April 2014

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

2014 APRIL АПРЕЛЬ

p. / стр. 22

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

p. / стр. 40

Drilling at Prirazlomnoye: Q & A with Gazprom Burenie’s Damir Valeyev Бурение на Приразломном – интервью с Дамиром Валеевым (ООО «Газпром бурение»)

COM E TO G E T H E R Register Now!

2014 Offshore Technology Conference â 0D\ ì +RXVWRQ 7H[DV 86$ ì ZZZ RWFQHW RUJ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Sakhalin Retrospective Reveals the Foundation of Russia’s Offshore Experience and LNG Strategy Сахалинская ретроспектива – об истоках российского опыта в освоении шельфа и основных принципах стратегии производства СПГ

Д

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

I

t has been 20 years since stakeholders signed the Sakhalin-2 PSA that kicked off development of the Piltun-Astokhskoye and Lunskoye oil and gas fields offshore in the Russian Far East.

Over two decades, Sakhalin-2 has been a pioneer that advanced the post-Soviet Russian oil and gas industry along many fronts: it saw Russia’s first foray into the offshore under subarctic conditions, Russia’s first LNG production and marketing of hydrocarbons to Asia-Pacific markets, firsts in project management; world class rigs and topsides, 4D seismic survey, drilling and completions etc.

In this special offshore issue, Oil&Gas Eurasia interviews Roman Dashkov, CEO of Sakhalin Energy (Sakhalin Energy Investment Company Ltd.) which operates the Sakhalin-2 project on behalf of stakeholders Gazprom (50 percent plus 1 share), Shell (27.5 percent minus 1 share), Mitsui (12.5 percent) and Mitsubishi (10 percent).

In the 1990s, long before I had even thought of starting Oil&Gas Eurasia, I visited Sakhalin on a press trip. I toured the dry dock where Sakhalin Energy’s first platform, the Molikpaq, was being refitted before being towed out to sea. The image of the Molikpaq has become almost iconic as the image of Russia’s first offshore platform.

I also took a taxi during that trip to Prigorodnoye at the southern tip of Sakhalin Island, a point so close to Japan you can just about glimpse it on a really clear day. I was impressed by the green valley, the absolute quiet and the presence along the coast of one or two huts – shelters for fishermen. I saw only one human being that day, an elderly woman walking along the road swinging a bucketful of berries.

Things today are very very different, and Sakhalin Energy is about much, much more than just the Molikpaq, as its CEO Roman Dashkov explains in his interview. Just Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

вадцать лет назад было подписано СРП по проекту «Сахалин-2», положившее начало разработке Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового морских месторождений на Дальнем Востоке. За два прошедших десятилетия проект «Сахалин-2» стал знаковым для постсоветской нефтегазовой отрасли во многих областях: это был первый для России опыт работы в субарктических условиях; также, впервые в России началось производство СПГ и реализация углеводородов на азиатско-тихоокеанских рынках; использовались новые методы управления проектами, буровые установки и ВСП мирового класса, сейсмические исследования 4D, инновационные технологии бурения и заканчивания скважин и т.д. В этом номере НГЕ, посвященном шельфовым проектам, мы предлагаем вашему вниманию интервью с Романом Дашковым, главным исполнительным директором «Сахалин Энерджи» (Sakhalin Energy Investment Company Ltd.), компании-оператора проекта «Сахалин-2», акционерами которого являются «Газпром» (50% плюс 1 акция), Shell (27,5% минус 1 акция), Mitsui (12,5%) и Mitsubishi (10%). В 1990-е, задолго до «появления на свет» НГЕ, я посетила Сахалин в составе делегации журналистов и побывала в сухом доке, где велись работы по дооснащению первой платформы «Сахалин Энерджи» – «Моликпак» – перед ее буксировкой в море. Впоследствии «Моликпак» прославилась как первая российская морская платформа. Взяв такси, я заехала в поселок Пригородное. Это самая южная точка острова Сахалин и в ясный день оттуда практически можно увидеть японский берег. Неизгладимое впечатление произвели зеленая долина, абсолютная тишина и полное отсутствие каких бы то ни было построек, за исключением пары рыбацких хижин. Тогда мне повстречался только один человек – пожилая женщина, бредущая вдоль дороги, помахивая ведерком, полным ягод. Сегодня все очень изменилось, и, как утверждает главный исполнительный директор «Сахалин Энерджи» Роман Дашков в своем интервью, деятельность его компании теперь ассоциируется не только с работой платформы «Моликпак». В проекте участвуют две другие платформы – гравитационного типа на бетонном основании: «ПильтунАстохская-Б» и «Лунская-A». Это крупнейшие бетонные конструкции в России, а возможно и во всем мире. Завод по производству СПГ в Пригородном, принадлежащий «Сахалин Энерджи», считается наиболее передовым из ныне существующих.

1

PUBLISHER’S LETTER

to cite a couple of examples, the project’s other two platforms, the concrete gravity based Piltun-Astokhskoye B, and the Lunskoye-A are the largest concrete structures ever built in Russia if not in the world. Sakhalin Energy’s Prigorodnoye LNG plant is said to be the most advanced in existence.

Russia’s ambitions to become a player in the global LNG market have been facilitated by the experience of Sakhalin Energy, which took the first steps in this direction. The agendas being set as new LNG projects are implemented in the Yamal Peninsula, and debated in the Barents Sea are rooted in the experience gained offshore Sakhalin.

I hope you enjoy our Sakhalin Energy retrospective.

And that you also enjoy our other offshore report – an interview with Damir Valeyev, first deputy general manager for Strategic Development at Gazprom Burenie, Russia's major drilling contractor, which looks more towards the Arctic offshore to the north of European Russia.

I’ll be taking copies of this issue to the OTC 2014 in Houston in May where Oil&Gas Eurasia is assisting a group of Russian equipment companies and manufacturers representatives that are participating in a delegation organized by the U.S. Foreign Commercial Service. Among other things, OGE is facilitating meetings between Russian companies and potential U.S. partners. These could be partnerships to sell U.S. goods into the Russian oil and gas industry, or vice versa, and could involve anything from the simple sale of goods or services, to creation of a joint venture. If you are interested in exploring this topic, write me please at p.szymczak@eurasiapress.com.

Keep in mind, that OGE organizes also training and business tourism in the U.S. for oil and gas company specialists interested in visiting companies and oil and gas production fields. We can organize trips to Texas, Oklahoma, North Dakota, California and more. Just tell us your needs and we can prepare for you a proposal.

As for beyond OTC, the market is well aware that Russia will be hosting the World Petroleum Congress (WPC) in June at Crocus Center. This global event pushes the traditional Neftegaz exhibition and Enercon conference out of its usual late June time slot. So Neftegaz has been moved to late May. I suspect we’ll see more “thought leadership” messaging coming out of WPC while Neftegaz continues in the tradition of a place where buyers and sellers can see what equipment, services and new technologies exist on the market. In both cases, OGE will be on hand with its “Red Army” distributing bonus copies of our special exhibition issues – one in May for Neftegaz and another in June for WPC. And though I’m starting to feel like this is a bit of an infomercial, let me make an early pitch for our October issue which is also the official publication of the SPE Technical Conference and Exhibition. This bi-annual event focuses on exploration and production, in particular reservoir management. OGE has many opportunities not only for print advertising but also digital as well as marketing solutions to support your exhibition experience.

So see you around the circuit over the next two months!

2

#4 April 2014

Россия стремилась занять достойное место на мировом рынке СПГ, и в этом ей существенно помогла «Сахалин Энерджи», сделавшая первые шаги в этом направлении. В частности, опыт, приобретенный на сахалинском шельфе, использовался для новых проектов по производству СПГ: один из этих проектов – на о. Ямал – уже реализуется, другой – в Баренцевом море – пока находится в стадии обсуждения. Надеюсь, вам понравится ретроспектива «Сахалин Энерджи» и еще один материал, посвященный шельфовым проектам – интервью с Дамиром Валеевым, первым заместителем генерального директора по стратегическому развитию компании «Газпром бурение», осваивающей шельф Арктики, к северу от европейской части России. Этот номер журнала также отправится со мной в Хьюстон, где в мае пройдет OTC 2014. «Нефть и газ Евразия» будет помогать членам делегации, приглашенной Коммерческой службой США. В состав делегации войдут представители ряда российских компаний-производителей оборудования. И здесь особо отметим, что НГЕ организует встречи представителей российских компаний с потенциальными американскими партнерами – это может быть сотрудничество в любой форме, от продажи товаров и услуг до создания совместных предприятий. Если эта тема вас интересует, пишите мне по адресу: p.szymczak@eurasiapress.com. НГЕ также организует бизнес-туры в США для специалистов нефтегазовых компаний. В программу туров входит посещение профильных компаний и нефтегазовых месторождений. Организуются поездки в штаты Техас, Оклахома, Северная Дакота, Калифорния и др. Мы подготовим предложение для вас, исходя из ваших пожеланий. В июне нынешнего года в центре «Крокус-Экспо» в Москве пройдет Мировой нефтяной конгресс (WPC) – еще одно глобальное отраслевое мероприятие помимо ОТС. Именно поэтому выставка «Нефтегаз» и конференция «ЭНЕРКОН» состоятся не в июне, как обычно, а в конце мая. Мне кажется, что, с точки зрения новаторских идей, Мировой нефтяной конгресс окажется более представительной «площадкой». Что касается выставки «Нефтегаз» – она, несомненно, сохранит свою привлекательность для производителей и их потенциальных заказчиков, представляя продукцию, в том числе новые технологии, и услуги, имеющиеся на рынке. И на обоих мероприятиях «Красная Армия» НГЕ будет распространять бонусные экземпляры специальных выпусков – майского для «Нефтегаза» и июньского для WPC. И в заключение – немного «инфорекламы». Октябрьский номер НГЕ – официальное издание Технической конференции и выставки SPE (Общества инженеров-нефтяников). Данное мероприятие проводится раз в два года и специализируется на освещении различных аспектов геологоразведки и добычи, в частности управления разработкой месторождений. НГЕ располагает большими возможностями как в области печатной, так и цифровой рекламы, а также предлагает маркетинговые решения для более эффективного представительства на выставке. Надеюсь увидеться с вами в ближайшие пару месяцев!

Oil&GasEURASIA

Наша система безопасности может простаивать месяцами. Я должен быть уверен в том, что она сработает в нужный момент, но не остановит производство без необходимости. Всегда. В любое время.

ВЫ МОЖЕТЕ СДЕЛАТЬ ЭТО

Интеллектуальная и современная система противоаварийной защиты на службе вашего предприятия. Интеллектуальная система ПАЗ от компании Emerson за предлагает современный подход к контролю безопасности предприятия и диагностике состояния всего контура безопасности по требованию. Вы можете быть уверены, что ваша система остановит процесс в нужный момент и продолжит безопасную работу даже при выходе из строя одного из п компонентов. Электронная кроссировка в системе DeltaV SIS обеспечивает гибкость реализации ко защитных функций просто и безопасно, и избавляет вас от выполнения трудоемких задач, доработок за и повторного проектирования, характерных для традиционного метода кроссировки. Это современное решение и ваше спокойствие. Более подробная информация на сайте: Эт www.emersonprocess.com/ru/deltaVSIS

Логотип Emerson является торговой маркой и знаком обслуживания Emerson Electric Co. © 2014 Emerson Electric Co.

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Sakhalin Retrospective Reveals the Foundation of Russia’s Offshore Experience and LNG Strategy Сахалинская ретроспектива – об истоках российского опыта в освоении шельфа и основных принципах стратегии производства СПГ

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

SAKHALIN | САХАЛИН

Sakhalin Energy Celebrates 20 Years of Many “Firsts” as Russia’s Pioneer in Offshore and LNG «Сахалин Энерджи», российский первопроходец на шельфе и первый в стране поставщик СПГ, отмечает свое 20-летие

Ровно 20 лет назад «Сахалин Энерджи» положила начало первому российскому проекту по добыче нефти и газа на шельфе. С момента подписания соглашения о разделе продукции (СРП), предусматривающего разработку Пильтун-Астохского и Лунского месторождений в рамках проекта «Сахалин-2», компания-оператор неоднократно становилась первопроходцем отрасли: она построила первый в стране завод по сжижению природного газа, первой заключила долгосрочные контракты на поставку СПГ, первой примерила на себя роль поставщика углеводородов на рынки стран АзиатскоТихоокеанского региона.

PHOTOS: SAKHALIN ENERGY / ФОТОГРАФИИ: САХАЛИН ЭНЕРДЖИ

It has been 20 years since Sakhalin Energy initiated Russia’s first foray into offshore oil and gas production. Since its stakeholders signed the Sakhalin-2 production sharing agreement (PSA) to develop the Piltun-Astokhskoye and Lunskoye oil and gas fields in 1994, there have been many other firsts as well: Russia’s first LNG plant, the country’s first long-term contracts for LNG sales, Russia’s first steps as a hydrocarbon supplier to Asia-Pacific markets and much more.

22

ARCTIC | АРКТИКА

“Offshore Platform Is No Place for Experiments” «Морская платформа – не место для экспериментов»

40

ASSOCIATED GAS | ПНГ

Russian Oil Firms Turn Associated Gas into Valuable Resource Нефтяники превратят ПНГ в ценный ресурс

16

OIL PRICING | ЦЕНОВАЯ ПОЛИТИКА

Staying Within Price Corridor Who’s trying to knock down the price of oil and why Russia is not the only one upset

Удержаться в коридоре

46

Кто хочет «уронить» цену на нефть и почему это невыгодно не только России

4

Oil&GasEURASIA

#2 February 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION TECHNICAL TRAINING TOURS | ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ

Training in the USA for Russian Oilfield Specialists! Обучение в США для российских нефтяников!

50

ANCHORS | ЯКОРЯ

Самозакапывающиеся якоря для систем удержания морских объектов 52

OFFSHORE | ШЕЛЬФ

First Russian Arctic Offshore Oil Production Project Executed Using Baker Hughes B.V. Downhole Technologies

54

Первый проект по добыче нефти на шельфе российской Арктики осуществляется с помощью внутрискважинных технологий Baker Hughes B.V.

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Transoil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я обложка

Honeywell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

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

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

Emerson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

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

Fluke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

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

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex SPECIAL CORRESPONDENT Vladimir Shlychkov COVER ILLUSTRATION Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ Владимир Шлычков ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

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

www.oilandgaseurasia.com

66

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

e-mail: info@eurasiapress.com

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

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

OTC 2014 2014 Spotlight on New TechnologySM Award Winners

Компании, представленные к награде «Новые технологии в центре внимания» 2014 года

The Offshore Technology Conference (OTC) exhibition recognizes innovative technologies each year with the Spotlight on New TechnologySM Award. This awards program showcases the latest and most advanced technologies that are leading the industry into the future. This year OTC will take place May 5-8 in Houston, Texas.

На международной выставке и конференции по шельфовым технологиям (OTC) ежегодно присуждаются награды в номинации «Новые технологии в центре внимания». В программе представлены самые современные передовые технологии, за которыми будущее отрасли. В этом году OTC пройдет 5-8 мая в Хьюстоне (Техас, США).

Baker Hughes

Baker Hughes

LaunchPRO™ Wireless Top Drive Cement Head

Беспроводная система LaunchPRO™

The Baker Hughes LaunchPRO™ wireless top drive cement head is a remote-activation system for deepwater applications. LaunchPRO launches balls, plugs or darts wirelessly during cementing of extremely heavy subsea long strings and long, heavy liners. LaunchPRO’s remote wireless operation reduces HSE risk by reducing manual intervention and rig time, while optimizing reliability.

LaunchPRO’s operation is powered by rig air through a single pneumatic hose that can be tethered to the cementing line to reduce the risk of damage during cementing operations.

A wireless pressure transducer provides real-time data to the cementing operator to allow for adjustments during cementing operations.

Беспроводная верхнеприводная цементировочная головка LaunchPRO™ компании Baker Hughes – это дистанционно-активируемая система для глубоководного применения. Система LaunchPRO спускает шары, пробки или наконечники беспроводным способом во время цементирования очень тяжелых длинных подводных колонн и длинных тяжелых хвостовиков. Дистанционно управляемые беспроводные операции с помощью LaunchPRO снижают риски, связанные с безопасностью, охраной труда и окружающей среды, за счет сокращения манипуляций с участием оператора и времени нахождения станка на точке, одновременно повышая надежность. LaunchPRO приводится в действие с помощью пневматической системы станка через единый пневматический шланг, который можно привязывать к цементировочной линии для уменьшения риска повреждения во время цементировочных работ. Беспроводной датчик давления предоставляет оператору данные по цементированию в реальном времени, что позволяет быстро вносить корректировки в ходе цементировочных работ.

FMC Technologies ISOL-8 Pump FMC Technologies Schilling Robotics has developed an isolated pump – ISOL-8 Pump – that enables secondary intervention for BOPs in compliance with API Standard 53. The ISOL-8 Pump is tightly integrated with FMC’s UHD III Remotely Operated Vehicle (ROV), and uniquely meets the 45-second requirement for closing BOP shear rams. The

8

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

FMC Technologies Насос ISOL-8 Schilling Robotics, принадлежащая FMC Technologies, разработала автономный насос – ISOL-8, который позволяет проводить дополнительные операции с ПВО в соответствии со стандартом 53 АНИ. Насос ISOL-8 хорошо интегрируется с подводным дистанционно управляемым аппаратом UHD III компании FMC и является единственным насосом, обеспечивающим закрытие срезающих плашек превентора за 45 секунд. Насос ISOL-8 включает независимые поршни, которые синхронизируются с помощью программного управления. Благодаря гибкой конфигурации Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

ISOL-8 Pump consists of independent pistons synchronized with software control. Flexible configuration allows optimization for a variety of demands and can simultaneously provide up to 50 gpm at 5,000 psi. Compared to existing industry solutions, this system is depth insensitive and can save operators up to $4-million per rig.

возможна оптимизация для различных потребностей, при этом насос может обеспечивать подачу до 50 гал/мин (189 л/мин) при давлении 5 000 фунт/кв. дюйм (344,74 бар). По сравнению с применяющимися в промышленности решениями, данная система нечувствительна к глубине и может сэкономить операторам до $4 млн на станок.

FMC Technologies

FMC Technologies

Offshore Footless Loading Arm (OLAF)

Безопорный морской нагрузочный рукав (OLAF)

The Offshore Footless Loading Arm (OLAF) has been specifically developed for LNG transfer between FLNG and conventional LNG Carrier, in side by side moored arrangement, located far from the coast in offshore conditions. The OLAF design is able to accommodate the large elevations difference between FLNG deck, where it is based, and LNG Carrier piping connection at lower level, without overloads. OLAF covers 100 percent of side by side operability in harsh environmental conditions, thanks to its concept, its targeting system for connection assistance and Constant Position Monitoring System, SIL3, to manage the emergency disconnection.

Безопорный морской нагрузочный рукав (Offshore Footless Loading Arm – OLAF) разработан специально для перегрузки СПГ с плавучего завода-терминала на танкер, заякоренный параллельно терминалу на значительном расстоянии от берега. Конструкция нагрузочного рукава позволяет избежать перегрузок при больших перепадах высот между палубой плавучего завода-терминала, где расположен рукав, и соединительными трубами танкера СПГ, находящимися на более низком уровне. Благодаря своей конструкции, системе позиционирования, облегчающей соединение, и системе контроля фиксированного положения, OLAF обеспечивает 100%-ю работоспособность системы при параллельном размещении в суровых климатических условиях. Быстрое отсоединение рукава в аварийных ситуациях обеспечивается благодаря системе SIL3, позволяющей постоянно контролировать его положение.

