur- трактора на ГНКТ инструментом для ГНКТ, но переоцеface CT weight drastically decreased to нить возможность использования такой 1,600 lbf, indicating a lockup condition системы с гидравлически активизируеeven though the tractor is operating at the designed con- мыми КНБК просто невозможно. Такой инструмент чаще dition. Tractor operations are highly dependent on exter- имеет более узкий рабочий диапазон, обычно опредеnal environmental factors – section length, hole ID, well ляемый пределом прочности пластических материалов deviation, and wellbore friction. It is obvious that having и чувствительных к незначительным изменениям сил real-time downhole information increases the success of компонентов. ER operations. В пилотном проекте на Ближнем Востоке применение полного комплекта датчиков в системе ACTive* – давления, температуры, локатора муфт, гамма-сенсоLive Downhole CT in Action While real-time downhole force measurements are very ра, модуля замера сил и силового момента – позволило helpful for traditional mechanical CT tools in highly deviated контролировать посадки пакеров с высокой точностью, and horizontal wellbores, this data is essential for most hydrau- что автоматически повысило надежность технологии lically-actuated CT downhole tools. This is due to the smaller гидравлически надувных пакеров при изоляции обводoperating envelope dictated by the nature of the elastomers ненных интервалов. Использование модуля сил и силового момента на or load sensitive shifting devices. In a pilot campaign in the Middle East, implementation of the entire ACTive family of live ACTive* также позволило лучше понимать забойную гидравdownhole CT services – pressure, temperature, CCL, gamma лику и физику процессов, особенно в отклоненных и гориray, and downhole force and torque – enabled accurate mea- зонтальных скважинах. С внедрением этой технологии в surement of anchoring forces that led to significant reliability 2011 году количество инцидентов в таких скважинах неуimprovements in the setting of inflatable packers for water клонно снижается на ряде локаций. Это легко объясняется способностью измерять силы выталкивания в скважинах shut-off.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Deployment of the ACTive TC live CT tension and compression tool has led to a better understanding of downhole physics and hydraulics, especially in highly deviated and horizontal wells. Since the implementation of the ACTive TC tool in 2011, service quality incidents in laterals have respectively decreased in a number of locations. This can be attributed to the tool’s ability to measure snubbing and tension forces accurately and in a timely manner so that corrective action can be taken before mechanical failure can occur. Some Middle East operators are now requiring that the ACTive TC tool be included for every CT intervention, simply because it gives better control in challenging environments. As data is acquired, archived, and consolidated, it can be used to validate and update the tubing force models used to design wellbore accessibility with CT pipe. Total deployment of the real-time downhole data acquisition system has eclipsed 34 ACTive TC tools. Systems have been deployed in multiple locations across the globe including the Middle East, North America, Africa, South America, the North Sea and Asia; both in onshore and offshore environments. Modern CT interventions require tight control of applied and generated forces. Knowledge of specific force measurements – the actual force that is required to shift sliding sleeves or similar devices, the force generated by tractors in ER wells, the set-down forces for setting force-sensitive tools such as inflatable or mechanical packers – can be the difference between a successful intervention and a service quality incident. Clearly, there is no substitute for real-time measurements.

с высоким устьевым давлением, положительные нагрузки на инструмент и возможностью принимать порой единственно правильное решение по предотвращению механических поломок КНБК. Нефтяные операторы на Ближнем Востоке уже успели оценить возможности модуля сил и силовых моментов ACTive* TC, который стал обязательным при проведении работ на определенных месторождениях потому, что модуль улучшает контроль за работой в быстро меняющихся условиях. По мере накопления и анализа консолидированной информации теоретические модели расчета сил на ГНКТ для достижения забоя могут быть скорректированы. В настоящее время уже 34 модуля ACTive* TC применяются на работах с ГНКТ по всему миру как на суше, так и в морских операциях, включая Ближний Восток, Северную Америку, Африку, Южную Америку, Азию и операции в Северном море. Современные работы с ГНКТ предполагают наличие возможности точного контроля всех забойных сил, включая силы на КНБК. Знания в области контроля действующих сил в реальном времени при открытии изолирующих пласты муфт и подобного подземного оборудования, при работе с забойными тракторами на ГНКТ в очень длинных горизонтальных скважинах, при активизации пакеров и подобного инструмента, чувствительного к прилагаемым нагрузкам, могут оказаться решающими при определении коренных причин инцидентов. Опыт использования показал, что модуль сил и силовых моментов оказался востребованным и незаменимым на многих типах работ.

*Mark of Schlumberger

*Марка компании Шлюмберже

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

UNCONVENTIONALS

Simultaneous Fracturing and Drilling in Unconventional Shale Plays Одновременный гидроразрыв и бурение на месторождениях нетрадиционных сланцев Robello Samuel, Halliburton technology fellow (Drilling)

Робелло Самуэль, специалист Halliburton по технологиям (бурение)

nconventional shale drilling has developed rapidly throughout the last decade. The development of substantial prospects, especially in shale gas plays, requires advanced technologies and prudent well monitoring. Many new operational challenges can be encountered because of simultaneous operations, such as drilling and fracturing nearby wells. While drilling, interaction from fractures of nearby wells can result in pressure communication and unexpected well kicks. Although the uncommon well kicks in these tight reservoirs are not severe, controlling wellbore pressures can adversely affect the efficiency of the drilling process and increase non-productive time (NPT). To prevent this problem, avoiding operational difficulty is essential when considering the positional uncertainty of the well being drilled and the fractured/fracturing wells as well as uncertainty related to fracture length and orientation. Consideration of moving boundaries between the reference wells and multiple offset wells and the associated challenges must be clearly understood. Also, during the planning stage, this can help with the design of optimal well placement as well as super fractures between wells. In an environment with a cluster of wells, designing and placing a well without colliding with an existing well is extremely important. It becomes more important when the offset well is fractured or in the process of being fractured. While designing such a well, it is important to consider its

последние десятилетие лет бурение в нетрадиционных сланцах развивалось очень быстро. Разработка значительных перспективных площадей, особенно на месторождениях сланцевого газа, требует передовых технологий и разумного мониторинга скважин. Большое число проблем возникает из-за одновременного проведения таких работ, как бурение и гидравлический разрыв пласта в соседних скважинах. В процессе бурения взаимовлияние трещин в соседних скважинах может привести к возникновению гидродинамической связи и неожиданным выбросам в скважине. Хотя редко случающиеся выбросы в таких плотных пластах обычно не очень серьезны, управление давлением в стволе скважины может негативно повлиять на эффективность процесса бурения и привести к увеличению непродуктивного времени. Для предупреждения этой проблемы принципиально важно избегать эксплуатационных трудностей, рассматривая неопределенность положения скважины, находящейся в бурении, и подвергаемых гидроразрыву скважин, а также неопределенность, связанную с длиной и ориентацией трещины. Необходимо ясно представлять учет возможного передвижения границ между опорными скважинами и множественными соседними скважинами и связанные с этим трудности. На этапе проектирования это также способно помочь определить оптимальное размещение скважин и добиться качественных трещин между скважинами.

Author’s Bio / Об авторе Robello Samuel has been a Halliburton Technology Fellow since 1998. He has more than 25 years of multidisciplinary experience in domestic and international oil/gas drilling and completion operations, management, consulting, and software development. His skills include both a practical and theoretical background in onshore and offshore well engineering, design, cost estimation, supervision of drilling and completion operations, personnel and technical review, project management, and creative establishment of project relationships through partnering and innovation. He has published more than 110 technical manuscripts, reports, and books. Samuel’s unique blend of skills as a field engineer, researcher, and instructor has helped him author six drilling books and a forthcoming book “Drilling Engineering Optimization.” He began his career working on rigs as a drilling engineer. He also worked at Oil and Natural Gas Corporation from 1983 to 1992 as a field drilling engineer. He holds BS and MS degrees in mechanical engineering, as well as MS and PhD degrees in petroleum engineering from Tulsa University. Робелло Самуэль является специалистом компании Halliburton по технологиям с 1998 года. Он имеет более чем 25-летний опыт многопрофильной работы в отечественных и международных нефтегазовых проектах по бурению и освоению скважин, по управлению проектами, консультированию и разработке программного обеспечения. Он имеет как практические, так и теоретические профессиональные знания в области проектирования и бурения наземных и морских скважин, оценки затрат, технического надзора за работами по бурению и освоению скважин, аттестации персонала и технической экспертизы, руководства проектами и создания проектных взаимоотношений путем развития партнерства и инноваций. Им опубликовано более чем 110 технических рукописей, докладов и книг. Уникальное сочетание знаний Самуэля как промыслового инженера, исследователя и преподавателя позволило ему стать автором шести пособий по бурению и подготовить к изданию книгу «Оптимизация технических расчетов по бурению». Профессиональную деятельность он начинал как инженер по бурению на буровых площадках. В период с 1983 по 1992 год работал в качестве промыслового инженера-буровика в компании Oil and Natural Gas Corporation. Самуэль получил степени бакалавра наук (BS) и магистра наук (MS) в области разработки механического оборудования, а также магистра наук (MS) и доктора наук (PhD) в области технологий нефтедобычи в Университете г. Талса.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

distance to all adjacent wells, including the fracture length and fracture orientation. Proper monitoring of the location and placement of new wells is important for avoiding collision with any existing well or avoiding other parameters, such as fracture length, effective oil drainage, relief well, temperature cycling, and injection well fractures. Some injection well fractures grow with time because of fracture-face plugging and thermal stresses. This becomes more complex when drilling a well in a multiple-well environment where the chances of not only the new well colliding with an existing well exist, but the possibility of interacting with other well parameters also exists. Collision with an existing well could result in loss of production and other unwanted problems; therefore, a rigorous procedure and consistent methodology are necessary to help avoid such incidents. This invention disclosure can provide the important aspects of multiwell geological objectives. Two moving boundary conditions can be present. When the reference well is analyzed, the offset well will also be moving. When the offset well is considered, the reference well will also be moving. Thus, both moving boundary conditions are considered with the analysis when calculating error and uncertainty. Different methods can be used, including shortest distance, rule-based minimum-separation distance from the tip of the nearby well influencing factors, ratio-based minimum separation distance from the tip of the nearby well influencing factors, and minimum separation addition to the radii of the projections of the uncertainty ellipsoids of the offset well and the reference well together. A ranging factor (Fig. 1) can be used in combination with different methodologies and can be defined as ranging factor = center-to-center separation between the wells (S)/radius of the reference well + radius of the offset well. The radius of the reference well = radius of the error + radius of wellbore.

● Fig. 1 Ranging factor calculated ● Рис. 1 Рассчитанный коэффициент дальности

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ В условиях куста скважин, проектирование и размещение скважины так, чтобы не пересечься с существующей скважиной, становится чрезвычайно важным. Еще важнее, когда соседняя скважина подверглась гидроразрыву или находится в процессе выполнения этой операции. В таком случае, при проектировании важно принять во внимание расстояние от скважины до всех соседних, включая длину и ориентацию трещин. Надлежащий контроль местности и размещения новых скважин важен для предупреждения пересечения с какой-либо существующей скважиной и учета других параметров, таких как длина трещины, зона эффективного отбора нефти из пласта, разгрузочная скважина, цикличное изменение температуры и трещины в нагнетательных скважинах. Некоторые трещины в нагнетательных скважинах увеличиваются со временем из-за закупоривания их поверхности и тепловых напряжений. Ситуация становится более сложной при бурении в окружении множества скважин, когда существует вероятность пересечения новой скважины с уже существующей, а также возможность взаимовлияния других скважинных параметров. Пересечение с существующей скважиной может привести к потере добычи и другим нежелательным последствиям, поэтому, во избежание подобных случаев, необходимо иметь строгую методику и последовательную методологию. Разъяснение сути данной методики чрезвычайно важно для определения геологических целей групп скважин, и здесь необходимо учитывать возможность присутствия двух движущихся граничных условий. При анализе опорной скважины соседняя скважина будет двигаться, и наоборот – при анализе соседней скважины будет перемещаться опорная скважина. Таким образом, при вычислении погрешности и неопределенности, в анализе рассматриваются оба меняющихся граничных условия. Можно использовать различные методы, такие как кратчайшее расстояние, определяемое по строгому правилу минимальное расстояние до конца воздействия факторов соседней скважины, определяемое на основе коэффициентов минимальное расстояние до конца воздействия факторов соседней скважины, и минимальное расстояние, добавляемое к радиусам проекций эллипсоидов неопределенности соседней и опорной скважин. Коэффициент дальности (рис. 1) может использоваться в сочетании с разными методологиями; он определяется так: коэффициент дальности = межцентровое расстояние между скважинами(S)/радиус опорной скважины + радиус соседней скважины. Радиус опорной скважины = радиус погрешности + радиус ствола скважины. Радиус соседней скважины = радиус погрешности + радиус обсадной колонны/ствола скважины + радиус распространения трещины (полурадиус распространения трещины). Минимальное расстояние вдоль вектора направления между двумя скважинами — соседней скважиной с некоторой длиной трещины и опорной скважиной — это минимальное допустимое расстояние, на которое буримая скважины может приблизиться к соседней скважине с трещиной половинной длины. Проводились другие виды анализа с использованием более продвинутых методов для выражения вероятности столкновения скважин; но когда результаты сравнили с методом минимального расстояния, выяснилось, что различия были незначительными. Метод