GE Oil & Gas SeaLytics™ ПО

GE Oil & Gas SeaLytics™ The SeaLytics solution enables drilling contractors to monitor performance and plan maintenance of BOPs using predictive analytics based on actual component performance data.

SeaLytics can improve BOP system uptime, reduce unnecessary maintenance, and lead to better cost forecasting all of which provide significant performance benefits to the user.

GE Oil & Gas Zenith GFI™ Ground Fault Immune ESP Monitoring System On average, 15 percent of ESP well monitoring systems fail to provide data following earth leakage in the ESP cable. While the ESP continues to run, interference renders gauge readings unobtainable. Operators are faced with workover or running motors at lower rates, and with a larger head of fluid to safeguard from pump off. The pioneering Zenith GFI Ground Fault Immune ESP monitoring system Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Программа SeaLytics позволяет буровым подрядчикам контролировать показатели работы и планировать техническое обслуживание ПВО, используя прогнозную аналитику, основанную на реальных рабочих показателях компонентов оборудования. SeaLytics может увеличить время безотказной работы систем ПВО, сократить ненужное техническое обслуживание и более точно оценить затраты, что обеспечит значительные преимущества при эксплуатации оборудования.

GE Oil & Gas Устойчивая к замыканию на землю система Zenith GFI™ для контроля ЭЦН В среднем, 15% скважинных систем контроля работы ЭЦН перестают обеспечивать данные после утечки тока в кабеле ЭЦН. В то время как ЭЦН продолжает работать, показания приборов становятся недоступными из-за помех. Операторам приходится либо проводить ремонтные работы, либо эксплуатировать насосы с пониженной подачей и увеличенным гидравлическим напором для предупреждения их отключения. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

#4 April 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ from GE offers a solution which cannot be disturbed by ground faults, empowering operators with the ability to maintain well surveillance essential for production optimisation and pump protection, despite fault conditions.

Geoservices FLAG Fluid Loss and Gain Detection Service The FLAG* fluid loss and gain detection service aims to meet the growing challenges of increasingly complex drilling programs in ever deeper waters with an essential early warning system that is highly sensitive to fluctuations, but intelligent enough to help prevent false alarms. With uniquely faster response time compared to previous systems, the FLAG service provides accurate fluids monitoring and precise coriolis flow metering with any drilling fluid on any rig, and in operating conditions including drilling, tripping, circulating and cementing. *MARK OF SCHLUMBERGER

Halliburton Drill Bits and Services TDReam™ Tool In a traditional reaming-while-drilling BHA the reamer is placed above the RSS and LWD tools, creating a long rathole and requiring an extra trip to enlarge the hole to TD. Challenged to design a tool to increase efficiency, Halliburton has responded with a solution that has the added benefits of optimized steerability and fluid flow, and reduced tool length based on the proven reliability of the NBR® reamer technology. The TDReam™ tool is Halliburton’s newest downhole innovation designed to significantly reduce rathole length and reach TD in one run.

Инновационная система контроля работы ЭЦН Zenith GFI (устойчивая к замыканию на землю) от компании GE предлагает решение, которое не нарушается замыканиями на землю и позволяет операторам контролировать работу скважины, обеспечивая оптимальную добычу и защиту насосов даже в режиме короткого замыкания.

Geoservices Система FLAG для контроля уровня жидкости Система FLAG*, спроектированная с учетом возрастающей сложности буровых работ на морских месторождениях в условиях увеличивающихся глубин, позволяет контролировать потерю и прирост объема жидкости. Система реагирует на перепад уровня жидкости при раннем предупреждении, но при этом защищена от ложных сигналов тревоги. У FLAG самое короткое время срабатывания, по сравнению с существующими системами. Она обеспечивает точный контроль уровня жидкости и тщательное измерение потока расходомером Кориолиса, вне зависимости от типа бурового раствора, модели буровой установки и вида работ, включая бурение, СПО, промывку и цементирование. *МАРКА КОМПАНИИ SCHLUMBERGER

Halliburton Drill Bits and Services Инструмент TDReam™ В традиционной КНБК для проработки ствола в процессе бурения расширитель помещается над роторной управляемой системой (RSS) и инструментами для каротажа во время бурения (LWD). При этом участок ствола малого диаметра достигает значительной длины, и, чтобы увеличить ствол скважины до проектной глубины забоя, требуется дополнительный рейс инструмента. Специалисты Halliburton разработали инструмент, повышающий эффективность работы и позволяющий существенно уменьшить участок ствола малого диаметра, достигнув проектной глубины за один рейс – TDReam™. Данная разработка обеспечивает такие преимущества, как оптимизация управления инструментом и потоком жидкости, а также уменьшение длины колонны при повышении надежности за счет использования технологии расширителя NBR®.

SBM Offshore Вертлюг, рассчитанный на очень высокое давление

SBM Offshore Very High Pressure Fluid Swivel Building on SBM Offshore’s unrivalled knowhow and experience in stateof-the-art fluid swivel design, this pioneering new technology increases the operating range of high pressure swivels by using a patented technique to cascade the pressure drop

10

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

SBM Offshore разработала инновационную технологию, позволяющую увеличить рабочий диапазон вертлюгов высокого давления. В разработке использовалась запатентованная методика каскадного распределения перепада давления по нескольким уплотнениям. Двенадцатидюймовый опытный образец тороидального вертлюга был полностью сертифицирован для работы при давлении до 830 бар по манометру (12 000 индикаторных фунтов на кв. дюйм), включая проведение длительных испытаний на усталостную прочность; в потенциале он может работать при давлении, превышающем 1 000 бар по манометру (14 500 индикаторных фунтов на кв. дюйм). Данный вертлюг предназначен, в частности, Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

over multiple seals. The 12-inch prototype toroidal swivel has been fully qualified to 830 barg (12,000 psig), including long term endurance test runs, and has the potential to operate at over 1,000 barg (14,500 psig). This swivel is specifically aimed at gas or water injection from FPSOs into ultra-high pressure reservoirs, such as the lower tertiary fields of the U.S. Gulf of Mexico.

Schlumberger Seismic Guided Drilling Pore-Pressure Prediction Ahead of the Bit Seismic Guided Drilling (SGD*) predicts formation pressures hundreds of meters ahead of the bit while drilling.

The SGD service uses both surface seismic and logging-whiledrilling (LWD) data to provide a 3D look-ahead velocity model with reduced uncertainty. This model leads to better geological and geomechanical description enabling proactive drilling decisions, particularly in deepwater exploration. Velocities ahead of the bit are re-calculated from seismic reflections by using LWD velocities behind the bit as a constraint.

Compared with pre-drill predictions, this provides much more accurate results, which can be used in velocity-topressure transforms to give more reliable formation pressures. *MARK OF SCHLUMBERGER

Weatherford CasingLink™ The CasingLink™ EM Antenna System was developed to address the signal attenuation encountered while drilling in deeper depths with an EM telemetry system. This method employs an insulated wire that is externally attached to a standard casing string; a borehole receiver typically located downhole and connected to the casing; and a surface transceiver. The borehole receiver picks up the EM signal at the casing conНефть и ГазЕВРАЗИЯ

для закачки газа или воды с плавучих нефтекомплексов в пласты с экстремально высоким давлением, например, на нижнетретичных месторождениях американской части Мексиканского залива.

Schlumberger Прогнозирование порового давления перед долотом с использованием системы сейсмического управления бурением Система сейсмического управления бурением (Seismic Guided Drilling – SGD*) предсказывает пластовое давление на сотни метров перед буровым долотом в процессе бурения. В системе SGD используются данные как наземной сейсморазведки, так и каротажа во время бурения (LWD) для создания 3D прогностической пластовой модели с пониженной неопределенностью. Эта модель позволяет получить более точное геологическое и геомеханическое описание, что позволяет принять упреждающие решения по бурению, особенно в глубоководных разведочных работах. Скорости перед долотом пересчитываются на основе сейсмических отраженных волн, с использованием скоростей за долотом, полученных по каротажу в процессе бурения, в качестве ограничителей. При сравнении с прогнозами до бурения, данная система обеспечивает намного более точные результаты, которые можно использовать в пересчете скорости в давление для получения более надежных значений пластового давления. *МАРКА КОМПАНИИ SCHLUMBERGER

Weatherford Система CasingLink™ Электромагнитная антенная система CasingLink™ разработана для решения проблемы ослабления сигнала при глубоководном бурении с использованием электромагнитных телеметрических систем. Система состоит из следующих компонентов: изолированного провода, крепящегося снаружи на стандартной обсадной колонне, внутрискважинного приемника, обычно расположенного на забое и соединенного с обсадной колонной, а также находящегося на поверхности приемопередатчика. Внутрискважинный приемник ловит электромагнитный сигнал у места соединения с обсадной колонной и передает его по внешнему проводу к наземному приемопередатчику, который декодирует электромагнитный сигнал. Провод выходит от обсадной колонны у поверхности и проходит через устьевое оборудование, модифицированное для прохода кабеля. В передающем проводе происходит ничтожно малое ослабление сигнала, что позволяет увеличивать глубину телеметрии. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

11

#4 April 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ nection terminal and transmits it via the external signal wire to the surface transceiver, which decodes the EM signal. The wire exits the casing near the surface and passes through a wellhead modified to accept the cable pass through. There is negligible signal attenuation within the transmission wire, which increases telemetry depth.

West Production Technology AS SwarfPak Technology SwarfPak is a superior technology for P & A and slot recovery with significantly reduced rig time and reduced environmental footprint.

The most revolutionary characteristic of the SwarfPak technology is that all the swarf particles will be deposited and left down-hole, avoiding the use of surface swarf handling equipment which is a major logistical and environmental challenge. Another benefit is that the milling speed is greatly increased. Typical milling speed with SwarfPak is three-six times faster than conventional milling technology.

WesternGeco IsoMetrix Marine Isometric Seismic Technology IsoMetrix* marine isometric seismic technology enables the first truly 3D measurement of seismic wavefields using towed streamers. It delivers high-fidelity pointreceiver seismic data while overcoming spatial bandwidth compromises that limited all previous towed-streamer methods. A unique new streamer design that includes measurement of the vertical and crossline gradient of the seismic wavefield enables unaliased reconstruction of the pressure wavefield between the streamers. The resulting fine isometric sampling in both crossline and inline directions provides the most accurate images of the subsurface ever recorded, making the data suitable for many interpretation and reservoir modeling applications in exploration and reservoir development.

West Production Technology AS Технология SwarfPak SwarfPak представляет собой самую передовую технологию для установки цементных пробок, ликвидации скважин и извлечения использованного кондуктора из прорези окна для бурения, позволяющая заметно сократить время использования бурового станка и уменьшить масштаб воздействия на окружающую среду (т.н. «экологический след»). Инновационная особенность SwarfPak заключается в том, что все частицы металлической стружки осаждаются и остаются на забое, при этом не требуется использовать наземное оборудование для удаления стружки, что обычно создает значительные проблемы с точки зрения логистики и охраны окружающей среды. Другое преимущество данной технологии – значительное повышение скорости фрезерования. В среднем, SwarfPak повышает этот показатель в три-шесть раз по сравнению с традиционными технологиями фрезерования.

WesternGeco Технология морской изометрической сейсморазведки IsoMetrix Технология морской изометрической сейсморазведки IsoMetrix* позволяет впервые проводить реальное 3D измерение полей сейсмических волн, используя буксируемые сейсмокосы. Она обеспечивает сейсмические данные высокой точности в точке приема, решая при этом проблему сокращения ширины полосы пространственных частот, которое ограничивало все предыдущие методы с буксируемыми сейсмокосами. Уникальная новая конструкция косы позволяет проводить измерение вертикальных и поперечных градиентов полей сейсмических волн и дает возможность осуществлять неискаженную реконструкцию волнового поля продольных волн между косами. Результирующая частая изометрическая дискретизация в поперечном и продольном направлениях дает наиболее точные из когда-либо полученных изображения геологической среды; получаемые данные подходят для различных работ по интерпретации и моделированию пласта при геологических исследованиях и разработке месторождений. *МАРКА КОМПАНИИ SCHLUMBERGER

*MARK OF SCHLUMBERGER

AMETEK Crystal Engineering представляет компаратор давления GaugeCalHP и цифровой манометр XP2i AMETEK Crystal Engineering Launches GaugeCalHP and XP2i Feature Leakfree Crystal Pressure Fittings A new hydraulic pressure comparator with industryleading safety features and a high-pressure version of its popular XP2i test gauge have been introduced by Crystal Engineering. Both the GaugeCalHP pressure comparator and high-pressure XP2i test gauge are rated to 15,000 psi / 1,000 bar / 100 MPa.

12

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

Crystal Engineering предлагает новый гидравлический компаратор давления, отличающийся самыми высокими в отрасли характеристиками безопасности, рассчитанный на высокое давление и версию популярного цифрового манометра XP2i рассчитанных на давление 100 МПа (1 000 бар, 15 000 фунтов на кв. дюйм).

Компаратор давления Компаратор давления GaugeCalHP позволяет осуществлять контроль и калибровку давления воды, масла или нефти как в полевых, так и в лабораторных условиях.

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ К числу его важнейших преимуществ относятся возможность беспрепятственной точной настройки под давлением до 100 МПа и патрубок с шарнирным соединением, обеспечивающим быстрое совмещение. Поворотный патрубок позволяет соединять прибор с крупными манометрами. Резервуар устройства может быстро создавать небольшое дополнительное давление, вытесняя воздух из дренажного отверстия, что способствует стабильности показаний. Излишек жидкости отводится в поддон. Быстросъемные адаптеры Crystal (CPF – подана заявка на патент) обеспечивают герметичное уплотнение соединений без применения инструментов. Самовентилирующееся дренажное отверстие позволяет пользователям предварительно убеждаться в безопасности отсоединения прибора от системы, находящейся под давлением. Запас прочности фитингов CPF и шлангов – самый большой в отрасли (4:1).

Цифровой манометр

Pressure comparator The highly versatile GaugeCalHP is suitable for test and calibration use with water or oil, either in the field or the laboratory Key features include a fine adjust that is easy to use at 15,000 psi and a connection fitting with quick alignment swivel capability. A pivoting manifold rotates to fit largesize gauges. To increase stability, the device’s reservoir can quickly add a small amount of pressure to bleed air out of the weep hole. A drip tray captures excess fluid.

The patent-pending Crystal Pressure Fittings (CPF) add unique O-ring sealing for leak-free connections without tools The self-venting weep hole alerts users before they disconnect from a pressurized system. CPF fittings and hoses come with an industry first 4:1 safety factor.

Износостойкий, искробезопасный манометр XP2i предлагается в версии, рассчитанной на давление до 100 МПа. К числу его важнейших преимуществ относятся соответствующий стандарту IP-67, пригодный к использованию в море (на глубине до 1 м) корпус, возможность функционирования в режиме быстродействующего предохранительного клапана давления и герметичное соединение с помощью нагнетательного фитинга Crystal. Функция активной цифровой компенсации температурного расширения обеспечивает регистрацию показаний с точностью до 0,1% при температуре от –10 до 50 °С. В версии со сдвоенным дисплеем цифровой манометр позволяет пользоваться дополнительными функциями, такими, как измерение скорости утечки, тарирование и измерение перепада давления (после подсоединения второго манометра XP2i). Поставляемый по заказу дополнительный модуль DataLoggerXP позволяет пользователям регистрировать до 32 точек данных и экспортировать данные в формате программы Excel.

Emerson впервые в мире обеспечит оперативную проверку надежности волноводных радаров

PHOTO / ФОТО: CRYSTAL ENGINEERING

● New GaugeCalHP pressure comparator from Crystal Engineering provides advanced safety features for use with water or oil, in the laboratory or in the field ● Новый компаратор давления GaugeCalHP компании Crystal Engineering отличается улучшенными характеристиками безопасности и может использоваться как в лабораторных, так и в полевых условиях Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Emerson Process Management представила технологию, впервые в мире обеспечивающую оперативную проверку волноводного радарного уровнемера. Уровнемеры GWR Rosemount® серии 5300 с функцией проверочного отражателя разработаны для условий, требующих периодической проверки надежности уровнемера с целью предотвращения переполнения емкости. Уровнемер 5300 с проверочным отражателем позволяет автоматически проводить проверку целостности устройства без остановки процесса или подъема уровня продукта в емкости вручную. Регулируемый контрольный отражатель, соединенный с зондом волноводного радарного уровнемера, устраняет необходимость указанных действий. Это позволяет снизить риск аварийных проливов и существенно ускорить поверку или проверочное испытание устройства, благодаря чему сокращаются расходы, увеличивается период работоспособности системы и повышается уровень безопасности персонала. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

#4 April 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Test gauge Crystal Engineering’s rugged, intrinsically safe XP2i pressure gauge is now available for pressures up to 15,000 psi. Key features include IP-67 rated, marine-grade enclosure (submersible up to 1 meter), a fast pressure safety valve (PSV) mode and a leak-free Crystal pressure fitting connection. Active Digital Temperature Compensation assures 0.1 percent of reading accuracy from –10 to 50 C. The dual display version adds additional features, including leak rate, tare mode, and differential pressure (when connected to a second XP2i). The optional DataLoggerXP upgrade lets users record up to 32,000 data points and export the data into Excel.

Emerson Introduces the World’s First Online Guided Wave Radar Integrity Testing Emerson Process Management introduces the world’s first online Guided Wave Radar (GWR) transmitter and probe testing function. The Verification Reflector function, now available with the Rosemount® 5300 Series GWR transmitters, is designed for applications requiring periodical transmitter integrity tests to ensure that the level measurement device functions correctly and overfilling will not occur.

The 5300 with Verification Reflector enables automated transmitter integrity tests without stopping the process or manually raising the product level in the vessel. The Verification Reflector function eliminates the need for this procedure by using an adjustable reference reflector fitted to the probe of the guided wave radar. This helps to reduce costs, increase plant uptime and improve staff safety.

Во время подготовки к эксплуатации данные о месте расположения и амплитудные характеристики отражателя сохраняются в уровнемере. В ходе проверки сохраненные данные по отражателю сравниваются с текущими измерениями для подтверждения целостности электронных средств измерений и верхней части зонда. По сравнению с традиционной диагностикой, при которой контролируется только электронная часть уровнемера, проверочный отражатель может использоваться для диагностики любых проблем, включая накопление продукта, контроль коррозии и др. Диагностика в этом случае осуществляется верхними частями зонда, находящегося внутри резервуара. Во время проверки уровнемер выдаст значение уровня, соответствующее положению отражателя, которое можно будет использовать для подтверждения достоверности выходных данных уровнемера. Тестовая функция позволяет определить точность настройки уровнемера и подтверждает, что цепь сигнализации совмещена с уровнем отражателя, значение которого передается в диспетчерский пункт. Кроме того, ПО Rosemount Radar Master обеспечивает дистанционный доступ к данной функции. Простой в установке и наладке, проверочный отражатель подходит для уровнемеров Rosemount серии 5300 с одиночными гибкими зондами из нержавеющей стали (4 мм) и микропрограммами 2.H0 или более поздними версиями, при предоставленной программной опции. Отражатель можно также настроить для работы с имеющимися в наличии приборами, соответствующими указанным техническим характеристикам. Уровнемеры Rosemount серии 5300 легко устанавливаются, и на них практически не влияют изменения технологических условий. При отсутствии движущихся частей, требования к техобслуживанию минимальны. Уровнемеры подходят для использования в технологических емкостях, а также в условиях, предъявляющих повышенные требования к контролю и безопасности.

Avo Photonics и Weatherford разработали многоканальный скважинный фотометр

PHOTO / ФОТО: EMERSON

● Emerson’s Rosemount 5300 Series GWR are now available with unique Verification Reflector function for online device integrity testing ● Уровнемеры Rosemount серии 5300, выпускаемые Emerson, оснащены функцией проверочного отражателя для оперативной проверки надежности устройства

14

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

Avo Photonics, компания, специализирующаяся на проектировании оптоэлектроники, совместно с группой разработки оптических датчиков подразделения НИОКР департамента Геофизические исследования скважин Weatherford International, спроектировала и провела успешные испытания многоканального скважинного фотометра. Несколько испытаний прошли в полевых условиях; в настоящее время датчик запущен в серийное производство для последующего коммерческого использования компанией Weatherford. Анализатор пластовой жидкости (RFA) подходит для приборов диаметром 4,5 дюйма, используемых для анализа скважинных флюидов на глубине до 5 км от поверхности земли. Конструкция датчика позволяет выполнить высококачественный фотометрический анализ при рабочих температурах от –20 до 177 °C и дифференциальных давлениях до 207 МПа (30 000 фунт/кв. дюйм).

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

During commissioning, the location and amplitude characteristics of the reflector are stored in the transmitter.

When the test procedure is later initiated, the stored reflector data is compared to the current measurement to verify the integrity of the measurement electronics and upper part of the probe.

Compared with traditional diagnostics that only monitor the transmitter electronics, the verification reflector can also be used to diagnose any problems with the upper parts of the probe inside the tank. These include product build-up, corrosion monitoring, etc.

During the test, the transmitter will output a level corresponding to the reflector position, which can be used to verify the integrity of the transmitter output.

The Test function shows that the guided wave radar has been correctly configured and confirms that the alarm loop is working with a reflector level being displayed in the control room. In addition, the Test function can be accessed remotely using Emerson’s Rosemount Radar Master software package.

Easy to fit and adjust, the Verification Reflector is suitable for Rosemount 5300 Series guided wave radars with single flexible stainless steel probes (4 mm) and firmware 2.H0 or higher, with the software option enabled. The reflector can also be retrofitted to existing devices to this specification.

Rosemount 5300 Series GWR level transmitters are easy to install and are virtually unaffected by changing process conditions. With no moving parts, maintenance requirements are minimized. They are capable of handling the most challenging applications including process vessels, control and safety.

Avo Photonics and Weatherford Develop Downhole Multi-Channel Photometer Custom opto-electronic design and production specialist Avo Photonics in collaboration with the Wireline R&D optical sensor group at Weatherford International has successfully designed and validated the performance of a downhole multi-channel photometer. The sensor has now completed several field trials and is being volume manufactured by Avo Photonics for Weatherford commercial deployment.

The Reservoir Fluid Analyzer (RFA) sensor conforms to a 4.5 inch diameter space performing downhole fluid analysis up to 5 kilometers below the earth’s surface. The sensor design allows the device to perform high-quality photometric analysis while withstanding operating temperatures from –20 to 177 C with total differential pressures up to 30,000 psi.

● Avo-produced multi-channel photometer inside the Weatherford sensor ● Компания Avo выпустила многоканальный фотометр для использования с датчиками Weatherford PHOTO / ФОТО: AVO PHOTONICS

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

15

ASSOCIATED GAS

Russian Oil Firms Turn Associated Gas into Valuable Resource

Нефтяники превратят ПНГ в ценный ресурс Elena Zhuk

T

he Russian government’s drive to make oil firms use associated petroleum gas (APG) more efficiently and reduce environmental impact caused by flaring is bearing fruit already – official stats confirm that oil producers have been continually flaring less APG over the last couple of years. In 2012, a total of 17.1 billion cubic meters was flared and last year the volume dropped to 15.8 billion cubic meters. This year, it could be further reduced to 11.2 billion cubic meters, Anastasia Artamonova, head of the Gas Industry Monitoring Group at the Russian Energy Ministry’s Central Dispatch Directorate, said at the Fifth International Conference “Associated Petroleum Gas 2014”. The ministry’s statistics could be tentative and not reflecting the real picture since not every flare unit at an oilfield is fitted with sensors that register the volume of APG flaring.

“In 2008, only 48.3 percent of flare units in Russia were equipped with measurement tools,” Rostekhekspertiza Association general director Alexei Aksyonov told the conference. Six years ago, in September 2008, Rostekhnadzor

16

Елена Жук

И

нициатива российского правительства, направленная на более эффективное использование попутного нефтяного газа и минимизацию ущерба, наносимого окружающей среде в результате его сжигания, уже приносит свои плоды – официальная статистика подтверждает, что нефтедобывающие компании стали сжигать меньше ПНГ. Если в 2012 году на факелах было сожжено 17,1 млрд м³ попутного газа, то в 2013 году этот показатель снизился до 15,8 млрд м³, а в текущем году может сократиться до 11,2 млрд м³. Эти цифры на пятой международной конференции «Попутный нефтяной газ 2014» озвучила руководитель группы мониторинга газовой промышленности ЦДУ ТЭК Анастасия Артамонова. К слову, официальная статистика в определенной мере условна и не отражает реальной картины, поскольку не все факельные установки на промыслах сегодня оборудованы датчиками, которые регистрируют объемы сжигаемого ПНГ. «В 2008 году средствами измерения было оборудовано только 48,3% факельных систем в России», – сообщил на конференции генеральный директор НО Ассоциация «Ростехэкспертиза» Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

ПНГ

SOURCE: ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

Алексей Аксенов. Тогда же, в сентяwatchdog decided to introduce ● Fig. 1 APG use in Russia in 2012 бре 2008 года было принято решеa register of APG flare units. ● Рис. 1 Использование ПНГ в России ние о ведении Ростехнадзором However, as Aksyonov told OGE, в 2012 году реестра факельных систем по the work to create the register сжиганию ПНГ. Но, как рассказал “isn’t being conducted today, Аксенов НГЕ, работа по созданию unfortunately and the issue of реестра «сегодня, к сожалению, не the installation of measurement ведется, и ситуация с установкой tools has improved only insigniизмерительного оборудования ficantly.” At a number of fields хоть и улучшилась, но незначиthese devices had aged and were тельно». На ряде месторождений subsequently dismantled. “And за прошедший период средства still, around 70 percent of the измерения устарели и были total number of flare units are демонтированы. «Но около 70% equipped with measurement от общего количества установок devices. The major impact was сегодня все-таки снабжены средmade by Rosneft, which has fitствами измерений. Во многом, ted nearly 100 percent of its благодаря тому, что этим занялась flare units with sensors com„Роснефть“, оснастившая почти pared to 6.8 percent in 2008,” 100% установок, в то время как Aksyonov said. в 2008 году датчиков было тольAccording to him, the only ко 6,8% от необходимого количеpositive effect of sensor instalства», – отметил Аксенов. lation is the detection of increПо его словам, еще одним положительным моментом в mental APG production. “During the geological exploration stage samples are taken from the depth where the gas fac- результате установки датчиков является выявление дополtor due to pressure could be a lot lower than at the surface. нительных объемов добычи ПНГ. «На этапе геологического Earlier, TNK-BP faced the same problem and today Rosneft исследования отбираются пробы на глубине, где газовый and Gazprom Neft are facing it. Oil output has increased фактор с учетом давления может быть значительно ниже, чем insignificantly, while APG production has doubled,” adds на поверхности, – комментирует Аксенов. – С такой проблемой сталкивались ранее в ТНК-BP и сталкиваются сегодня в Aksyonov.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

17

#4 April 2014

ASSOCIATED GAS ● Аccording to Rostekhekspertiza Association general director Alexei Aksyonov, six years ago only 48.3 percent of flare units in Russia were equipped with measurement tools ● По словам генерального директора НО Ассоциация «Ростехэкспертиза» Алексея Аксенова, в 2008 году средствами измерения было оборудовано только 48,3% факельных систем в России

PHOTO / ФОТО: CREON ENERGY

PHOTO / ФОТО: CREON ENERGY

In his opinion, the case of Surgutneftegaz, which produces 20 percent of oil and 50 percent of gas in the KhantyMansiysk Autonomous District (KhMAO), is exemplary when dealing with the issue of APG. “They’re short of gas. At the same time, they report actual amounts of produced gas: sensors work in realtime mode and record data from the stage of production to its use,” says the expert.

According to Aksyonov, discovered volumes of gas could be sufficient to fill the oil producers’ hypothetical gas processing plants. The issue of building the plants for processing associated gas has been the focus of the recently created gas processing cluster and oil majors in KhMAO, which today – faced with the lack of their own processing facilities – send APG to third-party processing, chiefly to SIBUR. Meanwhile, oil producers sustain losses as the cost of production by far exceeds the actual price of supply to gas processing plants, Akhmed Gurbanov, senior manager at LUKOIL’s Directorate for Coordination of Gas Energy Operations and Petrochemicals & Gas Processing Products Sales, told the conference.

Among the factors influencing the APG pricing he singled out the lack of solvent quotations, lack of state regulation of this type of product, logistic limitations – the possibility of only using pipelines, and the high incremental cost of logistics compared to oil and petroleum products. “The lack of a justified price of APG is the problem,” Gurbanov said, adding that, according to LUKOIL data, the cost of APG production on average in the industry ranges from 4,000 to 5,000 rubles per 1,000 cubic meters, while estimated cost is 3,036 rubles per 1,000 cubic meters and the gas is eventually sold to gas processing plants at a price of 600 to 1,200 rubles per 1,000 cubic meters. In this situation, produced APG becomes a concern for the producer in terms of environmental responsibility and requires utilization, so the

18

„Роснефти“ и „Газпром нефти“. Объем добычи нефти увеличился незначительно, а добычи ПНГ – в два раза». По мнению эксперта, показательным является пример «Сургутнефтегаза», который добывает немногим менее 20% нефти и около 50% газа в ХМАО. «Им не хватает газа. При этом они показывают фактическое количество добытого газа: счетчики в режиме реального времени фиксируют его объемы от добычи до использования», – говорит эксперт. Аксенов считает, что выявленных объемов газа могло бы хватить и для наполнения нефтедобывающими компаниями мощностей потенциальных собственных газоперерабатывающих заводов. Вопрос создания ГПЗ для переработки попутного газа находится в фокусе внимания недавно созданного в Югре газоперерабатывающего кластера и крупных нефтедобывающих компаний, которые сегодня, в том числе и по причине недостатка объемов газа для строительства собственных эффективных перерабатывающих мощностей, сдают ПНГ на переработку, в основном, «СИБУРу». При этом, добывающие компании терпят убытки, так как себестоимость добычи намного превышает фактическую цену поставок на ГПЗ, рассказал на конференции старший менеджер Управления координации газоэнергетической деятельности и продаж продуктов нефтехимии и газопереработки ОАО «ЛУКОЙЛ» Ахмед Гурбанов. Среди факторов, влияющих на ценообразование для ПНГ, он выделил отсутствие ликвидных котировок, отсутствие госрегулирования этого вида продукции, логистические ограничения – возможность использования только трубопроводов, высокую удельную стоимость логистических затрат в сравнении с нефтью и нефтепродуктами. «Проблема заключается в отсутствии справедливой цены на ПНГ», – отметил Гурбанов. Он рассказал, что, по данным «ЛУКОЙЛа», себестоимость добычи ПНГ в среднем по отрасли составляет 4 000-5 000 рублей за ● According to LUKOIL’s Akhmed Gurbanov, oil producers sustain losses

as the cost of production by far exceeds the actual price of supply to gas processing plants ● По словам Ахмеда Гурбанова («ЛУКОЙЛ»), добывающие компании терпят убытки, так как себестоимость добычи намного превышает фактическую цену поставок на ГПЗ Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

ПНГ

of produced APG should be utilized by Russian oil companies добываемого ПНГ обязаны утилизировать российские нефтяники producer can honor his commitments to the public, while the gas processing plant is making a profit.

LUKOIL also proposes processing gas with a C1/C2+ ratio less than 130 grams per cubic meter. According to data, cited

by Gurbanov, such gas could yield more than 15 million tons of natural gas liquids. In addition to that, current taxation policy that has seen a hike of the subsoil tax from 14 percent in 2008 to 27 percent in 2013 makes gas processing of low-fat gas non-viable economically. The company intends to submit a proposal to the Energy Ministry requesting reduction of the subsoil tax rate on gas, which could be delivered for high conversion with greater content of fat fractions. According to LUKOIL’s calculations, under this scenario the revenue from high conversion would be higher than the loss of potential gain resulting from a lower subsoil tax rate.

According to Energy Ministry’s official statistics, the rate of APG utilization in 2011–2012 totaled 76-79 percent, in

1 000 м³ , при этом расчетная стоимость составляет 3 036 рублей за 1 000 м³ , а на ГПЗ газ продается по сложившейся на рынке цене в 600-1 200 рублей за 1 000 м³ . В такой ситуации получение ПНГ для компании приобретает форму экологической ответственности, которую она несет перед обществом за полезную утилизацию этого ресурса, а ГПЗ получает прибыль. В «ЛУКОЙЛе» также предлагают перерабатывать газ с жирностью менее 130 г/м³. По данным, приведенным Гурбановым, из такого газа может быть извлечено около 15 млн т ШФЛУ в год. Вместе с тем, при существующем уровне налогообложения, когда НДПИ по природному газу вырос с 14% в 2008 году до 27% в 2013 году, переработка бедного жирными фракциями газа экономически неэффективна. Компания готовится отправить в Минэнерго предложение о снижении НДПИ для газа, который можно направить на глубокую переделку с увеличением содержания жирных фракций. Согласно расчетам компании, доходы от глубокой переработки в этом случае превысят средств недополученные от снижения НДПИ. По данным ЦДУ ТЭК, коэффициент полезного использования ПНГ в 2011–2012 годах составлял 76-79%, в 2013 году – 78,8%, а в текущем году может достичь 85,4%. Среди ВИНК, на долю которых приходится значительная часть добычи ПНГ – 86%, в 2013 году наибольшего успеха добился «Сургутнефтегаз», утилизировавший в прошлом году 99,3% ПНГ, на втором месте оказалась «Татнефть» – 93,6%, в конце списка находится «Роснефть» с 63,6%, «Газпром нефть» – 79,5% и «Русснефть» – 77,1%. Показатель уровня утилизации, во многом определяемый уровнем развития инфраструктуры, также отличается по реги-

НП «ЦРКТ»

15-я Международная научно-практическая конференция «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы» 29 – 31 октября 2014 года, Россия, Москва, гостиница «Аэростар»

(Ленинградский проспект, 37, корпус 9, ст. метро «Динамо»)

Тематика: • Колтюбинговые технологии; • Актуальные технологии ГРП (МГРП в горизонтальных скважинах, ГРП с азотом, использование колтюбинга при проведении ГРП и т.д.); • Современные методы геофизического исследования скважин, в т.ч. горизонтальных; • Инструментальный сервис (ловильные операции, фрезерование, установка отсекающих пакеров и т.п.); • Новые методы ПНП; • Ремонтно-изоляционные работы; • Зарезка боковых стволов, в т.ч. с применением ГНКТ; • Нефтепромысловая химия; КОНТАКТЫ: • Оборудование, инструмент и материалы для ТКРС.

Tel.: +7 916 512 70 54,

www.cttconference.ru

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

19

● Fig. 2 ● Рис. 2

APG еxtraction and flaring volumes in U.S.S.R. and Russia in 1980–2012 Объемы извлечения и сжигания ПНГ на факелах в СССР и России в 1980–2012 годы

2013 it reached 78.8 percent and this year it is expected to hit the 85.4-percent mark. Among Russia’s vertically integrated oil companies who account for 86 percent of national APG production, Surgutneftegaz was the 2013 champion utilizing 99.3 percent. Tatneft trailed in second place with a 93.6-percent utilization rate. At the bottom of the list were Rosneft (63.6 percent), Russneft (77.1 percent) and Gazprom Neft (79.5 percent).

The utilization rate, traditionally determined to a large extent by the level of development of infrastructure, also varies from one region to another. In West Siberia it stands at 91.2 percent – the highest margin nationwide – followed by 80.1 percent in the European part of Russia and rock-bottom 41.5 percent achieved in East Siberia.

For example, at Vankor field, on which Rosneft has put its stakes seeking to expand the company’s gas portfolio, last year’s APG utilization rate was less than 1 percent, according to official statistics (as of October 2013). In November, that figure rose to 10.6 percent and last December it surged further 16.9 percent. Sharp growth occurred after Rosneft began to reinject gas back into the reservoir to boost pressure. According to Rosneft’s Oil and Gas Production Dept. chief specialist Sergei Konstantinov, in 2015 the company will start gas reinjection as a method of APG utilization at the Verkhnechonskoye field, too, where associated gas will also be used to produce electricity.

“The examples of Vankorneft and Irkutsk Oil Company demonstrate that solving the issue of APG utilization in East Siberia won’t be possible without a modern business strategy,” WWF-Russia oil and gas environmental policy officer Alexei Knizhnikov told the forum. In February, WWF-Russia signed a protocol of intent with the Zabaikal Territory government, envisaging structural assessment of the APG utilization project, which could then be used for regional needs.

20

онам. В Западной Сибири он максимальный – 91,2%, немного меньше в европейской части страны – 80,1% и самый низкий – в Восточной Сибири – 41,5%. К примеру, на Ванкорском месторождении, на которое делает ставку в росте газового портфеля «Роснефть», в 2013 году по информации ЦДУ ТЭК (данные по октябрь) утилизировали меньше 1% ПНГ. В ноябре этот показатель увеличился до 10,6%, а в декабре – до 16,9%. Резкий рост стали фиксировать после начала обратной закачки газа в пласт для увеличения давления. Как сообщил на конференции главный специалист департамента нефтегазодобычи ОАО НК «Роснефть» Сергей

According to Energy Ministry’s official statistics, the rate of APG utilization in 2014 is expected to reach 85.4 percent, exceeding the last year’s figures by 6.6 percent Согласно данным ЦДУ ТЭК, коэффициент полезного использования ПНГ в 2014 году может вырасти до 85,4%, превысив прошлогодний показатель на 6,6% Константинов, в 2015 году обратная закачка газа в пласт для утилизации ПНГ, начнется и на другом месторождении компании, Верхнечонском, где попутный газ также будет использоваться для производства электроенергии. «Пример „Ванкорнефти“ и „Иркутской нефтяной компании“ показывает, что без современной бизнес-стратегии решить проблему утилизации ПНГ в Восточной Сибири не удастся», – отметил руководитель программы по экологической политике ТЭК WWF-Russia Алексей Книжников. В феврале WWF-Russia подписала с правительством Забайкальского края протокол о намерениях по проведению структурной оценки проекта по использованию ПНГ для внутренних нужд региона.

Oil&GasEURASIA

SOURCES: 1980–2008 – RUSSIAN STATISTICS YEARBOOK; *2009-2012 – RUSSIAN ENERGY MINISTRY ИСТОЧНИКИ: 1980–2008 – РОССИЙСКИЙ СТАТИСТИЧЕСКИЙ ЕЖЕГОДНИК; *2009–2012 – МИНЭНЕРГО РФ

#4 April 2014

ASSOCIATED GAS

SAKHALIN

Sakhalin Energy Celebrates 20 Years

PHOTOS: SAKHALIN ENERGY / ФОТОГРАФИИ: САХАЛИН ЭНЕРДЖИ

of Many “Firsts” as Russia’s Pioneer in Offshore and LNG

22

«Сахалин Энерджи», российский первопроходец на шельфе и первый в стране поставщик СПГ,

отмечает свое 20-летие Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

Oil&Gas Eurasia: Looking back at Sakhalin Energy’s 20-year history, which of the company’s achievements would you highlight as key milestones in technology, project management and LNG marketing?