#2 February 2014

UNCONVENTIONAL RESOURCES The radius of offset well = radius of error + radius of casing/wellbore + radius of the fracture length (half radius of fracture length). The minimum separation distance along the direction vector between the two wells – the offset well with the fracture length and reference well – is the minimum allowable distance that a well being drilled can approach an offset well with the fracture of half-length. Several analyses have been attempted to use more refined methods for expressing the probability of collision; but, when the results were compared to the minimum separation-distance method, the differences were found to be negligible. The minimum separation-distance method provides two advantages: It can be used to determine minimum separation distance. It is conservative for the case when the casing diameters are large and the combined survey errors leave little margin. This method is also applicable for surface-collision analysis. It is necessary to calculate the probability of intersecting the fractured well or the well that is being fractured. It depends on the positional uncertainty of the drilled well and the positional uncertainty of the fractured well, uncertainty of the fracture length, and uncertainty of the fracture orientation. Alternatively, the objective and reference wells might be different – the reference well could be in process of being fractured, while the objective well could have already been drilled. The error sources for both the wells can be the same or different. If the survey data, fracture data, and error sources are known, it is possible to calculate the covariance matrices, C, for the two wells, thus providing the uncertainty of the reference location at the reference well with respect to the fractured well location. In the calculation shown previously, the fracture length is fixed; only the orientation of the fracture is uncertain. Usually, the fracture length is estimated using published models; but, in reality, the fracture length underground will also be uncertain, and the length should be a random number. A new covariance matrix can then be calculated using the equation below:

● Fig. 2 Fracture uncertainty

ellipse (real-time) ● Рис. 2 Эллипс

неопределенности трещины (реальное время)

минимального расстояния обеспечивает два преимущества: Его можно использовать для определения минимального расстояния. Это консервативная оценка для случая, когда диаметры обсадных колонн велики, и совокупные погрешности наблюдения оставляют небольшой запас. Этот метод применим также для анализа поверхностных пересечений. Необходимо вычислить вероятность пересечения со скважиной, в которой проведен или проводится гидроразрыв. Она зависит от неопределенности положения скважины, которая находится в бурении, и неопределенности положения скважины с гидроразрывом, неопределенности длины и ориентации трещин. В ином случае целевая и опорная скважины могут быть другими – опорная скважина может быть в процессе гидроразрыва, а целевая скважина может быть уже пробурена. Источники погрешностей для обеих скважин могут быть одинаковыми или разными. Если известны данные съемки, данные по гидроразрыву и источники погрешностей, можно рассчитать ковариационные матрицы, C, для двух скважин, что дает неопределенность точки отсчета для опорной скважины относительно расположения скважины с гидроразрывом. В ранее приведенном расчете длина трещины – постоянная величина; только ориентация трещины неопределенна. Обычно длина трещины оценивается с использованием официально опубликованных моделей; но в действительности длина трещины под землей будет тоже неопределенной, поэтому эта длина должна быть случайной величиной. Тогда можно рассчитать ковариационную матрицу, используя нижеприведенное уравнение: .

(1)

(1) В данном примере In this example, the modified

Where, and are covariance matrixes of the points, Po and Pr, respectively. The complete analysis consists of two options. The first option is forward analysis from the drilled well by assigning the variables in the offset wells. The second option is the reverse analysis, assuming that the offset well is considered as the reference well and the reference well as the offset. Fig. 2 illustrates the simulation in a multiwell environment coupled with earth modeling. The uncertainty cones between the reference and offset wells can be observed. With real-time data stream, the solution can be updated and can be further used to provide advanced warning so that proper remedial actions can be taken. The accuracy of the analysis directly depends on the accurate measurements of the fracture length or other parameters considered.

может быть заменено.

can be substituted. Где и – это ковариационные матрицы точек Po и Pr соответственно. Полный анализ включает две опции. Первая опция – это прямой анализ по пробуренной скважине с заданием переменных в соседних скважинах. Вторая опция – это обратный анализ, в котором принимается, что соседняя скважина считается опорной, а опорная скважина – соседней. На рис. 2 представлено моделирование в обстановке нескольких скважин в сочетании с моделированием недр. Между опорной и соседними скважинами можно увидеть конусы неопределенности. С потоком данных, полученных в режиме реального времени, решение может обновляться и использоваться в дальнейшем для обеспечения заблаговременного предупреждения, чтобы можно было предпринять соответствующие корректирующие действия. Точность анализа напрямую зависит от точности измерений длины трещины и других учитываемых параметров. Oil&GasEURASIA

INSTRUMENTATION / КИП

Reference Recorders: “New Kid on the Block” That Is Driving Change in Pressure Measurement Приборы для регистрации опорного уровня: измерение давления в будущем David K. Porter

ithin the pressure measurement industry, relentless innovation has become the norm. New technology continually supplants the old, providing higher quality, lower cost and often both. Today, reference recorders are shaking up old standards in the oil and gas, chemical processing, power generation and wastewater treatment industries.

What is a Reference Recorder? A reference recorder is a new class of instrument that is gaining ground over other common pressure instruments. While chart recorders, deadweight testers and analog pressure gauges all brought several advantages in their time, reference recorders are demonstrating the ability replace all three with a single instrument. Reference recorders unify the recording capability of a chart recorder, the high accuracy of a deadweight tester, and the continuous measurements of a pressure gauge into one tool that is easier to use and less expensive. On their own, none of these features is unique, but when you put them all in the same device and make it costeffective, you end up with something really useful. Offering reference recorders for both laboratory and field applications has real advantages for the user. While data logging devices are nothing new, improved microprocessors allow today’s reference recorders to read and record faster and more accurately than previously. Reference recorders detect readings from modules that read pressure, temperature, current or voltage and store the data in digital memory. These modules are usually interchangeable and recorders generally accept two inputs at a time. In addition to their compact size, reference recorders offer several improvements over bulky chart recorders.

Improving On a Chart Recorder Originally patented in 1915, chart recorders produce a graph on a moving paper chart, relying on ink pens mounted on mechanical arms, which pivot in response to pressure. Their primary advantage is the ability to record

Дэвид K. Портер

области промышленного измерения давления непрерывные инновации стали нормой. Новые технологии постоянно заменяют прежние, обеспечивая более высокое качество или снижение стоимости измерений, а нередко и то, и другое. Сегодня, в связи с внедрением новых приборов для регистрации опорного уровня, меняются стандарты, применявшиеся ранее в нефтегазовой отрасли, на перерабатывающих химических предприятиях, на электростанциях и на водоочистных объектах.