Roman Dashkov: Speaking about milestones, the starting point for offshore developments in Russia was the June 1994 Agreement on the Development of PiltunAstokhskoye and Lunskoye Oil and Gas Fields on the Basis of Production Sharing, known as the “Sakhalin-2 PSA”. This first production sharing agreement (PSA) in Russia laid the basis for Sakhalin-2, one of the world's largest integrated oil and gas projects.

Our next milestone was the first commercial oil we produced from our ice-class oil platform Molikpaq (PA-A) installed as Sakhalin-2 Phase 1. This was also in some sense a breakthrough, as Molikpaq was the first

«Нефть и газ Евразия»: Оглядываясь на 20-летнюю историю компании «Сахалин Энерджи», какие основные события вы считаете особенно примечательными с точки зрения применяемых технологий, управления проектом и рынка СПГ? Роман Дашков: Если говорить о ключевых вехах, то, конечно, отправным моментом освоения шельфовых месторождений стало подписание в июне 1994 года Соглашения о разработке Пильтун-Астохского и Лунского месторождений нефти и газа на условиях раздела продукции, то есть СРП по проекту «Сахалин-2». Первое в России СРП позволило приступить к реализации одного из крупнейших в истории комплексных нефтегазовых проектов – проекта «Сахалин-2». Следующей важной вехой стало получение в 1999 году промышленной нефти с морской ледостойкой проOil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

I

t has been 20 years since Sakhalin Energy initiated Russia’s first foray into offshore oil and gas production.

Since its stakeholders signed the Sakhalin-2 production sharing agreement (PSA) to develop the PiltunAstokhskoye and Lunskoye oil and gas fields in 1994, there have been many other firsts as well: Russia’s first LNG plant, the country’s first long-term contracts for LNG sales, Russia’s first steps as a hydrocarbon supplier to Asia-Pacific markets and much more. In terms of technology, Sakhalin Energy has pioneered the use of world-class seismic, drilling, project management techniques and rig and topside construction never before seen in Russia or, in some cases, the world. Recently, Roman Dashkov, CEO of Sakhalin Energy, spoke with Oil&Gas Eurasia about some of the milestones Sakhalin Energy has set over the last two decades, and shared his vision of the company moving forward.

Р

овно 20 лет назад «Сахалин Энерджи» положила начало первому российскому проекту по добыче нефти и газа на шельфе. С момента подписания соглашения о разделе продукции (СРП), предусматривающего разработку ПильтунАстохского и Лунского месторождений в рамках проекта «Сахалин-2», компания-оператор неоднократно становилась первопроходцем отрасли: она построила первый в стране завод по сжижению природного газа, первой заключила долгосрочные контракты на поставку СПГ, первой примерила на себя роль поставщика углеводородов на рынки стран АзиатскоТихоокеанского региона. «Сахалин Энерджи» также стала пионером в применении самых современных технологий сейсморазведки, бурения, методов управления проектом, а также строительства буровой установки и верхнего строения, не имевших аналогов в России, а в некоторых случаях – и в мире. В интервью НГЕ руководитель «Сахалин Энерджи» Роман Дашков рассказал более подробно об основных вехах проекта за прошедшие 20 лет и поделился своим видением будущего компании.

offshore platform in Russia. Those first years of Molikpaq operations gave us the much-needed experience in managing hydrocarbon production under subarctic conditions.

Another landmark achievement – during Sakhalin-2 Phase 2 – was the construction of new production, transportation and processing infrastructure in a remote region with a severe climate. Sakhalin Energy set itself a unique task of building concurrently quite a few oil and gas facilities, including offshore and onshore pipelines, two new platforms, an onshore processing facility (OPF), an LNG plant, booster stations, pipeline maintenance depots, etc. The oil and gas components of this infrastructure were designed and constructed within one integrated project schedule. Many innovations for both Russian and global oil and gas industries were Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

САХАЛИН изводственно-добывающей платформы «Моликпак» (ПА-А), установленной в ходе первого этапа проекта. Это тоже был своего рода прорыв: наша платформа стала первой на всем российском шельфе. Работа «Моликпака» на протяжении ряда лет позволила нам накопить необходимые знания об особенностях организации работ, связанных с субарктическим климатом. Знаковые достижения второго этапа – строительство в сложнейших природно-климатических условиях новой обширной инфраструктуры по добыче, транспортировке и переработке углеводородов. Это была уникальная задача – одновременное строительство такого количества объектов: морских и наземных трубопроводов, двух новых платформ, берегового технологического комплекса, завода СПГ, насосно-компрессорных станций, аварийно-восстановительных пунктов и т.д. В одной временной увязке комплексно реализовалась и газовая, и нефтяная составляющие. В ходе этих работ было реализовано немало новшеств как для российской, так и для мировой нефтегазовой отрасли, опробованы, внедрены и теперь с успехом применяются в других проектах самые инновационные технологии. Вся эта колоссальная инфраструктура была спроектирована и построена всего за семь лет: в 2003 году было объявлено о начале второго этапа, в 2006 году была установлена платформа ЛУН-А, через год – платформа ПА-Б, в 2008 году компания перешла на круглогодичные поставки нефти, а в самом начале 2009 года был успешно запущен завод СПГ. Уже на следующий год этот завод вышел на проектную мощность, а затем и превысил ее. Сегодня мы производим более 10 млн т СПГ, что превышает 4% от мирового производства этого энергоносителя. В области маркетинга настоящим прорывом стали долгосрочные, на 20-25 лет вперед, соглашения о купле-продаже продукции будущего завода СПГ. Заключение этих контрактов обеспечило принятие решения о начале работ в рамках второго этапа, в центре которого была реализация газовой составляющей проекта. Следующим важным шагом стало выстраивание репутации надежного поставщика. И нам это удалось. На сегодняшний день мы поставляем сжиженный природный газ в Японию, Южную Корею, Китай и другие страны. При этом основным покупателем СПГ является Япония: около 9,8% японского импорта СПГ обеспечивается за счет продукции нашего завода. Что касается нефти, то в основном она отправляется в Китай, Японию, Южную Корею, Индонезию, США, Филиппины, Тайвань. Крупнейшим в истории компании событием в области корпоративного управления стало вхождение в нее в апреле 2007 года российского гиганта, ОАО «Газпром». С его приходом в качестве мажоритарного акционера наш проект на деле стал стратегическим российским проектом, он успешно инкорпорирован в общую стратегию развития российской энергетики, в том числе в Восточную газовую программу. «Газпром» как акционер принес с собой дополнительные возможности, как технические, так и кадровые, управленческие, и бесценный опыт, имеющийся у концерна. Должен отметить, что мы, как компания, очень благодарны и нашему основному акционеру, ОАО «Газпром», задающему вектор развития нашей компании, и концерну Shell, являющемуся техническим совет-

23

SAKHALIN

#4 April 2014

first used in our project, with some state-of-the-art solutions ● Roman Dashkov, CEO first tested and employed by the of Sakhalin Energy company and then successfully ● Роман Дашков, utilized by other projects. The главный giant infrastructure of Sakhalin-2 исполнительный was designed and built in its директор entirety within a mere seven years: «Сахалин Sakhalin-2 Phase 2 was launched Энерджи» in 2003, the Lun-A and PA-B platforms installed, respectively, in 2006 and 2007, year-round oil shipments commenced in 2008 and LNG plant operations started in early 2009. A year after its inauguration, the LNG plant was already producing at its rated capacity, which it exceeded shortly afterwards. Today, we are producing annually over 10 million tons of LNG, i.e. above 4 percent of global LNG production.

A real breakthrough in terms of marketing was the signing of the long-term (20-25-year) sale and purchase agreements (SPAs) with our LNG buyers. These LNG SPAs served as a basis for our decision to start Sakhalin-2 Phase 2, which was mainly a gas project.

The next important step for the company was to be regarded as a reliable oil and gas supplier in the world.

And I’m pleased to say, we have succeeded in winning this reputation. Today, we are supplying LNG to Japan, Korea, China and other countries. Our largest buyer is Japan, with 9.8 percent of all Japanese LNG imports coming from Sakhalin-2. Our crude oil is exported to China, Japan, Korea, Indonesia, the United States, the Philippines and Taiwan.

The turning point in the company’s history came in April 2007 when Sakhalin Energy was joined by the Russian giant, Gazprom. With Gazprom becoming our major shareholder, Sakhalin-2 rose to the status of a strategic project in Russia, and is now incorporated into the master energy strategy of the Russian Federation, including the Eastern Gas Program. Gazprom as a shareholder, contributed its vast resources, including technical, HR and managerial, as well as its invaluable experience.

Being greatly appreciative of our major shareholder Gazprom that sets key vectors of the company’s development, we are also very thankful to other shareholders – Shell as our main technical adviser and Mitsui and Mitsubishi as providers of marketing and other important assistance, for sharing their vast experience and extending to us their productive cooperation. Our company is a unique partnership, accumulating extensive knowledge and skills developed by the international oil and gas community. Our shareholders working as a team is a glaring example of a constructive international cooperation that helped our hard-won success in production, transportation and processing of hydrocarbons in Sakhalin.

24

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

OGE: Sakhalin-2 was a pioneer in many areas in Russia. Which of these pioneering achievements would you highlight as major contributions to the development of the hydrocarbon industry in Russia and worldwide?

Dashkov: Indeed, we have developed and implemented quite a few solutions that were groundbreaking both in Russia and globally. It would take ages to describe all of them, so I’ll just give you a few examples.

САХАЛИН ником нашего проекта, и нашим японским акционерам Mitsui и Mitsubishi, осуществляющим, в том числе и маркетинговую поддержку, за их совместный, богатый опыт, который доступен и используется нашей компанией, за их плодотворное сотрудничество. Это уникальное партнерство, которое аккумулировало обширные знания и навыки, наработанные мировой нефтегазовой промышленностью. Слаженная работа наших акционеров – яркий пример конструктивного международно-

● Russia’s first offshore gas producing platform, Lun-A, pumps gas from bigbore wells with a daily flowrate of 10 million cubic meters per well ● Первая на шельфе России газодобывающая платформа ЛУН-А ведет добычу из скважин большого диаметра, дебит каждой из которых составляет около 10 млн м3 газа в сутки

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

25

SAKHALIN Let us look at the seismic design solutions that we applied at our facilities. These solutions provide a safety margin helping each facility to resist the largest possible earthquakes in the area. Sakhalin Energy was the first in the world to use in its offshore platform structures friction pendulum bearings, which convert accelerations of the earthquake to dampen seismic vibrations and otherwise help reduce ice and wave pressures.

We are also using state-of-the-art well drilling and operation technologies. For example, the locations of wells that we planned to drill from our offshore platforms and the LNG feed gas stability requirements prompted us to design our gas wells as big-bore wells.

The big-bore wells of this design, and with such production rates had never been used in Russia, or elsewhere in the world. The planned initial rate of each of those gas wells is around 10 million cubic meters per day.

Another innovation was to use smart-well completions at the Piltun area of the Piltun-Astokhskoye oil field. This technology employs automated borehole equipment to collect production or reinjection well data and transmit it to the surface in real time. These wells have surface-controlled subsurface safety valves installed in each interval. Installing smart completions in the production and injection wells is an efficient technology to achieve a high oil recovery factor and to recover oil from multiple intervals simultaneously.

No less impressive is the size of the Sakhalin-2 facilities. The concrete gravity base substructures (CGBS) of our offshore platforms are the biggest concrete structures ever built in Russia. These gravity base structures were built in the Vostochny dry dock and then towed to their field locations. After that, the 22-ton Lun-A and 28-ton PA-B topsides were installed on their respective CGBSs. The towing of the topsides from the Samsung Heavy Industry shipyard and their installation on the CGBSs were each a world class operation.

And we shouldn’t forget about our LNG plant, which is more than just Russia’s first gas liquefaction facility.

I say “more” because the plant uses the innovative Double Mixed Refrigerant (DMR) technology, which was developed purposely for the Sakhalin climate. The DMR process consists of two (pre-cooling and cooling) cycles which employ mixed refrigerants produced from the feed gas supplied to the LNG plant. The DMR technology gives flexibility to the LNG production process and makes use of the cool climate and severe winters of Sakhalin for higher energy efficiency in LNG production.

I could mention many more technological ideas and achievements, but our innovative approaches are not limited to technology. Sakhalin-2 is Russia’s first PSA project and it was the first project in Russia to attract project financing, with the record-breaking $6.7 billion loan provided by a group of international financial institutions. Sakhalin Energy was the first to sell hydrocarbons (initially crude oil, which was followed

by LNG) to the Asia-Pacific region and stimulated the development of LNG shipping services in Russia.

#4 April 2014

● The ice-class Molikpaq (PA-A) Russia’s first offshore platform and

the source of Sakhalin Energy’s first commercial oil production ● «Сахалин Энерджи» впервые получила промышленную нефть

благодаря ледостойкой платформе «Моликпак» (ПА-А) – первой на российском шельфе

OGE: Sakhalin Energy helped Russia to emerge as a global LNG supplier. How important do you think this

26

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

САХАЛИН го сотрудничества, которое позволяет нам добиваться успеха в не самой простой работе по добыче, транспортировке и переработке углеводородов на Сахалине.

НГЕ: В рамках проекта «Сахалин-2» было много достижений, которые в России осуществились впервые. Какие из этих достижений вы считаете наиболее важными для российской промышленности, а также для отрасли в глобальном масштабе? Дашков: В ходе работ был воплощен целый ряд инновационных решений, многое делалось впервые – как в России, так и в масштабах мировой нефтегазовой отрасли. Все такие решения здесь перечислить просто невозможно, поэтому приведу лишь несколько примеров. Возьмем сейсмоустойчивость наших объектов. Все они имеют такой запас прочности, который позволит им выдержать самые сильные расчетные землетрясения. «Сахалин Энерджи» первая в мире применила в строительстве морских добывающих платформ сейсмоизолирующие маятниковые опоры скольжения, которые призваны в случае землетрясений гасить колебания земной коры, а в «спокойных» условиях помогают справиться с волновыми и ледовыми нагрузками. Мы используем передовые технологии для бурения и эксплуатации нашего скважинного фонда. Например, расположение наших газовых скважин, которые бурятся с морской платформы, а также жесткие требования по стабильности поставок газа на завод СПГ, привели к необходимости бурения скважин большого диаметра. В российской и мировой практике скважины аналогичной конструкции и продуктивности являются уникальными. Проектный начальный дебит каждой из них составляет около 10 млн м3 газа в сутки. На Пильтунском участке нашего нефтяного месторождениям мы использовали технологию интеллектуальных скважин. При использовании этой технологии применяется автоматизированное внутрискважинное оборудование, обеспечивающее непрерывный сбор и передачу на поверхность в реальном времени данных о параметрах добычи или закачки жидкости в пласт. Каждая зона снабжена внутрискважинными задвижками, управляемыми с поверхности. Использование «интеллектуального» заканчивания добывающих и нагнетательных скважин является одной из наиболее эффективных технологий для достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения с возможностью отборов на разных интервалах одновременно. Впечатляет размер сооружений проекта. Железобетонные основания гравитационного типа для платформ – это самые крупные в России железобетонные сооружения. Они были построены в специально созданном порту «Восточный» сухом доке и отбуксированы на морские месторождения, а затем на эти основания были установлены верхние строения платформ ЛУН-А и ПА-Б весом 22 и 28 тыс. т соответственно. Их буксировка с верфей «Самсунг Хэви Индастриз» в Корее и установка на основания стали мировыми событием. Конечно, не будем забывать и о заводе СПГ. Это не только первое в России производство такого рода. Специально для наших условий – для холодного саха-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

27

#4 April 2014

SAKHALIN achievement is? In your opinion, what will be Sakhalin Energy’s role in Russia’s further input into the LNG industry development? What kind of future do you see for Sakhalin Energy? What kind of role will Sakhalin Energy play in the development of Russia's LNG potential?

Dashkov: For about half a century, the bulk of Russian gas was exported to Europe via pipelines running through transit countries. At the turn of the millennium, however, Russia shifted its focus to expanding into new energy markets. No less important was the new goal to diversify the means of hydrocarbon transport.

Based on our experience, LNG projects can contribute significantly to achieving both of these goals.

Sakhalin Energy and Sakhalin-2 not only blazed a trail in Russian offshore hydrocarbon developments and launched the LNG production that Russia had not known before, but, more importantly, it brought Russian hydrocarbons to the Asia-Pacific region and built up Russia’s solid presence in that market.

The current agenda for Russia is to develop its massive reserves of gas in the Arctic and other remote areas. It wouldn’t be an exaggeration to say that Sakhalin Energy was a kind of a laboratory to test new technologies and approaches and that our LNG success triggered new LNG projects in Russia.

линского климата – была разработана и впервые применена инновационная технология использования в производстве СПГ двойного смешанного хладагента (Double Mixed Refrigerant или DMR). Для охлаждения природного газа используются два контура смешанного хладагента, получаемого из него же, из добываемого газа: контур предварительного охлаждения и основной контур сжижения, с применением более легкого смешанного хладагента. Использование такой технологии обеспечивает гибкость производственного процесса и в условиях сахалинского прохладного климата и холодной зимы позволяет повысить энергоэффективность производства. Можно упомянуть и другие технологические особенности и достижения, но инновационный подход проявился не только в них. «Сахалин-2» – это первый в России СРП-проект; это первое проектное финансирование, причем сумма средств, полученная от иностранных финансовых институтов, – $6,7 млрд – также является рекордной для России. Наша компания первой вывела российские углеводороды – сначала нефть, а затем СПГ – на рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Крупной заслугой проекта, безусловно, является то, что он стимулировал появление в России рынка транспортировки СПГ.

● Double Mixed Refrigerant (DMR) technology, which ensures production flexibility and exploits the benefits of the cold Sakhalin climate, had been customized and used for the first time at the LNG plant in Sakhalin ● Для завода СПГ на Сахалине была разработана и впервые применена технология «двойного смешанного хладагента», обеспечивающая гибкость производства и позволяющая воспользоваться преимуществами холодного сахалинского климата

28

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

The scientific and technological potential of our project is such that I am sure we will continue making significant inputs to all LNG-related areas – from building new LNG facilities and using new LNG technologies to shipping LNG cargoes and negotiating new LNG contracts. The latter brings to mind a curious example of Sakhalin Energy once delivering an LNG cargo to a very unusual buyer, oil-rich Kuwait.

As for our future development plans, you may know that Gazprom’s Management Committee Head Alexei Miller and Shell CEO Ben van Beurden recently signed the Road Map to develop FEED documentation for the Sakhalin-2 Train 3 LNG Project.

OGE: Sakhalin Island is famous for its unique environment and wildlife, especially marine mammals.

Could you dwell a little bit on the efforts Sakhalin Energy has been taking to protect the environment in project development areas?

Dashkov: Sakhalin Energy uses a systemic approach to environmental protection. We make sure not one production solution is approved until all associated potential impacts have been closely considered. Our Biodiversity Protection Program is a good example of such a systemic approach. A detailed description of environmental activities would take too long, so I will

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

САХАЛИН НГЕ: Благодаря компании «Сахалин Энерджи» Россия вошла в число глобальных поставщиков СПГ. Как вы оцениваете важность этого события? Какую роль будет играть «Сахалин Энерджи» в осуществлении будущего вклада России в развитие индустрии СПГ? Каково будущее «Сахалин Энерджи» и какую роль будет играть эта компания в развитии Россией своего потенциала производства СПГ? Дашков: Около полувека главным направлением экспортных поставок российского газа была Европа, куда газ поставлялся трубопроводным транспортом через страны-транзитеры. К концу прошлого – началу нынешнего тысячелетия, однако, актуальной стала задача освоения новых экспортных энергетических рынков. Не менее важное значение приобрел вопрос диверсификации транспортной составляющей газового экспорта. Наш опыт показал, какой важный вклад в успех этого дела может внести реализация СПГпроектов. Реализация проекта «Сахалин Энерджи» не только положила начало разработке шельфовых месторождении и производству в России нового для страны энергоносителя – сжиженного природного газа. Крайне важно, что была выполнена задача вывода российских углеводородов на рынок АТР и завоевание на нем прочных позиций.

29

SAKHALIN give you just one example of how we are protecting and studying gray whales. At the early stages of oil and gas developments offshore of Northeast Sakhalin, the scientific community and public at large, both in Russia and internationally, were very concerned about potential impacts from the company’s activities on gray whales and their habitats. Sakhalin Energy decided to undertake comprehensive scientific research and to tap the best international practices and knowledge to assess and minimize potential impacts on the whales. The company asked appropriate government agencies and research institutes of the Russian Academy of Science to assist in arranging and implementing the collection and interpretation of the gray whale data.

The results of the research were used as a basis for the Environmental Impact Assessment (EIA) required for the Sakhalin-2 Project to be given a go-ahead by Russian government authorities and international lenders.

In 2004, seeking independent review of its technical solutions and their potential impact on the gray whales, Sakhalin Energy asked the International Union for Conservation of Nature (IUCN) to convene under its auspices a special group of experts that would assess the company’s measures to protect whales and issue recommendations. The IUCN has been chosen because it is the oldest, and the world largest, global environmental network of over 1,000 governmental institutions and NGOs. It embraces approximately 11,000 volunteer scientists and experts from 160 countries of the world and it has been operating since 1948. To add to all that, it has the required expertise and professional reputation and is highly independent, so nobody can say it is biased.

The company provided the experts with an unprecedented scope of technical information on the Piltun-Astokhskoye area development plans.

The operations in the offshore area adjacent to the whale feeding grounds were suspended to give the experts sufficient time to make the appropriate assessment. Having received their opinion, the company accommodated the scientists’ recommendations, and in 2005 they undertook a high-cost rerouting of one of its offshore pipelines 20 kilometers to the south of the initial route. By doing that, we placed the pipeline at a safe distance from the gray whales’ feeding area.

To reduce the risk of collisions between the Sakhalin-2 ships and marine mammals, a Marine Mammal Protection Plan (MMPP) was developed based on the research data. There being no provisions in the Russian laws and regulations for such documents and activities, it was the company’s voluntary informed decision to introduce and abide by MMPP. MMPP incorporates the world’s best practices, including relevant provisions in the legislation of other countries, such as, for example, the U.S. Government Marine Mammal Protection Act. MMPP describes Sakhalin Energy’s approach to protecting the gray whale population during their summer feeding and aims to minimize any potential negative impact on the whales and their habitats.

MMPP is binding for the company and the company’s contractors operating near the northeastern coast of Sakhalin.

Another example was the high-resolution seismic that Sakhalin Energy carried out in the Piltun-

30

#4 April 2014

● An industry first also included fitting the the PA-B oil and gas pro-

ducing platform – as well as Lun-A – with friction pendulum bearings for earthquake protection ● Нефтегазодобывающая платформа ПА-Б, так же как и ЛУН-А, впервые в истории нефтегазовой отрасли оборудована маятниковыми опорами скользящего типа для защиты от землетрясений

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

САХАЛИН Сегодня на повестке дня освоение огромных запасов газа российской Арктики и других труднодоступных месторождений. Не будет преувеличением сказать, что, «Сахалин Энерджи» стала своего рода лабораторией, где прошли успешное испытание многие новые технологии и подходы, а успешная работа нашего завода по сжижению природного газа дала импульс для принятия в стране решения о реализации новых российских проектов СПГ. Научный и технологический потенциал нашего проекта таков, что, уверен, он и в предстоящие годы будет вносить весомый вклад в развитие всей сферы, связанной с СПГ – от строительства объектов и технологий производства до транспортировки потребителям и даже до ведения переговорного процесса и привлечения новых для России покупателей. В связи с последним, кстати, можно привести такой пример: несколько лет назад наша компания осуществила поставку сжиженного природного газа такому «нетрадиционному» для России покупателю энергоносителя, как богатый нефтью Кувейт. Что касается планов развития «Сахалин Энерджи», то, как известно, недавно председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и главный исполнительный директор концерна Shell Бен ван Берден подписали дорожную карту по строительству третьей технологической линии завода СПГ проекта «Сахалин-2», которая предусматривает разработку документации по предварительному проектированию (FEED).

НГЕ: Для Сахалина характерны уникальные природные условия и животный мир, в частности морские млекопитающие. Какие меры предпринимала компания «Сахалин Энерджи» все эти годы для охраны природы в тех районах, где проводятся работы по проекту? Дашков: Для «Сахалин Энерджи» защита окружающей среды – это, прежде всего, система. Ни одно производственное решение не принимается без тщательного анализа воздействия, которое повлечет за собой его выполнение. Пример системного подхода – программа защита биоразнообразия. Рассказать подробно обо всем не хватит времени, но могу проиллюстрировать примером из нашей деятельности по охране и изучению серых китов. На начальном этапе работ по освоению морских нефтегазовых месторождений на шельфе северо-восточного Сахалина научные круги и широкая общественность в России и за рубежом были обеспокоены тем, как скажется хозяйственная деятельность компании на состоянии серых китов и их местообитаний. «Сахалин Энерджи» приняла решение о проведении комплексных научных исследований и одновременно о привлечении наилучшего мирового опыта и знаний для оценки и минимизации потенциального негативного воздействия на серых китов. Компания обратилась к профильным ведомственным учреждениям и научноисследовательским институтам системы Академии наук Российской Федерации с целю организации и осуществления сбора и анализа информации о серых китах. Результаты проведенных исследований легли в основу оценок воздействия на окружающую среду, необходимых для принятия положительного решения о реализации проекта «Сахалин-2» со стороны органов государственной власти Российской Федерации и международных финансовых организаций. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

#4 April 2014

SAKHALIN

Astokhskoye field. The 4D seismic provides the best known real-time data on wells and reservoirs. During seismic surveys, special air cannons are used to propagate acoustic signals, which when reflected and received full information about the field. The company and experts had started preparations for the seismic activities two years before they were launched. The preparations were carried out within the scope of a special-purpose Seismic Working Group. The result of many working-level meetings and workshops was the detailed planning of integrated activities to mitigate or prevent impacts, as well as a detailed program of comprehensive monitoring to be conducted before, during and after the seismic activities.

The seismic survey was carried out at the very beginning of the 2010 season. In pursuance of the working group’s recommendations, the survey started immediately after the satellite images showed the sea to be clear from ice, and continued for three weeks to be finished before the bulk of the whales approached

1994 April / апрель Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (Sakhalin Energy) is established to implement the Sakhalin-2 project (development of the PiltunAstokhskoye and Lunskoye fields) Образована компания «Сахалин Энерджи» (для реализации проекта «Сахалин-2» – разработки Пильтун-Астохского и Лунского месторождений) June / июнь The Sakhalin-2 PSA on the development of Piltun-Astokhskoye and Lunskoye fields is signed by the Russian government, the Sakhalin 32

Для внешней независимой проверки своих технических решений и их возможного влияния на серых китов в 2004 году «Сахалин Энерджи» обратилась в Международный союз охраны природы (МСОП) с просьбой созвать под своей эгидой специализированную группу экспертов, которые оценили бы принимаемые компанией меры и выработали свои рекомендации. МСОП был выбран потому, что эта старейшая и крупнейшая в мире глобальная экологическая сеть, функционирующая с 1948 года и объединяющая более 1 000 правительственных учреждений и НПО, а также приблизительно 11 тыс. добровольцев из числа ученых и экспертов в 160 странах мира, он обладает как необходимыми средствами экспертизы, так и высокой степенью независимости и профессиональной репутацией, не позволявшей обвинить его в ангажированности. Компания передала экспертам беспрецедентный объем технической информации по планам освоения Пильтун-Астохского участка. Работы на том участке шельфа, который прилегает к кормовым участкам китов,

Region administration, and Sakhalin Energy «Сахалин Энерджи», правительство Российской Федерации и администрация Сахалинской области подписали соглашение о разделе продукции (СРП) на освоение Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений («Сахалин-2»)

«Сахалин Энерджи» получила лицензии на разработку месторождений June / июнь The сompany starts the development of the Astokh Area of the PiltunAstokhskoye field Компания начала реализацию первого этапа – освоение Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения

1996

1998

May-June / май-июнь The Russian Federation issues licences to Sakhalin Energy for the Piltun-Astokhskoye and Lunskoye fields

September / сентябрь Molikpaq, Russia’s first stationary offshore platform, installed at the PiltunAstokhskoye field by Sakhalin Energy

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

САХАЛИН были приостановлены, чтобы дать экспертам время на адекватную оценку, а когда она была готова, компания приняла во внимание рекомендации ученых и приняла в 2005 году дорогостоящее решение о переносе места укладки подводных трубопроводов на 20 км южнее первоначально намечавшегося маршрута. Таким образом, трасса трубопровода выводилась далеко за пределы района нагула серых китов. Для снижения рисков столкновения своих судов с морскими млекопитающими с учетом полученных научных данных был разработан план по защите морских млекопитающих. Он стал результатом добровольного осознанного решения компании, поскольку российские законодательные требования разработки таких документов и мер тогда не учитывали. При подготовке плана был изучен весь мировой опыт, включая меры, закрепленные в правовых нормах других стран, к примеру, в Акте

«Сахалин Энерджи» установила на шельфе платформу «Моликпак» (ПА-А), которая стала первой в России стационарной морской добывающей платформой

1999 July / июль First oil production at the PiltunAstokhskoye field, Molikpaq platform Добыта первая нефть с платформы «Моликпак» (ПА-А)

2003 May / май The company starts the integrated development of the PiltunAstokhskoye and Lunskoye fields

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Компания начала реализацию второго этапа – комплексное освоение двух месторождений

2006

2007 July / июль The Piltun-Astokhskoye-B (PA-B) platform, the third offshore ice-class production platform, is completed and installed Завершены строительство и установка третьей морской производственнодобывающей платформы «ПильтунАстохская-Б» (ПА-Б)

June / июнь Sakhalin Energy completes construction and installation works for the Lunskoye-A (Lun-A) offshore gas production platform Завершены строительство и 2008 установка первой в России морской June / июнь газодобывающей платформы ледового класса «Лунская-А» (ЛУН-A) A project funding agreement totalling $5.3 billion is signed Получено проектное финансирование в размере $5,3 млрд

33

#4 April 2014

SAKHALIN

● Sakhalin Energy pays enormous attention to corporate social respon-

sibility. Many of its programs have been recognized internationally as best practices ● «Сахалин Энерджи» уделяет огромное внимание вопросам корпоративной социальной ответственности. Многие ее программы признаны лучшими на международном уровне

the feeding area. The seismic work was accompanied by real-time pinger-assisted acoustic monitoring and the monitoring of the whales’ behavior and distribution.

Monitoring in 2010 and 2011 showed no impact on the whales, their behavior, quantity and distribution. The whales continued feeding in the Piltun area showing no signs of disturbance and since then, their population has been growing.

Overall, our goal is to prevent or mitigate any adverse impact, with prevention prevailing over mitigation.

Thanks to using oil spill prevention measures, Sakhalin Energy enjoys a year-to-year superiority as the best “oil produced/oil spilled” performer.

Our company is operating in strict compliance with Russian laws, applying the world’s best environmental practices. We apply industrial environmental monitoring at our production facilities for protection of ambient air and bodies of water and for sustainable water use and waste management. We are also implementing

October / октябрь Construction work on the TransSakhalin pipeline system is completed successfully Завершено строительство транссахалинской трубопроводной системы December / декабрь Sakhalin Energy begins year-round oil exports via its oil export terminal (OET) at Prigorodnoye asset Начаты круглогодичные отгрузки нефти через терминал отгрузки

34

по защите морских млекопитающих, принятом правительством США. План содержит описание подхода «Сахалин Энерджи» к защите серых китов в период их нагула в летне-осенние месяцы и направлен на минимизацию любых потенциальных негативных воздействий на китов и их местообитания. Этот документ обязателен к исполнению как для компании, так и для всех ее подрядчиков, ведущих работы у северо-восточного побережья Сахалина. Еще одним примером стало проведение высокоразрешающей сейсморазведки на Пильтун-Астохском месторождении. Четырехмерная сейсморазведка позволяет получить лучшее на сегодняшний день средство контроля в реальном времени за состоянием разработки скважин и пластов-коллекторов. К проведению сейсморазведки компания и эксперты начали готовиться за два года, в рамках экспертной рабочей группы по геофизическим исследованиям. На многочисленных рабочих встречах и семинарах были разработаны детальный комплекс мер по снижению и предотвращению воздействия, а также подробная программа проведения комплексного мониторинга в период работи после их осуществления. Сейсмические изыскания прошли в самом начале сезона 2010 года. Как и рекомендовала рабочая группа, исследования начались сразу, как только спутниковые снимки региона показали освобождение моря ото льда, продолжались три недели и были закончены до подхода основной массы китов в районы нагула. Сейсмика сопровождалась акустическим мониторингом в режиме реального времени с помощью дистанционных аку-

нефти (ТОН) производственного комплекса «Пригородное»

2009 January / январь Russia`s first offshore gas production begins at the Lunskoye-A (Lun-A) iceresistant platform Начата добыча газа с первой в России морской ледостойкой латформы «Лунская-А» (ЛУН-А)

February / февраль Russia’s first LNG plant inauguration ceremony Проведена торжественная церемония запуска первого в России завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) October / октябрь A project funding agreement totalling $ 1.4 billion is signed Получено дополнительное проектное финансирование в размере $1,4 млрд

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

САХАЛИН

● Red Book Steller’s

● Краснокнижные

sea eagles live peacefully right next to hydrocarbon production sites and transportation facilities

белоплечие орланы мирно сосуществуют с объектами добычи и транспортировки углеводородов

local monitoring, including a range of environmental programs at our project sites.

OGE: How has Sakhalin Energy contributed to the community on Sakhalin Island? How has the project contributed over the years to the employment base and quality of life of residents on the island?

Dashkov: I have no doubt our project contributed immensely to the present-day standing of Sakhalin as one of Russia’s most successful regions, with one of the lowest unemployment rates in Russia. We pride ourselves on having earned the trust of the people of Sakhalin in that the company is operating in an open and honest manner, and is fully transparent.

The Russian party’s cumulative take from Sakhalin-2 has exceeded $7.5 billion over the 20 years of Sakhalin Energy’s work. In 2013 alone, we paid $2.6 billion to the Russian budget, of which more than $1.7 billion went to Sakhalin.

In addition to these purely financial aspects, Sakhalin Energy’s presence on the island has boosted

2010 July / июль The first-ever 4D seismic in Russia is completed successfully Завершены первые в России работы по четырехмерному (4D) морскому сейсмопрофилированию

стических буев, а также исследованиями поведения и распределения китов. Наблюдения 2010 и 2011 годов показали, что воздействия на китов, их поведение, количество и распределение оказано не было. Киты продолжили кормление на Пильтунском участке и не проявили признаков беспокойства, а их популяция продолжает увеличиваться. Вообще наша цель – предупреждать или минимизировать любое отрицательное воздействие, причем ведущая роль отводится именно предупреждению. Благодаря разработанному комплексу мер по предупреждению аварийных разливов «Сахалин Энерджи» много лет удерживает мировое лидерство по соотношению добытой и пролитой нефти и нефтепродуктов. Компания ведет работу в соответствии с российским законодательством и применяет лучшие мировые ● The company’s work with the

international science community in gray whales study and protection is an example of successful collaboration of business, science and society ● Работа компании с международным научным сообществом в деле охраны и изучения серых китов является примером успешного сотрудничества бизнеса, науки и общества

2012 March / март Production sharing begins Возмещены понесенные акционерами затраты на освоение, и начат раздел продукции с Российской Федерацией

2014 April / апрель Sakhalin Energy produced 50 million tons of LNG since the start of production in 2009 50 млн т СПГ произвела «Сахалин Энерджи» с момента начала добычи в 2009 году

2013 August / август 200 million bаrrels of oil offloaded from the Prigorodnoye port 200 млн баррелей нефти отгружено в порту «Пригородное»

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

35

SAKHALIN the development of new businesses and job creation.

We have awarded over $18 billion in contracts to Russian companies. The knowledge and skills that local companies gained from working with Sakhalin Energy made them more competitive, with a better contracting potential. As I have mentioned, the unemployment rate in Sakhalin Region is one of the lowest in Russia.

The company has many social projects in Sakhalin. When deciding to undertake a social project or program, Sakhalin Energy is based on whether such a program is feasible, has a long-term potential and can benefit the community. Priority is given to such areas as education, safety, environment, health, culture and the arts. The focus is on strategic long-term partnership programs involving third parties. Our best known long-term programs are: “Small Grants – Big Deeds” that celebrated its 10th anniversary in 2013 and has now been transformed into the ENERGY Social Initiatives Fund; the Sakhalin Road Safety Program involving Sakhalin Energy, Sakhalin Road Safety Inspectorate and Sakhalin Government; the “Hurry Up for Good Deeds” corporate program to support the employees’ charitable initiatives; the well-known “What to Do in Emergency Situations” program aimed at developing safe behaviour in children and teenagers; the “Korsakov Sustainable Development Partnership Council” and, last but not least, the internationally renowned “Sakhalin Indigenous Minorities Development Plan”. I might add that our unique approach that human rights should be always respected by business communities, as well as our indigenous people partnership programs, have been acknowledged as best practices both in Russia and internationally.

In addition to the long-term programs just mentioned, the company is implementing many shortterm projects to provide charitable contributions and support environmental, educational, and cultural or art initiatives in local communities. An outstanding cultural event for Sakhalin was the exhibition of masterpieces from the Russian Museum of St. Petersburg that we arranged to be held at the Sakhalin Regional Art Museum in commemoration of the 20th anniversary of Sakhalin Energy.

OGE: Can you comment on the LNG supply and demand in the Far East? How will Sakhalin Energy compete over the next 20 years?

Dashkov: We believe that demand for LNG in East Asia will continue to be strong. While a proportion of Japanese nuclear power stations may re-start progressively, this will most likely be partial. It will take time, will disproportionately displace oil consumption in power generation, and be offset by underlying demand growth. At the same time other markets, notably China but also new LNG markets in Southeast Asia, are expected to show significant growth.

Speaking about completion, Sakhalin Energy has long-term contracts for about 90 percent of the production from its existing two LNG trains, which extend for the next 15-plus years. Furthermore, Sakhalin has the advantage of its close proximity (and hence a short shipping distance) to Japan, which will support the sale of remaining uncommitted volumes.

36

#4 April 2014

практики в области охраны окружающей среды. На производственных объектах осуществляется производственный экологический контроль, который направлен на охрану атмосферного воздуха, водных объектов, а также рациональное использование водных ресурсов и обращение с отходами. Мы также осуществляем локальный мониторинг, в рамках которого в местах расположения объектов выполняется целый комплекс экологических программ.