Что такое регистратор опорного уровня? Регистратор опорного уровня – устройство новой категории, постепенно вытесняющее другие общераспространенные приборы, измеряющие давление. В то время как самописцы, грузопоршневые манометры и аналоговые манометры отличались в свое время определенными преимуществами, регистраторы опорного уровня демонстрируют характеристики, позволяющие заменять ими устройства всех трех упомянутых типов. В регистраторе опорного уровня сочетаются регистрирующие функции самописца, высокая точность измерений, свойственная грузопоршневому манометру, и возможность непрерывного снятия показаний, обеспечиваемая аналоговым манометром, причем новый прибор дешевле и сравнительно прост в обращении. В перечисленных функциях, как таковых, нет ничего особенного, но возможность выполнения всех этих функций одним экономичным устройством оказывается исключительно полезной. Применение регистраторов опорного уровня как в лабораториях, так и на промышленных объектах, дает пользователям реальные преимущества. В устройствах для регистрации данных нет ничего нового, но современные усовершенствованные микропроцессоры позволяют считывать и записывать данные быстрее и точнее, чем в прошлом. Регистраторы опорного уровня считывают показания модулей, измеряющих давление, температуру, силу тока или напряжение, и сохраняют данные в цифровой памяти. Измерительные модули, как правило, взаимозаменяемы, а регистраторы обычно позволяют одновременно вводить

Author’s Bio / Об авторе David K. Porter, P.E. is the division vice president, Crystal Engineering business manager at AMETEK, Inc. He has over 25 years experience; the last 13 years were spent in the test and measurement field developing rugged, highly accurate, and easy-to-use instruments. He has a degree in mechanical engineering from California Polytechnic State University, San Luis Obispo, where he is active on the Industry Advisory Board. Дэвид K. Портер – дипломированный инженер, вице-президент компании Crystal Engineering, подразделения корпорации AMETEK, Inc. Он накопил более чем 25-летний профессиональный опыт; последние 13 лет Портер работал в области проведения испытаний и измерений, разрабатывая надежные, простые в обращении приборы, отличающиеся чрезвычайно высокой точностью показаний. Он получил диплом инженера-механика в Политехническом университете штата Калифорния в г. Сан-Луис-Обиспо и продолжает работать в составе Промышленного консультативного совета этого университета.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

INSTRUMENTATION / КИП два типа данных. В дополнение к их компактности, регистраторы опорного уровня выгодно отличаются от массивных самописцев несколькими усовершенствованиями.

Усовершенствование самописцев

● Reference recorders can replace three decades-old technologies with a single instrument ● Регистраторы опорного уровня позволяют заменять технологические средства 30-летней давности одним универсальным прибором

for extended periods in remote locations. Chart recorders may be battery-powered or entirely mechanical (requiring no external power), allowing them to operate in hazardous locations. An experienced user may provide preliminary analysis on the output from a chart recorder in the field. Communicating or storing this data electronically becomes possible only after a technician enters or scans the chart into a computer. This process typically takes several days before results become available. Chart recorders typically claim an accuracy ranging from 0.25 percent to 1 percent of span, but that figure depends on changes in ambient temperature and on the thickness of its pens – which can cause an additional error up to 1 percent of the recorded reading. Chart recorders are also susceptible to errors caused by overpressure, and can easily be damaged if dropped. In contrast, a reference recorder exports digital data in a familiar spreadsheet that can be easily shared and understood by multiple users. Accuracy remains consistent with temperature changes, it is protected from high overpressure events, and is not affected if the gauge is dropped. Despite being battery powered, reference recorders are also rated Intrinsically Safe for use in hazardous locations. New regulations in many industries require that safety tests be documented in an electronic format. Some even require that the files produced are in a tamper-proof, secure file format. Reference recorders can meet these requirements by saving the data in a signed .pdf file, which produces read-only files that cannot be manipulated.

Using Deadweight Testers in the Field Deadweight testers are used primarily in a laboratory setting. They produce a repeatable reference pressure by balancing calibrated masses on a piston of known area. Operators must use a different set of masses for each engineering unit (i.e., one set of weights for PSI, another for kPa). In an indoor, temperature-regulated environment, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Самописец, запатентованный еще в 1915 году, позволяет регистрировать кривые, нанесенные на движущуюся бумажную ленту; в нем используются чернильные перья, закрепленные на механических каретках, поворачивающихся в зависимости от изменения давления. Основное преимущество самописцев заключается в том, что они позволяют регистрировать данные на протяжении длительных периодов времени в удаленных пунктах. Самописцы могут работать на аккумуляторных батареях или использовать полностью механический (не требующий электропитания) привод, что позволяет использовать эти устройства в опасных условиях. Опытный пользователь может производить предварительный анализ выходных данных самописца непосредственно на объекте. Передача или хранение полученных таким образом данных становятся возможными только после того, как техник вводит данные вручную или сканирует кривые, загружая информацию в компьютер. Как правило, этот процесс занимает несколько дней, и результаты становятся доступными не сразу. Точность показаний самописцев в типичных ситуациях составляет от 0,25 до 1% диапазона измерений, но величина погрешности зависит от изменений температуры окружающей среды и от толщины перьев самописца, что может приводить к дополнительной ошибке, составляющей до 1% зарегистрированного показания. Кроме того, самописцы могут регистрировать ошибочные показания, если они подвергаются чрезмерному давлению, и легко ломаются при падении. В отличие от самописца, регистратор опорного уровня экспортирует цифровые данные в общепонятном формате файла электронных таблиц, которым могут беспрепятственно обмениваться многие пользователи. Точность показаний регистратора не зависит от изменений температуры, этот прибор защищен от воздействия чрезмерного давления, и падение измерительного модуля не приводит к повреждению регистратора. Несмотря на то, что их электропитание обеспечивается аккумуляторными батареями, приборы для регистрации опорного уровня соответствуют требованиям ко взрывобезопасному оборудованию, пригодному к использованию у опасных условиях. Новые правила, действующие во многих отраслях, требуют документирования результатов испытаний на безопасность в электронном формате. В некоторых случаях требуется даже получение файлов в формате, защищенном от вмешательства неуполномоченных лиц. Регистраторы опорного уровня позволяют соблюдать такие требования, сохраняя данные в подписном файле в формате .pdf, предназначенном только для считывания и защищенном от внесения каких-либо изменений.

Использование грузопоршневых манометров на промышленных объектах Грузопоршневые манометры используются главным образом в лабораторных условиях. Они позволяют получать воспроизводимые показания опорного уровня посредством уравновешивания откалиброванных грузов, установленных на поршнях известной площади.