НГЕ: Как деятельность «Сахалин Энерджи» сказалась на населении Сахалина? Каков был вклад проекта в повышение занятости и качества жизни местных жителей за все годы его реализации? Дашков: Я уверен, что наша деятельность внесла существенный вклад в превращение Сахалина в один из самых благополучных регионов страны с одним из самых низких уровней безработицы. Мы гордимся тем, что сумели завоевать истинное доверие сахалинцев, которые знают, что компания работает открыто и честно, что деятельность ее прозрачна. За 20 лет работы компании поступления России от проекта, реализуемого «Сахалин Энерджи», составили свыше $7,5 млрд. Только в 2013 году перечислено $2,6 млрд, причем в бюджет Сахалина поступило свыше $1,7 млрд. Помимо сугубо финансовой составляющей, надо сказать о том, что работа «Сахалин Энерджи» вызвала к Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

● Big-bore well drilling management at Lunskoye gas field in the Sea of Okhotsk is conducted from here ● Отсюда осуществляется управление бурением скважин большого диаметра на Лунском газовом месторождении в Охотском море

OGE: How do you see the potential export to the Far East of Canadian and possibly U.S. LNG in the future as affecting Sakhalin Energy’s markets and competitive position? How will LNG from Australia and elsewhere in Asia affect your markets?

Dashkov: The key questions about LNG from the U.S. and Canada are when it will start to be exported in significant volumes and at what price? For the next five years, we think the effect in East Asia will be relatively small. The market will continue to require significant volumes of LNG from other supply sources, such as Australia, so will have to be priced at a level that makes Australian LNG viable. We think Sakhalin Energy is wellplaced to compete with Australian LNG. OGE: Do you see spot markets as having a greater influence on pricing moving forward and how would that affect Sakhalin Energy’s business and future investment strategies (such as adding trains to the LNG plant?)

Dashkov: Increasing volumes of LNG in Asia are being sold outside traditional long-term oil-linked contracts, although the majority of volumes remain tied into long-term contracts. Therefore spot prices tend to influence at the edges of the market – for example establishing seasonal price peaks. For Sakhalin Energy, spot prices would primarily affect only about 10 percent of uncommitted volumes. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

САХАЛИН жизни появление новых производств и новых рабочих мест. Контракты с российскими предприятиями превысили в денежном выражении $18 млрд. Участие в работах по проекту местных сахалинских компаний многократно повысило их потенциал и конкурентоспособность. Сегодня на Сахалине один из самых низких уровней безработицы в стране. Компания реализует на территории области множество социальных проектов. При выборе направлений и проектов социальной направленности «Сахалин Энерджи» в первую очередь руководствуется целесообразностью и перспективностью тех или иных программ, а также их способностью позитивно влиять на жизнь сообщества. Приоритет отдается таким направлениям, как образование, безопасность, охрана окружающей среды, охрана здоровья, культура и искусство. Акцент делается на реализацию стратегических долгосрочных партнерских программ с участием внешних сторон. Самые известные долгосрочные программы – это грантовая социальная программа «Малые гранты – большие дела», которая в прошлом году отпраздновала десятилетний юбилей и преобразовалась в Фонд социальных инициатив «Энергия»; программа «Сахалинский совет по вопросам дорожной безопасности», который представлен нашей компанией, областным ГИБДД и правительством Сахалинской области; «Спешите делать добро» – корпоративная программа поддержки благотворительных инициатив и волонтерства; известная многим программа «Что делать в чрезвычайных ситуациях», цель которой развитие навыков безопасного поведения у детей и подростков; программа «Корсаковский партнерский совет по устойчивому развитию» и, наконец, получивший высокую международную оценку «План содействия развитию коренных малочисленных народов Севера Сахалинской области». Кстати, наши уникальные подходы к вопросам уважения и соблюдения бизнесом прав человека, а также партнерские программы взаимодействия с коренными малочисленными народами вошли не только в российские, но и в международные сборники лучших практик. Помимо этих программ, которые осуществляются уже на протяжении многих лет, компания реализует множество отдельных проектов, включая благотворительные, экологические или, например, образовательные, связанные с культурой и искусством. Крупнейшим событием в культурной жизни области стала организация и проведение уже в этом году в областном художественном музее выставки шедевров живописи из Русского музея, приуроченной к 20-летнему юбилею Компании

НГЕ: Что вы можете сказать о спросе и предложении на рынке СПГ в странах Дальнего Востока? Как компания «Сахалин Энерджи» планирует конкурировать на этом рынке в ближайшие 20 лет? Дашков: Мы считаем, что спрос на СПГ в Восточной Азии сохранится на высоком уровне. С восстановлением работы японских АЭС их доля в производстве электроэнергии будет постепенно возрастать, однако, скорее всего, это будет носить частичный характер, потребует определенного времени и приведет к частичному замещению использования нефти в энергетике, но одновременно будет расти и спрос на энергию. Ожидается, что существенный рост покажут другие рынки, особенно Китай, а также новые рынки СПГ в Юго-Восточной Азии.

37

SAKHALIN OGE: Other companies, Rosneft among them, have announced plans to build new LNG facilities in the Russian Far East. Are such new LNG projects a necessity? Or would expanding Sakhalin Energy’s LNG plant be just enough?

Dashkov: Current plans to develop new LNG projects in Russia are indeed progressing alongside the plans to develop remote oil and gas fields, including those in the Arctic region. We are proud to have paved the way for all these projects.

I’d rather abstain from commenting on other companies’ plans to undertake LNG production projects.

Instead I am pleased to share with you that Sakhalin Energy, pursuant to its Supervisory Board decision, has launched a FEED package development process for Train 3 of our LNG plant, which opens up a new stage in the development of our company and, I hope, of the entire oil and gas industry in Russia.

#4 April 2014

Что касается конкуренции, то у «Сахалин Энерджи» заключены долгосрочные контракты на поставку приблизительно 90% продукции, производимой на двух существующих технологических линиях СПГ, и эти контракты будут действовать в течение ближайших 15 с лишним лет. Кроме того, у Сахалина есть преимущество, связанное с его непосредственной близостью к Японии (и следовательно, с коротким расстоянием транспортировки), что будет способствовать реализации оставшихся незаконтрактованных объемов СПГ.

НГЕ: Как вы считаете, повлияет ли потенциальный экспорт СПГ из Канады и, возможно, из США в страны Дальнего Востока на рынки «Сахалин Энерджи» и ее конкурентоспособность? Как скажутся на вашем рынке поставки СПГ из Австралии и каких-либо других источников в Азии? Дашков: Основные вопросы, касающиеся СПГ из США и Канады, – когда начнется его экспорт в значимых объемах и по какой цене. Мы считаем, что в ближайшие пять лет эффект в Восточной Азии будет относительно небольшим. Рынок по-прежнему будет испытывать потребность в значительных объемах СПГ из других источников, в частности из Австралии, поэтому цена на него должна устанавливаться на уровне, который сделает австралийский СПГ конкурентоспособным. По нашему мнению, «Сахалин Энерджи» находится в выгодном положении, чтобы конкурировать с австралийскими поставщиками СПГ. НГЕ: Будет ли спотовый рынок в перспективе оказывать возрастающее влияние на ценообразование и как это скажется на деятельности «Сахалин Энерджи» и будущих инвестиционных стратегиях (например, строительстве дополнительных технологических линий на заводе по производству СПГ)? Дашков: Все больше СПГ продается в Азии не на основе традиционных долгосрочных контрактов с привязкой к ценам на нефть, хотя большинство объемов по-прежнему реализуется на условиях долгосрочных контрактов. Поэтому спотовые цены обычно влияют на экстремальные рыночные показатели – например, формируют сезонные пики цен. Что касается «Сахалин Энерджи», цены спотового рынка, в первую очередь, затронут лишь 10% незаконтрактованных объемов.

● A single point mooring unit for tanker loading is located in Aniva Bay, 4.5 kilometers offshore ● Выносное причальное устройство, через которое осуществляется загрузка танкеров, расположено в заливе Анива, на расстоянии 4,5 км от берега

38

НГЕ: Существуют планы строительства других заводов СПГ на Дальнем Востоке России, например у компании «Роснефть». Считаете ли вы это необходимым или же можно просто добавить технологические линии на заводе СПГ «Сахалин Энерджи»? Дашков: Действительно, рука об руку с разработкой труднодоступных месторождений нефти и газа, в том числе в Арктике, набирают темпы планы развития производства российского СПГ. Нам чрезвычайно приятно, что дорогу им проложила «Сахалин Энерджи». Конкретные планы других компаний комментировать не берусь, однако могу сказать, что в соответствии с решением Наблюдательного совета по нашему проекту «Сахалин Энерджи» приступила к предварительному проектированию третьей технологической линии завода СПГ. Это станет новым этапом в развитии компании и, надеюсь, нефтегазовой отрасли нашей страны.

Oil&GasEURASIA

ARCTIC

«Морская платформа – не место для экспериментов»

40

Bojan Šoć

Боян Шоч

amir Valeyev, deputy general director for strategic development at Gazprom Burenie, the general contractor for well construction at the Prirazlomnoye oil field in the Pechora Sea, told OGE in an interview how to achieve the zero LTI, what problems the complex geological conditions in northern seas pose to drillers and why his firm bet on experience in Russia’s first Arctic offshore project.

D

амир Валеев, заместитель генерального директора по стратегическому развитию ООО «Газпром бурение» – генподрядчика по строительству скважин на Приразломном месторождении, в интервью НГЕ рассказал, как добиться нулевого LTI, чем чревата для буровиков сложная геология северных морей и почему в первом российском шельфовом проекте в Арктике ставку делали на опыт.

Oil&Gas Eurasia: Would you, please, describe the main stages of the drilling project at the Prirazlomnoye field.

Damir Valeyev: According to the drilling program, 37 wells are planned to be drilled at Prirazlomnoye. Part of these are production wells, part – injection wells, and one well is designed for reinjection of mud cuttings, which means it won’t be necessary to store mud on the platform, transport it to the shore and utilize at special disposal sites.

The existing general contractor’s deal, envisaging construction of the first three wells, is basically an EPCI (Еngineering – Procurement – Construction – Installation) contract. The general contractor is obliged to prepare the well construction program, select subcontractors and subsequently integrate them into the project. Today, we coordinate activities of more than 15 subcontractor service companies providing various types of services, and conduct project management related to well construction. Naturally, any deviation from the project and the drilling program needs to be approved by the client (Gazpromneft Shelf – OGE).

«Нефть и газ Евразия»: Расскажите, пожалуйста, об основных этапах бурового проекта на Приразломном месторождении. Дамир Валеев: На Приразломном месторождении запланировано строительство 37 скважин. Часть из них будут добывающими, часть – нагнетательными, а одна предназначена для закачки выбуренной породы, что исключит необходимость ее хранения на платформе, вывоза на берег и утилизации на специальных полигонах. Действующий договор генерального подряда на строительство трех первых скважин – это своеобразный EPCI (Еngineering – Procurement – Construction – Installation) контракт. Генподрядчик ответственен за подготовку программы строительства скважин, выбор субподрядчиков для выполнения работ и их интеграцию в проект. Сегодня мы координируем деятельность более 15 субподрядных сервисных компаний, оказывающих различные виды услуг, и осуществляем управление проектом непосредственно в процессе строительства скважин. Естественно, что любое

Д

Oil&GasEURASIA

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

“Offshore Platform Is No Place for Experiments”

№4 Апрель 2014

АРКТИКА

OGE: What is the size of staff involved in executing the project on site?

Valeyev: Our drilling team includes 74 men who work in shifts. Such large numbers have to do with the facility’s autonomy and the need to serve and maintain the operational capability of numerous units of drilling equipment.

We approached the issue of picking the drilling team very thoroughly. Before the launch of the drilling campaign, each member of our staff had received training on the same equipment, which is used at the Prirazlomnaya offshore ice-resistant stationary rig. Among other topics, they were taught the specifics of working in Arctic conditions, the course of action in case of emergencies, rescue techniques at sea, including those applied during helicopter landings on water. The training was provided at specialized training centers in Russia and abroad. Since 2010, our personnel was being trained to prepare the launch of the drilling complex on site in the Pechora Sea, following the rig’s departure from the shipyard. The tasks included start-up, commissioning and load testing of the equipment. Today, we can say without exaggeration that the experience gained by our drilling team during start-up and commissioning training sessions enabled them to successfully operate this unique drilling equipment – which is unparalleled in Russia – during the actual drilling campaign.

тывает 74 человека, которые работают посменно, вахтовым методом. Столь значительная численность бригады связана с автономностью объекта и необходимостью обслуживания и поддержания работоспособности многочисленного оборудования бурового комплекса. Бригаду мы комплектовали тщательно. Все сотрудники прошли предварительное обучение работе на оборудовании, которое используется на МСЛП «Приразломная». Их знакомили, в том числе, со спецификой работы в условиях Арктики, действиям в нештатных ситуациях, методам спасения на море, в том числе при посадке вертолета на воду. Обучение проходило в специализированных российских и зарубежных тренинг-центрах. С 2010 года этот же персонал занимался подготовкой к запуску бурового комплекса на точке базирования в Печорском море после выхода МЛСП с верфи. Задача заключалась в пуско-наладке оборудования и его испытании под нагрузкой. Сегодня без преувеличения можно сказать, что опыт, полученный на этапе пуско-наладочных работ, позволяет буровой бригаде успешно оперировать уникальным и не имеющим аналогов в России оборудованием бурового комплекса МЛСП на этапе бурения.

OGE: Are you drilling according to schedule?

Valeyev: The sequence of operations and schedules is set

НГЕ: В график бурения укладываетесь? Валеев: Очередность и плановые сроки работ определя-

by the client. We completed construction of the first production well and we continue to build an injection well in accordance with the client’s schedule. Major achievements? Since the beginning of the drilling campaign we have maintained zero Lost Time Injury (LTI), practically zero non-productive time (NPT), while also demonstrating very good results in HSE.

ет заказчик. Мы закончили строительство первой добывающей скважины и продолжаем работы по бурению нагнетательной в соответствии с оперативным графиком заказчика. Основные достижения? За все время у нас был нулевой показатель LTI (Lost Time Injury – травмы с потерей трудоспособности), практически нулевой показатель НПВ (непроизводительное время), очень хорошие результаты показаны в области охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды (ОТ, ПБ и ООС).

отклонение от проекта и программы работ согласовывается заказчиком (ООО «Газпром нефть шельф» – НГЕ).

НГЕ: Какими силами выполняете эту работу на месте? Валеев: В общей сложности буровая бригада насчи-

PHOTO: GAZPROM BURENIE / ФОТО: ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ

OGE: Well construction in the Arctic is a demanding task, but it also poses a big challenge to true professionНГЕ: Строительство als. What difficulties have скважин в условиях Арктики you encountered during – задача не из легких, но, the drilling campaign at в то же время, это еще и Prirazlomnoye and how большой вызов для настоhave you coped with them? ящих профессионалов. С какими сложностями вы Valeyev: The main столкнулись в бурении на difficulties occurred at the Приразломном, и каким initial stage of the drillобразом с ними справляеing project when we had тесь? to deal with insufficiently studied geological condiВалеев: Основные tions. The problems includсложности возникли на ed absorption of drilling начальном этапе, когда мы ● The drilling complex on the Prirazlomnaya rig is hermetically sealed muds, as well as wellbore столкнулись с недостаточно ● Буровой комплекс МЛСП «Приразломная» полностью stability, which was further изученными геологическигерметизирован complicated by tough “zero ми условиями. Возникали discharge” requirements in проблемы с поглощениями the Arctic. On the basis of additional analytical, laboratory бурового раствора, стабильностью и устойчивостью ствола and research work we came up with a client-approved plan to скважины, что осложнялось жесткими требованиями «нулевоimplement technological solutions that allowed us to reduce го сброса» в условиях Арктики. На основании дополнительных several times the influence of geological factors at the second аналитических, лабораторных и исследовательских работ был well. Measured depth of the first well totaled 4,132 meters, определен и согласован с заказчиком план и объем техниand very soon the depth of one of our wells could reach 8,100 ко-технологических мероприятий, позволивший на второй meters. скважине кратно снизить влияние геологических факторов. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#4 April 2014

ARCTIC PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

К слову, общая длина перOGE: The execution of such вой скважины составила a complex project is unthink4 132 м, а в ближайшей able without the application of перспективе длина одной front-end technology. Among difиз скважин достигнет ferent modern applications at 8 100 м.

Prirazlomnoye, is there any one in particular that you could call a breakthrough technology in НГЕ: Реализация the Russian petroleum industry? столь масштабного проWhich of them was the most difекта немыслима без приficult from the technical point of менения передовых техноview? логий. Есть ли среди них те, которые можно было Valeyev: When we were бы назвать прорывными putting together the drilling proдля российской нефтегаgram at the project development зовой отрасли? Внедрение stage, we picked the most modкакой из них стало самым ern technical and technological ● According to Damir Valeyev, Gazprom Burenie is ready to face tough сложным с технической solutions. These relate to drilling, competition in the drilling contractors market точки зрения? well development and well test- ● По словам Дамира Валеева, его компания готова к жесткой ing. When participating in such a конкуренции на рынке буровых подрядчиков Валеев: На этапе complex and demanding project, разработки проекта и проone shouldn’t be experimenting, even more so if you bear in граммы работ были отобраны наиболее современные техmind that all technological novelties have to be harmonized нические и технологические решения. Это относится как with the entire set of drilling equipment on the Prirazlomnaya к бурению, так и к освоению и испытанию скважин. Когда rig. That is why all technology that we used there was the latest участвуешь в столь сложном и ответственном проекте, эксtech, but already tested and tried. периментировать нецелесообразно, тем более что все технологические новшества самым непосредственным образом OGE: How much does it cost to build a well? Have you должны быть увязаны с характеристиками оборудования всего комплекса МЛСП. Именно поэтому, все технологии, которые been able to stay within budget?

Valeyev: The general contractor who’s in charge of drill- мы применяли – самые современные, но уже испытаны и ing forecasts only a certain part of construction costs. The full обкатаны. cost of a well as a complete, ready-for-use structure is forecast by the license holder taking into account his own expenses, НГЕ: Во сколько обходится строительство одной скваequipment depreciation and many other factors. жины? Укладываетесь ли в бюджет? Валеев: Генеральный подрядчик, непосредственно осуOGE: Whenever there is talk about offshore drilling, envi- ществляющий бурение, формирует только часть затрат на ronmentalists traditionally voice their concerns over a poten- строительство. Полная стоимость скважины, как готового к tially negative impact it may have on the environment. In terms эксплуатации объекта, будет сформирована недропользоватеof your campaign at Prirazlomnoye, do you think their concerns лем с учетом собственных затрат, амортизации оборудования и множества других факторов. are groundless? How environmentally-friendly is your project?

Valeyev: The project’s environmental component is being given a great deal of attention. One of the best examples НГЕ: Как только речь заходит о бурении на шельфе, экоis waste disposal. Drilling facilities on the Prirazlomnaya rig логи традиционно высказывают озабоченность в связи с возare hermetically sealed, not a single drop is spilt out of storage можным негативным воздействием на окружающую среду. containers. Before a special disposal well is constructed, the Вы считаете, что их опасения напрасны? Насколько этот entire volume of drill cuttings is collected in sealed offshore проект сегодня экологичен? containers, while the spent drilling muds and wastewater are Валеев: Экологической составляющей проекта уделяgathered in storage tanks. As their volumes grow, we ship them ется самое серьезное внимание. Один из лучших примеров to shore and bury at waste disposal sites. It’s not cheap, but it – утилизация отходов. Буровой комплекс МЛСП полностью guarantees 100-percent environmental safety. At a later stage, герметизирован, ни одной капли не выходит за пределы накоwe intend to install a module, which will process and reinject пительных емкостей. До запуска специальной поглощающей most of the mud cuttings into the disposal well. скважины, вся выбуренная порода собирается в герметизированные морские шламовые контейнеры, а отработанный буровой раствор и сточные воды в накопительные емкости. По OGE: When do you plan to build that disposal well? мере накопления отходы вывозятся на берег и утилизируются Valeyev: It will be our third well. на полигонах захоронения. Это недешевое удовольствие, но OGE: How would you rate the skill level and qualifications таким образом обеспечивается 100%-я экологическая безопасof the Gazprom Burenie staff involved in the drilling project? Do ность. В дальнейшем будет запущен в работу модуль МЛСП, обеспечивающий переработку и закачку большинства отходов you employ young graduates from petroleum schools?

Valeyev: The skill level of our staff justified expecta- бурения в поглощающую скважину. tions. The best testimony to that is the lack of any incidents whatsoever that are related to human factor. Our specialНГЕ: Когда построите специальную, поглощающую ists trained for this project over a 1.5-year period and took скважину? classes in Norway and China. Honestly speaking, we practiВалеев: Она будет третьей по счету.

42

Oil&GasEURASIA

№4 Апрель 2014

АРКТИКА

m м the mesured depth of the first production well at the Prirazlomnoye oil field длина по стволу первой эксплуатационной скважины на Приразломном месторождении cally don’t have any young specialists on our drilling crews at Prirazlomnoye. We recruited production and engineering staff from Gazprom Burenie’s most experienced subsidiary.

The average age of engineers and highly qualified specialists is 38-40 years. However, as the project progresses, we plan to begin individual recruitment and training, so we could be able to rotate and rejuvenate staff. Such strategy is easy to explain – at the initial stage we strived to minimize all risks and assigned complex tasks to our most experienced specialists.

OGE: When you talk about offshore development and well construction at sea you can often hear that the skill level of young specialists trained at oil and gas universities leaves much to be desired. Do you share that point of view?

Valeyev: We’re aware of that issue and it’s not from hearsay, the Gubkin Oil and Gas University even has a special department for offshore drilling. As our offshore projects portfolio grows – and we are very keen to accomplish that goal – we shall invariably make an effort to build ties with

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Как оцениваете уровень подготовки и квалификации персонала ООО «Газпром бурение», задействованного в буровом проекте? Привлекаются ли к нему молодые специалисты профильных ВУЗов? Валеев: Уровень подготовки нашего персонала оправдал ожидания. Лучшее тому свидетельство – отсутствие каких-либо инцидентов, связанных с человеческим фактором. Наши специалисты готовились в течение полутора лет, прошли зарубежные тренинги в Норвегии и Китае. Честно признаюсь, молодых специалистов в составе бригады буровой компании на Приразломном практически нет. Мы привлекли производственный и инженерный персонал из самого опытного филиала компании. Средний возраст инженеров и высококвалифицированных специалистов – 38-40 лет. Но, по мере развития проекта, мы планируем в индивидуальном порядке начать подбор и обучение людей, чтобы иметь возможность ротации и обновления кадров. Такая стратегия легко объяснима – на начальном этапе мы старались свести к минимуму все риски и поэтому доверили выполнение сложных задач наиболее опытным специалистам. НГЕ: Когда говорится об освоении шельфа и строительстве морских скважин, нередко можно услышать, что в этой области уровень подготовки молодых специалистов в профильных ВУЗах оставляет желать лучшего. Вы разделяете такую точку зрения? Валеев: Эта тема нам знакома не понаслышке, в РГУНГ им. Губкина есть даже специальный факультет по бурению на шельфе. По мере роста нашего портфеля шельфовых проектов – в чем мы очень заинтересованы – безусловно, постараемся наладить сотрудничество с университетами в этом направлении. Хотя не секрет, что дело не в обучении, нужна практика,

43

#4 April 2014

ARCTIC

Приразломное нефтяное месторождение ● ● ● ● ● ● ● ●

Открыто в 1989 году Расположено на шельфе Печорского моря, в 60 км от пос. Варандей, Ненецкий АО Глубина моря в районе месторождения – 19-20 м Извлекаемые запасы – 71,96 млн т Проектный уровень добычи – около 6 млн т в год (после 2020 года) Срок разработки – 25 лет Фонд скважин – 37 шт. Глубина залегания продуктивных горизонтов – 2 300-2 700 м

educational institutions in relation to this issue. However, it’s no secret that this isn’t about training, but practical knowledge. Students need practice, and the specialists with working experience in offshore projects are scarce. Drilling contractors in Russia’s two largest offshore projects, Sakhalin-1 and Sakhalin-2, are foreign companies. Our activity regarding participation in offshore projects is well grounded and we are currently studying several projects and holding talks with potential customers. I think that in the foreseeable future we have a good opportunity to gain an edge over our competitors in Russia’s offshore drilling market. New projects mean new jobs for Russian specialists, new experience and a new stage in development of our oil and gas industry.

OGE: How successfully can Russian drilling contractors compete today with their foreign counterparts?

Valeyev: Our company is quite ready for tough competition, and we have our advantages. I‘d like to note that practically every foreign contractor working offshore provides a very narrow scope of services, supplying a drilling crew only, or a crew and a drilling rig, which you could just as well call a “hoisting crane.” Such contractors have nothing to do with technology and optimization of operations. Their sole obligation is to maintain equipment in working order, and employ skilled, healthy, disciplined workforce. In our case it’s a totally different system, we provide turnkey services and do what is usually done by customers. By the way, such approach benefits the customers themselves, they don’t have to set up their own drilling department in order to launch such a project. Apart from us, no company in the world is doing it this way.

OGE: You mentioned that project management is conducted out of Moscow. How did you put together your project management team? Did you have to resort to services of foreign specialists?

Valeyev: As I already said, the company is making a great deal of effort to develop offshore projects. That’s exactly the reason why back in 2011 we decided to set up our Offshore Drilling Dept. at Gazprom Burenie’s Moscow headquarters, and beginning from May 2013 its specialists have been working in the “Project Office,” which manages the drilling project at the Prirazlomnoye field. Our staffing plan envisages a 17-man department, but we still haven’t completed our recruitment campaign. All but one are Russian nationals and practically all have been recruited from international companies.

44

а людей с практическим опытом работы на шельфе недостаточно. На наиболее крупных российских проектах на шельфе, «Сахалин-1» и «Сахалин-2», подрядчики – иностранные компании. Наша активность по участию в шельфовых проектах вполне обоснована и уже сейчас в проработке находятся несколько проектов, ведутся переговоры с потенциальными заказчиками. Думаю, что в недалеком будущем у нас есть все шансы потеснить наших коллег на российском рынке шельфового бурения. Новые проекты – это новые рабочие места для российских специалистов, новый опыт и новый этап развития отечественной индустрии.

НГЕ: Насколько успешно российские компании могут сегодня конкурировать с иностранными подрядчиками? Валеев: Наша компания вполне готова к жесткой конкуренции, и у нас есть свои преимущества. Хочу отметить, что практически все зарубежные подрядчики, работающие на шельфе, оказывают услуги очень узко, то есть предоставляют только бригаду либо бригаду и буровую платформу. Своеобразный «подъемный кран». К технологии и оптимизации работ такие подрядчики не имеют никакого отношения. От них только требуется, чтобы оборудование не выходило из строя, а персонал был обучен, здоров и дисциплинирован. В нашем случае это абсолютно другая система, мы оказываем комплексные услуги «под ключ», делаем то, что обычно делают заказчики. Кстати, это очень выгодно самим заказчикам, им не надо создавать свою службу, чтобы начать такой проект. В мире, кроме нас, это практически никто не делает. НГЕ: Вы упомянули, что управление проектом осуществляется из Москвы. Каким образом комплектовалась команда, которая выполняет эту задачу? Пришлось ли прибегнуть к услугам иностранных специалистов? Валеев: Как я уже упомянул, компания прилагает значительные усилия в развитии морских проектов. Именно поэтому, еще в 2011 году в головном офисе ООО «Газпром бурение» в Москве был создан Департамент по работам на шельфе, а начиная с мая 2013 года, его специалисты обеспечивают работу «Проектного офиса», осуществляющего управление проектом бурения на Приразломном месторождении. По штатному расписанию в состав департамента должно войти 17 человек, но процесс комплектования еще не закончен. Все за исключением одного – россияне, но практически все пришли к нам из международных компаний.

Prirazlomnoye oil field ● ● ● ● ● ● ● ●

Discovered in 1989 Located in the Pechora Sea, 60 kilometers offshore from Varandei settlement, Nenets Autonomous District Sea depth – 19-20 meters Recoverable oil reserves – 71.96 million tons Designed oil output – around 6 million tons per year (beyond 2020) Development period – 25 years Number of wells – 37 Depth of production reservoirs – 2,300-2,700 meters

Oil&GasEURASIA

OIL PRICING

Staying Within Price Corridor Who’s trying to knock down the price of oil and why Russia is not the only one upset

Удержаться в коридоре Кто хочет «уронить» цену на нефть и почему это невыгодно не только России Elena Zhuk

T

SOURCE: IEA / ИСТОЧНИК: МЭА

he attempts to use intervention measures to artificially knock down global oil prices is likely to be counterproductive and may eventually lead to shrinking investments into the industry, Gazprom Neft general director Alexander Dyukov said at the April 4 meeting with press reporters in St. Petersburg.

For instance, U.S. oil output growth has been chiefly fueled by development of unconventional reserves with rather high production costs. “Estimated cost of shale oil production ranges from $65 to 85 per barrel. If we talk about deepwater offshore production, lifting cost approaches $100 per barrel, and production from Canadian oil sands comes at $110 per barrel. That is why slashing the global oil price below $90 per barrel would greatly impact the efficiency of these projects,” said Dyukov.

According to him, lower prices would force oil companies investing in unconventional resources production to reduce investments, which consequently may shorten supply of crude to the global market and lead to an oil price rebound.

The OPEC countries are able to influence oil prices, adds Dyukov. In particular, the three Middle Eastern members of the oil exporters’ organization, Saudi Arabia, Kuwait and the

46

Елена Жук

П

опытки искусственного обвала мировой цены на нефть за счет интервентных мер, скорее всего, будут иметь контрпродуктивный эффект и приведут, в частности, к сокращению объемов инвестиций в отрасль. Такое мнение на встрече с журналистами, прошедшей 4 апреля в Санкт-Петербурге, высказал генеральный директор «Газпром нефти» Александр Дюков. К примеру, в США рост добычи сегодня, в основном, происходит за счет вовлечения в разработку нетрадиционных запасов, себестоимость добычи которых достаточно высокая. «По оценкам, себестоимость добычи сланцевой нефти составляет $65-85 за баррель. Если говорить о глубоководном шельфе, то там этот показатель уже приближается к $100 за баррель, а на канадских нефтяных песках доходит до $110. Поэтому любое падение цены ниже $90 серьезным образом повлияет на эффективность этих проектов», – отметил Дюков. По мнению руководителя, в результате снижения цен компании, вкладывающие средства в добычу нетрадиционных ресурсов, вынуждены будут сокращать инвестиции, что, в свою очередь, повлечет за собой сокращение предложения на мировом рынке нефти, в результате чего цена «черного золота» вернется на прежний уровень. Влиять на уровень цен, считает гендиректор «Газпром нефти», сегодня могут страны ОПЕК. В частности, три ближневосточных участника организации нефтеэкспортеров, Саудовская Аравия, Кувейт и ОАЭ, обладают свободными мощностями, способными обеспечить дополнительное производство 100-150 млн т нефти в год, то есть около 3 млн баррелей в сутки. На фоне общемирового потребления, которое, по данным ОПЕК, в 2014 году составит 91,14 млн баррелей в сутки, это незначительный прирост. С другой стороны, несмотря на то, что большая часть нефти продается по долгосрочным контрактам, этот прирост в определенной мере способен оказать влияние на цену, поскольку речь идет об объеме, равном примерно 20% сегодняшнего предложения на спотовом рынке, который формирует котировки (по словам Дюкова, на «споте» сегодня торгуется около 15 млн баррелей в сутки). Но, по его мнению, упомянутым странам спад цены на нефть вряд ли нужен. «Во всех этих государствах разработаны и реализуются серьезные социальные и инвестиционные проOil&GasEURASIA

#4 April 2014

OIL PRICING PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

United Arab Emirates, have surplus producграммы, направленные на tion capability to produce an additional 3 развитие экономики. Если million barrels per day. On the backdrop of появляется возможность OPEC’s 2014 global oil consumption forecast продать дополнительный of 91.14 million barrels per day, this is but a объем, это не означает, что slight increase. On the other hand, though увеличится размер дохоmost of oil is sold under long-term contracts, да, который получит проthis extra output may influence the price to изводитель. Скорее всего, a certain extent as it represents about 20 наоборот, доход может percent of today’s spot offers, which shape снизиться, что нанесет the price quotations (according to Dyukov, определенный ущерб бюдcurrently some 15 million barrels of oil are жету этих стран», – считает traded daily on the spot market). Дюков. К примеру, бюджет Still, in his opinion, it’s unlikely that Саудовской Аравии сверthe mentioned OPEC members are interстан из расчета цены на ested in lower oil prices. “All these countries нефть $90 за баррель, и вряд have designed and are implementing major ли ее падение ниже этого social and investment programs aimed at уровня пойдет на пользу economic development. The opportunity саудовской экономике. to sell additional volumes of crude doesn’t По мнению Дюкова, necessarily translate into higher revenue for страны ОПЕК могут рассмаproducers. On the contrary, the chances are тривать возможность вреthat the revenue would fall, which may hurtменного снижения цены, ing the budget receipts of these countries,” но лишь с целью забрать Dyukov explains. For example, the Saudi на рынке долю нетрадициgovernment’s budget is linked to an oil price онной нефти. В долгосрочof $90 per barrel and lower prices will hardly ● А potential oil price drop threatens to reduce investной же перспективе страны benefit local economy. ments into the industry, thinks Gazprom Neft general direc- ОПЕК не заинтересованы в According to Dyukov, OPEC members tor Alexander Dyukov уровне цен в $80-90 за барmight consider a temporary price reduction, ● Потенциальное снижение цены на нефть может рель, а ориентируются на but only in order to reclaim some of the привести к сокращению инвестиций в отрасль, считает диапазон $100-110. ground currently held by non-conventional генеральный директор «Газпром нефти» Александр «С учетом определенcrude producers. In the long term, OPEC Дюков ной премии, постоянно doesn’t pursue the price range of $80-90 per растущего спроса, который barrel, preferring the $100-110 band instead. нужно удовлетворять, диапазон цен должен быть $95-100-115 “Adjusted for a certain premium and the growing demand, за баррель, учитывая политическую нестабильность, которая which has to be met, the price range should be $95-100-115 так или иначе будет присутствовать, – отметил Дюков. – Любое per barrel, taking into account political instability, which is выведение цены из этого, на мой взгляд, равновесного состояsure to linger in this or that way,” said Dyukov. “Any tilt beyond ния будет приводить к снижению инвестиций в нефтедобычу». this price range would disrupt the equilibrium and result in Гендиректор «Газпром нефти» не исключает возможного shrinking investment in oil production,” the executive added. понижения цен и изменения баланса на рынке, но отмечает, Gazprom Neft general director doesn’t rule out a possible что при наличии большого количества игроков и драйверов drop in prices and the market being thrown out of balance, but рынка, существует множество сценариев и вариантов развиadds that the presence of numerous market players and drivers тия ситуации. provides a multitude of scenarios and development options. К примеру, на рынок может вернуться иранская нефть, но For example, Iranian oil may return to the market, вряд ли это произойдет в ближайшее время. «Первое – должно though this is unlikely to happen anytime soon. “First, there быть принято решение по отмене санкций. Они же окончаneeds to be a decision to lift the sanctions [on Iran oil sup- тельно не отменены, и, соответственно, на данный момент, ply]. They haven’t been lifted completely and, consequently, при всем желании иранской стороны, не позволяют ей приdespite the Iranians’ determination, this prevents them from влечь инвестиции и технологии. С другой стороны, в любом attracting investment and applying new technology. On the случае это займет время, пока инвестиции дадут результаты и other hand, it will still take some time before investments позволят Ирану вернуть тот объем добычи, который он потеyield results and Iran restores previous output figures that рял за время действия санкций и недоинвестирования в свою had dropped under the sanctions and due to underinvest- нефтедобычу», – считает Дюков. ment,” says Dyukov. По его мнению, мировой рынок нефти вряд ли может According to the executive, the global oil market is also вывести из равновесия и открытие стратегических нефтяных unlikely to be thrown out of balance after the United States резервов США. В середине марта США провели тестовую проopened its strategic petroleum reserves. In mid-March, U.S. дажу нефти из стратегических запасов страны в объеме 5 млн performed a test sale of 5 million barrels of oil from its stra- баррелей. «Рынок нефти, безусловно, можно вывести из равноtegic reserves. “Naturally, it is possible to disrupt the balance весия, но для этого нужны совсем другие объемы», – сказал in the oil market, but such effort requires totally different vol- Дюков, уточнив, что повлиять на конъюнктуру ценообразоваumes,” said Dyukov, explaining that pricing policies would be ния можно лишь за счет продолжительных (не менее месяца) affected only after a lengthy – at least a month-long – supply поставок на мировой рынок дополнительных 3 млн баррелей of an extra 3 million barrels per day to the global market. сырья в сутки.

48

Oil&GasEURASIA

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ REACH OUT TO THE «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» – BIGGEST B-2-B КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К AUDIENCE IN RUSSIA’S ЭТО САМОЙ КРУПНОЙ PETROLEUM INDUSTRY! B-2-B АУДИТОРИИ ● Trying to break into a new market? ● Want to expand your current pool of clients? ● Have a tool, technology or product that could be a hot sell in a vibrant market? ● Struggling to make an impact with a tight advertising budget?

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

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

Your new client may be just one phone call away.

Dial +7 499 678 2553 for details.

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

Убедитесь и вы!

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

TECHNICAL TRAINING TOURS

Training in the Обучение в США USA for Russian для российских Oilfield Specialists! нефтяников! il&Gas Eurasia, together with its sister company, The Oconto Group, offers customized training programs and business meetings to facilitate dialogue and build business relations between Russian and U.S. companies.

O

«Н

We specialize in the oilfield equipment and services sector, refining and power generation.

Наша специализация – нефтепромысловое оборудование и сервис, переработка и энергетика.

What We’ve Done and Can Do for You!

Что мы сделали и можем сделать для вас!

One- to Two-Week Field Excursions

Одно- и двухнедельние поездки на промыслы

OGE recently lead petroleum engineers from Russia’s third-largest oil producer, Surgutneftegaz, on a two-week tour across Texas, visiting equipment manufacturing plants, shale fields, and meeting field operators and service companies.

Для инженеров-нефтяников третьей по уровню добычи российской нефтекомпании «Сургутнефтегаз» НГЕ организовал двухнедельный тур по Техасу с посещением заводов, выпускающих промысловое оборудование, и сланцевых месторождений, а также устроил встречи с представителями операторов и сервисных компаний.

Their U.S. hosts included Nalco, GE Lufkin, Baker Hughes and Schlumberger. Sites visited included Midland-Odessa in the Permian Basin, the Eagleford Shale fields, and various offices and machine shops in Houston.