INSTRUMENTATION / КИП

● Data collected by reference recorder is easily transferred to any PC ● Данные, собранные регистратором опорного уровня, легко

загружаются в любой портативный или настольный компьютер

deadweight testers can be very accurate – serving as a primary standard for the calibration of other pressure measurement devices. Field versions also exist but, outside the lab their accuracy depends on a host of factors. In order to deliver an accurate reading, a field deadweight tester must be perfectly level. Additionally, ambient temperature, humidity, wind, and local gravity will all impact the reading. Without adjusting for these, a field deadweight tester’s accuracy may be no better than a common pressure gauge. Even with these compensations, a field deadweight tester cannot actively detect or record changes in pressure – it only offers an accurate reference pressure for comparison. A reference recorder serves two purposes: ● First, it stores readings continually, with update rates up to 10 readings per second, and allows the operator to record an entire test from start to finish; ● Second, such a device will provide a consistent, accurate reference for field calibrations. Measurements from modern reference recorders are independent of local gravity or humidity, and produce their accuracy via a proprietary mathematical algorithm that corrects for ambient temperature. Achievable accuracies range from 0.025 percent of the indicated reading at lower pressures, to 0.1 percent of reading up to 15,000 PSI.

● AMETEK Crystal Engineering

nVision Reference Recorder ● Регистратор опорного уровня nVision, предлагаемый подразделением Crystal Engineering корпорации AMETEK

#2 February 2014

Операторы вынуждены использовать различные наборы грузовых калибров в отношении различных единиц измерения (то есть, один набор калибров для измерения давления в фунтах на квадратный дюйм и другой – для измерений в килопаскалях). Во внутренних помещениях с контролируемой температурой воздуха показания грузопоршневых манометров могут быть чрезвычайно точными и нередко используются как исходный эталон для калибровки других устройств, измеряющих давление. Существуют такие манометры для измерений в промышленных условиях, но точность их показаний зависит от множества различных факторов. Для того, чтобы показания грузопоршневого манометра могли быть достаточно точными в промышленных условиях, его необходимо устанавливать в идеально горизонтальной ориентации. Кроме того, точность его показаний зависит от температуры окружающей среды, влажности, скорости и направления ветра и локальных аномалий силы тяжести. В отсутствие калибровки, компенсирующей все эти воздействия, точность показаний промышленного грузопоршневого манометра может не превышать точность показаний обычного манометра. Даже если такие воздействия компенсируются, промышленный грузопоршневой манометр не позволяет непосредственно обнаруживать или регистрировать изменения давления – этот прибор всего позволяет точно определять сравнительный опорный уровень давления. Регистратор опорного уровня выполняет две основные функции: ● во-первых, этот прибор непрерывно сохраняет зарегистрированные показания (частота обновления данных может составлять до 10 показаний в секунду), что позволяет оператору регистрировать весь процесс проведения испытаний, с начала до конца; ● во-вторых, такое устройство позволяет последовательно получать точное значение опорного уровня, используемое при калибровке оборудования на объектах. Измерительные показания современных регистраторов опорного уровня не зависят от локальных аномалий силы тяжести или от влажности – их точность обеспечивается благодаря патентованному математическому алгоритму, компенсирующему воздействие температуры окружающей среды. Погрешность может ограничиваться в пределах 0,025% показания при низком давлении и в пределах 0,1% показания при давлении, составляющем до примерно 15 тыс. фунтов на квадратный дюйм (100 тыс. кПа). Для того, чтобы обеспечивались надежные измерения, точность показаний регистратора опорного уровня не должна изменяться в рабочем диапазоне в зависимости от температуры. В этом отношении характеристики различных моделей существенно отличаются. Лучшие изготовители предоставляют доказательство заявленной точности показаний прибора в форме свидетельства калибровки, выданного аккредитованной лабораторией, с указанием результатов испытаний, полученных при различной температуре.

Замена манометров множества различных типов Манометры и термометры самых различных типов широко распространены. Они еще многие годы будут находить полезное применение благодаря их портативности, возможности индивидуализации их параметров и их отноOil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

To produce dependable measurements, a reference recorder’s accuracy should not change with temperature across its operating range. This is where different models vary widely. The best manufacturers will provide proof of their accuracy claims with a calibration certificate from an accredited lab, showing test data at different temperatures.

Replacing Multiple Pressure Ranges Pressure and temperature gauges are widespread and varied in form. Gauges will continue being useful for years, because of their portability, customizability, and affordable cost. Their drawbacks stem from their inherent fragility and the need to carry multiple gauges to cover a given pressure range. Linearity and ruggedness are the two most important features of any pressure gauge. Many would be useful across a much larger pressure range if their sensors were more linear and predictable. Also, many gauges continue to display readings that appear accurate even after their sensors sustain damage. To overcome these challenges, reference recorders extend their usability by accepting different modules, each of which covers a wide pressure range. Within each module range, a reference recorder will have superior accuracy and linearity, compared to most pressure gauges. The advanced self-diagnostics in reference recorders prevent them from displaying invalid readings if they have been damaged. Reference recorders offer a reliable improvement over decades-old technology. Replacing chart recorders, deadweight testers, and older pressure gauges with reference recorders helps companies reduce their equipment costs, training time, and operator error.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

INSTRUMENTATION / КИП сительной дешевизне. Недостатки этих приборов связаны с неизбежной хрупкостью их конструкции и с необходимостью использования нескольких манометров с целью получения показаний давления в требуемом широком диапазоне. Линейность изменения показаний и защищенность от неблагоприятных воздействий – две важнейшие характеристики любого манометра. Многие манометры оказались бы полезными в гораздо более широких диапазонах давления, если бы показания их датчиков были более линейными и предсказуемыми. Кроме того, во многих случаях показания манометров продолжают казаться точными даже после повреждения их датчиков. Приборы для регистрации опорного уровня позволяют преодолевать эти трудности, так как к ним можно подсоединять различные измерительные модули, каждый из которых функционирует в широком диапазоне давления. В пределах диапазона показаний каждого модуля данные регистратора опорного уровня отличаются превосходной точностью и линейностью по сравнению с показаниями большинства манометров. Передовые диагностические функции самотестирования предотвращают сохранение регистратором опорного уровня неправильных показаний в случае повреждения этого прибора. Внедрение приборов для регистрации опорного уровня — надежное улучшение по сравнению с применением технологических средств, устаревших за многие десятилетия. Замена самописцев, грузопоршневых манометров и устаревших аналоговых манометров регистраторами опорного уровня помогает компаниям сокращать затраты, связанные с оборудованием, обучением персонала и ошибками операторов.

OFFSHORE / ШЕЛЬФ

Majors Commit Billions To Develop Canada’s Offshore Reserves in Atlantic

Лидеры инвестируют миллиарды в освоение запасов канадского шельфа в Атлантике PHOTO / ФОТО: PETROLEUM RESEARCH

Ashok Dutta

hese are changing times for the offshore oil and gas industry in the two eastern Canadian provinces of Nova Scotia and Newfoundland and Labrador (NFL) along the Atlantic coast. In late 2012, Shell Canada and BP unveiled separate plans for mega investments over the coming few years in Nova Scotia, even as Statoil confirmed last September a discovery in NFL that it termed as the “biggest find outside of Norway” and the “12th largest made globally since 2010.” For its part, Shell Canada said it would spend $957 million on four blocks located about 200 kilometers southwest of provincial capital Halifax in Nova Scotia with water depths of 1,500 to 3,000 meters. Under the terms of the agreement Shell signed with the provincial/federal regulator in Nova Scotia, it is

Ашок Дутта

ля морской нефтегазовой промышленности в двух восточных провинциях Канады, Новой Шотландии и Ньюфаундленд и Лабрадор (НФЛ), расположенных вдоль берегов Атлантики, настало время перемен. В конце 2012 года Shell Canada и BP обнародовали свои планы по крупнейшим инвестициям в Новой Шотландии в ближайшие несколько лет, тогда как Statoil в сентябре 2013-го подтвердила открытие в Ньюфаундленде «самого большого месторождения за пределами Норвегии» и «12го крупнейшего месторождения, которое было открыто в мире с 2010 года». Со своей стороны, Shell Canada заявила о намерении вложить $957 млн в работы на четырех блоках, расположенных примерно в 200 км к юго-западу от столицы провинции Галифакс, где глубина моря колеблется от 1 500 до 3 000 м. Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

mandated to spend that money over its nine-year exploration license that expires in 2021. Shell Canada plans to drill up to seven exploratory wells at its licensed areas, the company said in a submission made in December 2013 to the federal Canadian government. The wells will be drilled from 2015 to 2019 and specific locations will be determined using data gathered as part of the Shelburne Basin 3D seismic survey that it conducted over the summer of 2013, Shell said. Randy Hiscock, Shell’s manager for business development and new ventures, said at an industry event last October the earliest drilling could start would be 2015, depending on the results of the seismic research, rig scheduling and getting the proper equipment in place. “We feel pretty positive about early results of the seismic program,” he said at the Maritimes Energy Association’s annual conference in Halifax. “As we get through the interpretation of the seismic data, it will determine how and if and when we move forward. But I’m fairly confident that it’s looking good, and oil is what we are banking on rather than natural gas.” The verdict will be awaited, but meanwhile BP, along with its contractor WesternGeco, is planning to conduct a seismic survey this summer of its acreages also in offshore Nova Scotia and where it has committed a capital expenditure of $1.05 billion.

OFFSHORE / ШЕЛЬФ По условиям соглашения, подписанного Shell с ведомствами, регулирующими рынок на региональном и федеральном уровнях в Новой Шотландии, компания должна инвестировать озвученную сумму до 2021 года – именно тогда заканчивается срок действия девятилетней поисковоразведочной лицензии. На приобретенных лицензионных участках Shell Canada планирует пробурить до семи разведочных скважин, как указано в заявке, поданной федеральному правительству Канады в декабре 2013 года. По информации Shell, скважины будут пробурены в период с 2015 по 2019 год, а для определения точек их заложения будут использованы данные, полученные в рамках трехмерной сейсмической съемки в бассейне Шелберн, которая проводилась летом 2013 года. В октябре прошлого года, выступая в рамках отраслевого мероприятия, менеджер Shell по развитию бизнеса и новым проектам Рэнди Хискок сообщил, что компания сможет приступить к бурению не раньше 2015 года, в зависимости от результатов сейсмических исследований, графика работы буровых станков и возможности доставки необходимого оборудования. «В целом мы довольны первыми результатами сейсмической программы, – сказал Хискок на ежегодной конференции Морской энергетической ассоциации в Галифаксе. – Интерпретация сейсмических данных позволит определить, будем ли мы двигаться вперед, и если да, то, как и

License blocks offshore Nova Scotia, acquired by Shell and BP Лицензионные участки на шельфе Новой Шотландии, приобретенные Shell и BP

SOURCE / ИСТОЧНИК: CNLOPB

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

OFFSHORE / ШЕЛЬФ ● CNLOBP manager for exploration

Craig Rowe described Newfoundland’s Orphan and Flemish Pass basins as a “high-activity area” ● Руководитель по геологоразведочным работам CNLOBP Крэг Роу охарактеризовал бассейны Orphan и Flemish Pass в Ньюфаундленде как «зоны высокой активности» No comments were immediately available from BP’s office in Calgary, but industry sources said the survey will be conducted over all four blocks at the same time. “The new blocks are located on the deepwater southwestern Scotian Slope and the Sable sub-basin, where there is strong evidence of early Jurassic-restricted marine oil-prone source rock and also where 23 significant gas and oil discoveries have been made to date,” Kathleen Funke, a spokeswoman for the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board, said from Halifax. Nova Scotia is home to the 600 million cubic feet per day Sable Offshore and 300 million cubic feet per day Deep Panuke facilities, two of the largest natural gas exploration and production facilities in eastern Canada operated by ExxonMobil and Encana, respectively.

Newfoundland and Labrador Update Major upstream activity is also planned in NFL, with the Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board issuing a call for bids for two new blocks at water depths ranging from 100 meters to 3,000 meters in the province’s Atlantic Ocean. Craig Rowe, the manager for exploration, said the new acreages have been designated as Labrador South and Eastern Newfoundland and are located in “known sedimentary basin boundaries” prospective for both oil and natural gas.

Some 800,000 bpd is at present imported by refinery operators like Irving Oil, Shell, Valero and Suncor at a staggering $14 billion each year. Сегодня такие операторы НПЗ, как Irving Oil, Shell, Valero и Suncor импортируют порядка 800 000 баррелей нефти в сутки на общую сумму в $14 млрд в год. Labrador South is spread over 200,000 square kilometers and is in an area where historically exploration has taken place, he said from capital St. John’s, adding the block offers water depths of 100 meters to 2,000 meters. “Discoveries until now have been of natural gas,” he said. “But new seismic data, focused on deep water, is indicative of oil.” The Easter Newfoundland block is spread over 210,000 square kilometers and is located close to the

#2 February 2014

когда. Но я уверен, что перспективы хорошие, и что ставку следует делать на нефть, а не на природный газ». Пока в Shell готовятся к принятию решения, BP вместе со своим подрядчиком WesternGeco этим летом собирается провести сейсмическую съемку на лицензионных участках на шельфе все той же Новой Шотландии. Капитальные инвестиции в проект составят $1,05 млрд. В офисе BP в Калгари эту информацию пока не комментируют, но по данным отраслевых источников, исследования будут проводиться одновременно на всех четырех блоках. «Новые блоки находятся на глубоководном юго-западном склоне Скоушн Слоуп и в суббассейне Сейбл, где имеются серьезные признаки преимущественно нефтеносной материнской морской породы, относящейся к раннеюрскому периоду; к настоящему времени там было открыто 23 крупных газовых и нефтяных месторождения», – рассказала в Галифаксе Кэтлин Функ, представитель Совета по морской нефтедобыче провинции Ньюфаундленд и Лабрадор. В Новой Шотландии расположены два крупнейших объекта по разведке и добыче природного газа в восточной Канаде, на которых работают компании ExxonMobil и Encana (Sable Offshore производительностью 600 млн фут3 в сутки и Deep Panuke производительностью 300 млн фут3 в сутки, соответственно).

Ньюфаундленд и Лабрадор: новый поворот Существенная активизация деятельности в области разведки и добычи углеводородов также ожидается в НФЛ – Совет по морской нефтедобыче провинций Ньюфаундленд и Лабрадор объявил об открытии тендера по двум новым блокам в водах Атлантического океана, с диапазоном глубин от 100 м до 3 000 м. Крэг Роу, руководитель по геологоразведочным работам, сообщил, что новые участки, получившие названия Labrador South и Eastern Newfoundland, расположены в границах «известного осадочного бассейна», перспективного в отношении, как нефти, так и природного газа. Участок Labrador South охватывает площадь 200 тыс. км² и находится в районе, где ранее уже проводились геологоразведочные работы, сказал Роу в столице провинции, Сент-Джонсе, и предположил, что глубина воды в границах упомянутых блоков может колебаться от 100 м до 2 000 м. «До настоящего времени были открыты только месторождения природного газа, – добавил Роу. – Но новые сейсмические данные по глубоководным участкам указывают на наличие нефти». Участок Eastern Newfoundland занимает площадь 210 тыс. км² и находится ближе к бассейнам Orphan и Flemish Pass, которые Роу охарактеризовал как «район высокой активности». Участок расположен под водой на глубинах 200-3 000 м, отметил он. В последние пять лет в этом районе была проведена обширная сейсмическая съемка 2D и 3D (бассейны Orphan и Flemish Pass), а в 2013 году Chevron Canada и Statoil Canada пробурили глубоководные скважины. «Этот район преимущественно нефтеносный, и нефтеносность уже доказана», – сказал он. Начиная с 1969 года исследование бассейна Orphan, который расположен к северу от Большой Ньюфаундлендской банки, и занимает площадь 160 000 км², проводили ExxonMobil, Chevron, Imperial Oil и Shell Canada. Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2014

OFFSHORE / ШЕЛЬФ

● Canadian oil majors, such as Irving Oil (pictured here is the company’s oil refinery in St. John) look forward to replacing expensive

foreign crude with oil produced at Canada’s offshore basins ● Канадские операторы НПЗ, как, например, Irving Oil (на фото – НПЗ компании в Сент-Джонсе) хотят снизить долю в

PHOTO / ФОТО: IRVING OIL

переработке дорогой импортной нефти и заменить ее сырьем, добываемым в углеводородных бассейнах на шельфе Канады

Orphan and Flemish Pass basins, which Rowe described as a “high-activity area”. The field is located in water depths of 200 meters to 3,000 meters, he said. Over the past five years, extensive 2D and 3D seismic data has been acquired in that area (Orphan and Flemish Pass basins) and in 2013 deep water wells have been drilled by operators Chevron Canada and Statoil Canada. “This area is oil-prone and oil-proven,” he said. The Orphan Basin, which lies to the north of the Grand Banks and spans 160,000 square kilometers, has been studied and explored by ExxonMobil, Chevron, Imperial Oil and Shell Canada since 1969. At Flemish Pass, Statoil said last September it had discovered 300 million to 600 million barrels of recoverable oil at its first exploration well in the Bay du Nord under water depths of 1,100 meters. “The offshore area in the province is primarily divided into eight regions. Of these, six are low activity areas at the coast of Labrador, Labrador North, South and West coast of Newfoundland and Labrador and Southern Newfoundland Island, while the high activity area is the Eastern Region and the mature area is Jeanne d’Arc,” Rowe said. While CNLOPB has set a closing date of March 15 for oil and gas companies to submit nominations for the two new blocks, work is also underway by Norwegian

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

По информации Statoil, в сентябре 2013 года в результате бурения первой разведочной скважины на участке Бэй-дю-норд были вскрыты извлекаемые запасы нефти в районе 300-600 млн барр. в бассейне Flemish Pass, под толщей воды около 1 100 м. «Шельфовая зона провинции изначально поделена на восемь районов. Шесть из них являются участками низкой активности у побережья Лабрадора, севера, юга Лабрадора и западного побережья провинции Ньюфаундленд и Лабрадор, а также южной части острова Ньюфаундленд; участком высокой активности является Восточный район, а участком на поздней стадии разработки – участок Жанны д’Арк», – сказал Роу. И пока Совет по морской нефтедобыче провинции Ньюфаундленд и Лабрадор определил 15 марта в качестве дедлайна для подачи заявок нефтегазовых компаний на приобретение лицензий по двум новым блокам, норвежская нефтесервисная компания PGS параллельно проводит работу по получению в провинции дополнительных сейсмических данных. В шельфовой зоне Ньюфаундленда и Лабрадора расположены четыре крупных месторождения – Хайберния, Терра Нова, Уайт Роуз и Норт Аметист – суммарно дающие 185 203 барр. в сутки. Ожидаемый всплеск активности вызывает также интерес как канадских, так и международных подрядчиков по проектированию, закупкам и строительству, которые уже открыли офисы для предоставления услуг по предвари-

OFFSHORE / ШЕЛЬФ

#2 February 2014

oilfield service provider PGS to acquire additional seis- тельному проектированию и консультированию в области mic data in 2014 in the province. управления проектами. Offshore Newfoundland and Labrador is home to Первыми в списке таких компаний являются французfour major fields – Hibernia, Terra Nova, White Rose ская Technip, австралийская WorleyParsons, а также америand North Amethyst – that have a combined output of канские компании Jacobs Engineering, Foster Wheeler и Fluor 185,203 barrels per day. Corp. The planned flurry of activities is also attracting the «Мы ожидаем, что с 2015 года начнется проведение interest of both Canadian and international engineer- большого числа тендеров по предварительному проектиing, procurement and construction (EPC) contractors рованию, по мере того, как компании-операторы будут who have opened up offices to provide front-end engi- принимать окончательные инвестиционные решения по neering and design (FEED) and project management крупным инвестициям», – сказал официальный представиconsultancy services also. тель международной фирмы-подрядчика по проектироваOn top of that list are France’s Technip, Australia’s нию, закупкам и строительству (EPC), пожелавший остаться WorleyParsons, and Jacobs Engineering, Foster Wheeler неназванным. «Мы рассчитываем на стабильный приток and Fluor Corp, all of the US. нового бизнеса», – добавил он. “We are expecting Однако некотоa lot of FEED tenders рые ожидания подрядfrom 2015 onwards чиков в области EPC when upstream operмогут не оправдаться. В ators take a FID [final Ньюфаундленде правиinvestment decision] тельство провинции устаof moving ahead with новило обязательное треmega investments,” бование, чтобы 40% работ million barrels – the amount of recoverable oil reserves said an official of an discovered by Statoil after drilling its first exploration well in the по изготовлению добываinternational conющих и жилых платформ, Flemish Pass basin in Newfoundland tracting EPC firm, верхних строений платwho did not wish to млн баррелей – вскрытые Statoil запасы извлекаемой нефти форм и райзеров выполbe quoted. “We are нялось в местных услов результате бурения первой разведочной скважины looking forward to a виях. Это, скорее всего, в бассейне Flemish Pass в Ньюфаундленде regular flow of busiснизит нормы прибыли ness.” международных подрядSome of their expectations will be challenged, чиков по проектированию, закупкам и строительству. however. In NFL, under a provincial government has man- Новые законодательные акты по разливам dated 40 percent of fabrication work of production and и авариям accommodation platforms, topsides and risers will have to be done locally. This is likely to reduce profit margins На фоне подготовки почвы для интенсификации for international EPC contractors. бурения на шельфе атлантической части Канады, правительство Канады 29 января предложило новый закон, который поднимет планку ответственности операторов до New Laws for Spills and Accidents With the stage being set in Atlantic Canada for $900 млн. В настоящее время ответственность компаний, drilling activity to pick up steam, the Canadian govern- работающих в Атлантическом океане, не превышает $25 ment proposed on Jan. 29 new legislation that will raise млн. Предлагаемые изменения коснутся четырех основных the bar for liabilities on operators to $900 million. At направлений: предотвращения аварий, реагирования при present, the liabilities for companies operating in the возникновении чрезвычайных ситуаций, отчетности и Atlantic Ocean are up to a $25 million maximum and the информационной прозрачности. Эти изменения призваны укрепить уже существующие proposed changes will focus on four main areas: prevenмеры обеспечения безопасности, касающиеся аварий и tion, response, accountability and transparency. The changes will further strengthen safety measures обеспечивающие быстрое реагирование на разливы. Новое законодательство также однозначно закрепит already in place to deal with accidents and ensuring a swift response to incidents of leak. The new legislation принцип «тот, кто загрязняет, платит». Основным фактором ожидаемого роста активности will also enshrine the ‘polluter pays’ principle explicitly. A prime driver for the anticipated increase in drill- буровых работ является изменение менталитета компанийing activity is a change in the mindset amongst refinery операторов НПЗ в восточных провинциях Канады Ньюoperators in the eastern Canadian provinces of New Брансуик, Онтарио и Квебек, которые ищут пути снижения Brunswick, Ontario and Quebec that are looking at ways растущей стоимости импорта сырой нефти. В настоящее время такие операторы НПЗ, как Irving to reduce their rising crude oil import bill. Some 800,000 barrels per day is at present imported Oil, Shell, Valero и Suncor импортируют порядка 800 тыс. by refinery operators like Irving Oil, Shell, Valero and барр. нефти в сутки на общую непомерную сумму $14 Suncor at a staggering $14 billion each year from Saudi млрд в год из Саудовской Аравии, Нигерии, Анголы и друArabia, Nigeria and Angola, to name a few. Their expecta- гих стран. Теперь они надеются приобретать сырье из tion will to procure feedstock crude oil locally from Nova Ньюфаундленда и Новой Шотландии на местном рынке по намного более конкурентоспособным ценам. Scotia and NFL at a much more competitive price.

Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (1,000 tons) / Единица измерения (тыс. т)

2012

2013

Production (including gas condensate) / Добыча (включая газовый конденсат) Supply to Russian refineries / Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia / Первичная переработка на НПЗ в России

517,919.9 266,031.6 239,429.5 265,752.5

523,465.3 273,990.2 233,988.9 271,904.5

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 1.1 3.0 -2.3 2.3

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 1.0 2.8 0.6 -1.8

Unit of measurement (1,000 tons) / / Единица измерения (тыс. т)

2012

2013

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

38,165.3 69,647.2 74,431.6 10,126.5

38,530.3 71,672.6 74,844.8 9,941.8

Unit of measurement (mcm) / Единица измерения (млн м3)

2012

2013

Production (total) / Добыча газа (всего) Gazprom's production / В т.ч. «Газпром»

654,479.6 481,778.6

669,664.4 433,656.6

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 2.3 -11.0

Domestic consumption / Внутреннее потребление

459,640.1

456,200.7

-0.8

Export / Экспорт

186,859.1

200,563.0

6.8

Gas / Газ

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of December 2013* Количество буровых установок в мире, декабрь 2013 года*

World total | Всего в мире 3,478

Europe | Европа 126 Canada | Канада 372

USA | США 1,771

Middle East | Ближний Восток 405

Africa | Африка 138 Latin America | Латинская Америка 417

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 249 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Oil&GasEURASIA

Bentec – один из ведущих мировых производителей буровых установок и нефтегазового оборудования. Верхние приводы Bentec TD-275-HT, TD-350-HT, TD-500-HT и TD-750-HT специально спроектированы для тяжелых условий эксплуатации и уменьшения непроизводительных затрат времени в бурении. Компактные размеры позволяют использовать их на мачтах различных типов; могут быть использованы как в качестве переносных, так и постоянных модулей на наземных и морских буровых установках. Соответствуют всем последним стандартам нефтегазовой промышленности, обеспечивая самый высокий уровень безопасности. www.bentec.ru ООО «Бентек» Тюмень, Россия | 2-ой км. Старого Тобольского Тракта 8 a | 625014 Тюмень, Россия Тел.: +7 3452 683 900 | e-mail: info@ru.bentec.com Офис представительства «Bentec» в России | 1. Казачий переулок, 7 | 119017 Москва, Россия Тел.: +7 495 234 42 38 | e-mail: moscow@bentec.ru