ефть и газ Евразия», совместно с компанией-партнером, The Oconto Group, предлагает обучающие программы и встречи для установления диалога и налаживания деловых отношений между российскими и американскими компаниями.

В качестве компаний-хозяев выступили Nalco, GE Lufkin, Baker Hughes и Schlumberger. В рамках тура российские гости смогли посетить Мидленд-Одессу в Пермском бассейне, сланцевые месторождения Игл Форд, а также многочисленные офисы и заводские цеха в Хьюстоне. В этом году мы также работаем над организацией подобных встреч, расширяя географию предложений в Оклахоме, Северной Дакоте и Калифорнии.

50

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ This year, we are are again organizing similar field visits, as well as expanding our offerings into Oklahoma, North Dakota and California.

Custom Tailored Business Meetings OGE has experience in setting up two to three days of business meetings for executives from Russia’s power generation sector. Meetings have included site visits to power generation facilities, visits to Capitol Hill and meetings with energy regulators in Washington D.C. and New York State.

Trade Missions to Russia From it’s Moscow base, OGE can assist U.S. oilfield supply and equipment manufacturers interested in exporting to the Russian market, or in meeting the right distributor or manufacturer’s representative, or starting a dialogue with a potential JV partner. We can organize a group or set up one-on-one meetings – your choice.

Tyumen, by the way, is one of our specialities. If you’ve never seen the crossroads city of West Siberia, maybe now is the time?

Want to know more?

Email: p.szymczak@eurasiapress.com.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Деловые встречи с учетом пожеланий заказчика НГЕ обладает опытом организации двух- и трехдневных деловых встреч для руководителей российского энергетического сектора. Мероприятия включали посещение объектов генерации, визит в Конгресс США и встречи в Вашингтоне и штате Нью-Йорк с представителями госструктур, контролирующих энергетический сектор. Налаживание торговых связей в России Через свое московское представительство НГЕ готов помочь производителям и поставщикам оборудования, заинтересованным в экспорте на российский рынок, в организации встреч с дистрибьютерами и представителями производителя или в том, чтобы начать диалог с потенциальным партнером по СП. Мы можем организовать групповые или индивидуальные встречи по вашему выбору. Одной из наших визитных карточек является Тюмень. Если вы никогда не были в этом городе, крупном региональном центре Западной Сибири, возможно, пора его посетить?

Хотите узнать больше? Пишите по адресу: p.szymczak@eurasiapress.com

51

ADVERTORIAL SECTION

ANCHORS

Самозакапывающиеся якоря для систем удержания морских объектов Vryhof Anchors, Нидерланды

С

конца 1960-х годов нефтегазопоиско- дения, могут использоваться швартовные волокна. В последнем случае используются якоря с высоким сопротивлением вертикальвые работы на шельфе предъявляют системы различной конструкции. На мелководье нормой являются тради- ному вырыванию, иногда называемые якоряк швартовным системам новые требования ввиду большего размера сооружений, ционные системы швартовки на провиса- ми вертикальной нагрузки. Держащая сила якорей, закапывающихся больших глубин, более суровых условий окру- ющих цепных якорных оттяжках, в которых жающей среды и более длительного перио- восстанавливающая сила обеспечивается под действием силы волочения, основана на да эксплуатации. Традиционные типы якорей массой подвешенных провисающих якор- эмпирических данных, полученных в результаимели относительно низкую эффективность и ных оттяжек и нагрузки на якоре почти всег- те испытаний, проведенных в малом и полном масштабах. Эти данные лежат в оснобыстро стали чрезмерно большими и ве расчетных графиков, представляюдорогими, что послужило толчком к щих соотношение веса якоря и держаразработке новых, более эффективщей силы в определенных типах грунных самозакапывающихся якорей. та. Компания Vryhof Anchors имеет Сегодня современные якоря повыспециализированный научно-исследошенной держащей силы используются во всех основных районах мор- ● Рис. 1 Система швартовки ● Рис. 2 Система швартовки вательский центр (фото), где проводятся такие испытания с целью разраских нефтепромыслов с глубинами на провисающих якорных на натянутых якорных ботки всего диапазона якорей сверхдо 3 000 м и в условиях различных оттяжках оттяжках высокой держащей силы. типов морского дна – от многометроРазработка современных якорей высокой вых слоев мягкой глины до сцементированно- да горизонтальны (рис. 1). Для больших глуго карбонатного грунта и даже мягкого скаль- бин используются комбинированные якор- держащей силы позволила создать новые ные оттяжки из стального троса и цепи для модели, производимые из высокопрочных ного грунта. Системы удержания в заданной точке могут уменьшения массы якорных линий. В систе- стальных плит, такие как серия якорей Stevpris быть разделены на следующие категории: мах, работающих на глубоководье, исполь- компании Vryhof, с большими полыми конпассивные, использующие якоря и якорные зуются швартовные системы с натянутыми и струкциями, обеспечивающими значительоттяжки, прикрепленные к плавучему объек- частично натянутыми оттяжками, имеющи- но большую площадь лап, сдвоенными разнету, активные, использующие средства движе- ми значительно меньший разброс по площа- сенными веретенными плитами и регулируения, обычно движители, и комбинированные, ди, но относительно высокие углы подъема у мым углом между лапой и веретеном, который основанные на применении как якорей с якор- морского дна (рис. 2) и меньшую массу якор- позволяет использовать якорь на различных ными оттяжками, так и средств движения, ных оттяжек в виде тросов из полиэфирного типах морского дна (рис. 3). Возможность выбора оптимальобеспечивающих управление курного угла лапы в соответствии с сом или дополнительную восстагрунтом морского дна – главная навливающую силу в направлении особенность современного якоря наибольшей нагрузки. Швартовные Stevpris, который имеет три возсистемы также делятся на катеможные установки: 32° для песков гории по времени непрерывного и твердых грунтов, 41° для глин использования: временные систесредней плотности, слоистых грунмы швартовки используются для тов и ила и 50° для мягкой глины. краткосрочного (до нескольких В ходе проводимых у берегов месяцев) удержания объектов, Норвегии испытаний двухтонного стационарные (долговременные) якоря нового поколения Stevpris системы остаются на точке шварMk6, изготовленного Vryhof, дертовки более пяти лет. жащая сила якоря составила 200 т. Для временной и стационарной Швартовные системы для швартовки, в зависимости от таких использования в условиях открыфакторов, как конкретная область того моря регулируются междунаприменения, глубина моря, возродными правилами и нормами, действующие силы и характерипризванными обеспечивать безстики морского дна в месте нахож- ● Научно-исследовательский центр Vryhof

52

Oil&GasEURASIA

ЯКОРЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Альтернативой может стать подвоопасность и надежность дное устройство натяжения – например, проектируемых и устанавнатяжное устройство Stevtensioner комливаемых систем, с учеВеретено из двух разнесенных плит пании Vryhof, используемое для устатом последствий возможновки якорей в виде противодействуюных отказов и включением щих пар или против реактивного якоря. соответствующих коэф- Регулируемый угол между лапой и веретеном На якорях возникают высокие горизонфициентов безопасности. тальные нагрузки при приложении вертиЦифровой анализ кальной нагрузки к якорной линии, проусловий постановки объПлита из высокопрочной ходящей через натяжное устройство, при екта на якоря, выполстали Большая площадь лап, этом результирующая величина прилаганяемый для расчета полая конструкция лап емого горизонтального усилия на якоря результирующих нагруприблизительно в два раза превышазок на якорную систе- ● Рис. 3 Якорь повышенной держащей силы Vryhof Stevpris Mk5 ет прилагаемую вертикальную нагрузку. му и движений объекта, Суда, включая некоторые строительные, Натяжное устройство Stevtensioner дает потенсравнивается с данными масштабированного тестирования модели в испытатель- сами выполняют укладку якоря и якорной циальную экономию времени и затрат, поскольном бассейне. Выполняется анализ случа- линии на морское дно. В случае передвиж- ку прилагаемая нагрузка составляет приблизиев для неповрежденного состояния (когда ной буровой установки, развертывающей тельно половину результирующей нагрузки на якорная система полностью исправна) и для временную многоякорную систему швартов- якоре. Это позволяет использовать менее мощповрежденного состояния. Для стационар- ки, якоря обычно передаются на специализи- ное надводное оборудование, менее габаритные ных систем также проводится проверка пре- рованные суда для их перемещения к задан- суда для установки с относительно малой грузодельного состояния по усталости с целью ным точкам спуска и установки на морское подъемностью лебедки. Меньшие поверхностубедиться, что ожидаемый срок служ- дно. Затем с буровой платформы при помо- ные нагрузки также снижают риски и повышают бы системы швартовки на отказ превыша- щи лебедок подается установочная нагруз- безопасность работ. При сравнении с другими якорными основает расчетный срок службы с соответствую- ка. После использования якоря извлекаются щим запасом. Результаты анализов систем в обратном порядке. Якоря компании Vryhof ниями, такими как забивные сваи или всасывашвартовки используются для определения сконструированы таким образом, чтобы ими ющиеся якоря, стоимость самозакапывающихрасчетных нагрузок и, следовательно, опре- было легко манипулировать вышеуказан- ся якорей с установкой очень конкурентосподеления размеров необходимых элементов ным способом, при этом используют шкен- собна. В случае самозакапывающихся якорей капитальные затраты обычно ниже, поскольКоэффициенты безопасности самозакапывающихся якорей – ку они весят меньше и имеют высокие рабочие API RP 2SK характеристики (соотношение держащей силы Тип системы швартовки Метод анализа Квазистатический Динамический к массе); стоимость транспортировки к месту Для неповрежденного Стационарная 1,5 эксплуатации ниже, поскольку они имеют состояния меньшие размеры и разбираются для облегДля поврежденного 1,0 состояния чения транспортировки; затраты по установке Для неповрежденного также ниже, поскольку могут использоваться Передвижная 1,0 0,8 состояния менее дорогие установочные суда. Для поврежденного Не требуется Якоря компании Vryhof, заглубляющиесостояния ся по действием волочения, могут обеспеякорной линии с необходимыми коэффи- тель или несъемный цепной бегун. Сегодня чить технически выверенное и надежное решециентами безопасности. В таблице приведе- владельцы буровых установок и капитаны ние для якорного удержания плавучих объекны примеры коэффициентов безопасности специализированных судов для обработки тов. Они могут использоваться для швартовки для самозакапывающихся якорей из мето- якорей во всем мире предпочитают исполь- как временных, так и стационарных объектов дологических рекомендаций API RP 2SK, где зовать Stevpris Mk6 за его сверхвысокую на любых глубинах и со всеми типами грункоэффициент безопасности определяется держащую силу, легкость установки и жест- тов. Современные самозакапывающиеся якоря как предельная держащая сила якоря, раз- кость конструкции, обеспечивающую воз- отвечают требованиям сертифицирующих можность эксплуатации в самых сложных органов, более просты и оперативны в изгоделенная на расчетную нагрузку. товлении, транспортировке и установке по В районах с более суровыми климати- условиях. При использовании стационарных систем сравнению с другими якорными основаниями ческими условиями, таких как норвежский сектор Северного моря и шельф швартовки выполняется предварительная и позволяют существенно снизить затраты в Арктических морей, а также там, где заяко- установка якорей до прибытия судна или объ- течение срока службы. ренный плавучий объект может быть источ- екта к месту швартовки. В этом случае необхоником повышенного риска по отношению к димо выполнить натяжение якоря до расчетблизлежащей инфраструктуре, могут уста- ной нагрузки в неповрежденном состоянии, навливаться более высокие коэффициен- и выдержать его при этой нагрузке в течение ты безопасности. Последствия отказа систе- 15-30 минут с целью продемонстрировать примы якорного удержания принимаются во годность установленного якоря для эффек105064, Москва, внимание, и связанные с этим более высо- тивного удержания объекта. При реализации Земляной вал, 9, офис 4076 кие коэффициенты безопасности отража- крупномасштабных проектов данные нагрузки ют повышенную степень риска. Упомянутые могут измеряться несколькими сотнями тонн, Телефон: (495) 287-13-69 выше различные «классы в зависимости от поэтому установка якоря потребует использоФакс: (495) 967-97-00 последствий отказа» описаны в правилах вания больших судов для обработки якорей с www.vryhof.com мощным тяговым усилием.

DNV OS E301 и ISO 19901-7.

Фрайхоф Энкорс Б.В.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

OFFSHORE

ADVERTORIAL SECTION

First Russian Arctic Offshore Oil Production Project Executed Using Baker Hughes B.V. Downhole Technologies

Первый проект по добыче нефти на шельфе российской Арктики осуществляется с помощью внутрискважинных технологий Baker Hughes B.V.

T

he Prirazlomnoye oilfield is the first Russian offshore oil development in the Arctic. It is a unique project from a global perspective because of the engineering solutions it involves. The field was discovered in 1989 in the Pechora Sea 60 kilometers off shore (Varandey settlement), 320 kilometers from the Naryan-Mar river port and 980 kilometers from the sea port of Murmansk. The Prirazlomnoye field is located in harsh natural and climatic conditions: the water has a stable ice cover for seven months in a year with ice ridges up to 2 meters high, the minimum air temperature reached –46 С. Special hydro meteorological conditions of the Arctic required fundamentally new and unique field development technologies.

To implement this project the Prirazlomnaya offshore ice-resistant stationary platform was built enabling all required processes: drilling, production, storage, offloading, generation of heating and electric power. The platform’s length and width are 126 meters, weight (without ballast) – 117,000 tons. It has a 14-day food and fuel supply, 60-day supply of technological inventory and chemicals, 40-day supply of drilling consumables, year-round accommodation for up to 200 people. The platform meets the strictest safety standards. It is suitable for operations in severe natural and climatic conditions and designed for maximum ice loads.

The sea depth in the area of the field does not exceed 20 meters therefore the platform is installed on the sea bed and securely held in place by its own weight (500,000 tons) and by a protective berm of crushed rocks. A specially designed substructure of the platform (caisson) is capable of withstanding the Arctic climate. The threemeter thick concrete walls of the caisson are covered with four-centimeter thick corrosion and wear-resistant plated steel.

54

П

риразломное нефтяное месторождение является первым российским проектом на арктическом шельфе и уникальным в мировой практике с точки зрения реализуемых технических решений. Оно было открыто в 1989 году на шельфе Печорского моря в 60 км от берега (пос. Варандей), в 320 км от речного порта Нарьян-Мар и в 980 км от морского порта Мурманск. Район освоения месторождения характеризуется суровыми природно-климатическими условиями: в течение семи месяцев на воде сохраняется устойчивый ледяной покров, с высотой торосов до 2 м, минимальная температура воздуха достигает –46 °С. Особые гидрометеорологические условия Арктики потребовали применения принципиально новых, уникальных технологий для освоения месторождения. Для реализации проекта создана морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная», которая обеспечивает выполнение всех технологических операций: бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры, выработку тепловой и электрической энергии. Длина и ширина платформы составляют 126 м, вес платформы (без балласта) – 117 тыс. т, автономность по запасам провизии и ГСМ – 14 суток, по технологическим запасам и химреагентам – 60 суток, по расходным материалам для буровых работ – 40 суток, жилой модуль рассчитан на круглогодичное проживание до 200 человек. Платформа отвечает самым жестким требованиям безопасности. Она приспособлена к работе в суровых природно-климатических условиях, спроектирована и построена с расчетом на максимальные ледовые нагрузки. Глубина моря в районе месторождения не превышает 20 м, поэтому платформа установлена на морском дне и надежно удерживается за счет своего веса (500 тыс. т) и защитной бермы из камня Oil&GasEURASIA

ADVERTORIAL SECTION

All wells that are drilled in this field are drilled from the Prirazlomnaya platform – its substructure also serves as a buffer between the wells and open sea. In 2013, the drilling of the first of the 19 production wells began. Its TVD and MD are 2,417 meters/4,132 meters, respectively; this well has the following well design (depths are quoted as MD): ● 660.4 mm conductor: 100 meters; ● 473.1 mm surface casing: 660 meters; ● 339.7 mm intermediate casing: 1,674 meters; ● 244.5 mm intermediate – production casing: 3,435 meters; ● 168.3 mm production casing (liner): 4,127 meters.

Baker Hughes B.V. was selected on a tender basis as the supplier of upper completion equipment for Prirazlomnoye field wells. The company proposed a completion system that met all requirements for safe operations in Russia’s offshore Arctic.

Baker Hughes B.V. completion system deployed in well RN 7 includes, among other things, the following components: ● Rotating space-out orientation sub for tubing and electric cable; ● ONYX 5E hydraulic safety valve with integral equalizing valve; ● CMD multi-acting sliding sleeve for well kill and re-establishment of circulation between the tubing and annulus; ● TWIN SEAL retrievable packer with feed-through for ESP electric cable; ● Telescopic adjustable joint; ● Y-tool; ● Pumping equipment including CENTURION 562P110 pump with 60 stages and intake module; ● Chemical injection sub with double check valve for prevention of scale, paraffin deposition and corrosion; ● RCV mechanical reservoir control valve; ● DAB irretrievable production packer; ● Other equipment required among other things for packer deployment and pressure testing.

All the above equipment was manufactured in accordance with the technical requirements and recommendations of Gazprom Neft Shelf LLC, Prirazlomnoye oilfield operator, and API standards (the U.S. Minerals Management Service).

56

OFFSHORE и щебня. Специально разработанное опорное основание платформы (кессон) способно успешно противостоять арктическому климату. Трехметровые бетонные стенки кессона покрыты четырехсантиметровым слоем плакированной стали, устойчивой к коррозии и износу. Все скважины, которые бурятся на месторождении, находятся внутри платформы – ее основание одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. В 2013 году с МЛСП «Приразломная» началось бурение первой из 19 добывающей скважины, фактическая глубина (по вертикали/по стволу) которой составила – 2 417 м/4 132 м, конструктивно скважина представляет собой (по стволу): ● направление 660,4 мм – 100 м; ● кондуктор 473,1 мм – 660 м; ● промежуточная колонна 339,7 мм – 1 674 м; ● промежуточно-эксплуатационная колонна 244,5 мм – 3 435 м; ● эксплуатационная (хвостовик) 168,3 мм – 4 127 м. В качестве поставщика оборудования верхнего заканчивания, размещаемого в эксплуатационных скважинах Приразломного нефтяного месторождения, на конкурсной основе была выбрана Baker Hughes B.V. Компания предложила компоновку отвечающую всем условиям безопасного ведения работ на Арктическом шельфе Российской Федерации. Компоновка Baker Hughes B.V., используемая на скважине PH 7, помимо прочего, включает такие основные элементы как: ● вращающийся подгоночный ориентационный патрубок для подгонки меры НКТ и электрического кабеля, а также их пространственного ориентирования; ● трубный гидравлический аварийный клапан-отсекатель модели «ONYX 5E» со встроенным уравнительным клапаном; ● циркуляционный клапан многоразового использования модели «CMD» для глушения скважины и возобновления циркуляции между трубным и затрубным пространством; ● извлекаемый пакер модели «TWIN SEAL» с проходом под электрический кабель для электрического погружного насоса; ● телескопический подгонный патрубок; ● байпасная система «Y-tool»; ● насосное оборудование, в составе которого насос модели CENTURION 562P110 с 60 ступенями и встроенным приемным модулем; ● ингибиторный патрубок для закачки химреагентов с двойным обратным клапаном для предотвращения соле- и парафинообразования, борьбы с коррозией; ● механически управляемый скважинный контрольный клапан призабойной зоны «RCV»; ● неизвлекаемый эксплуатационный пакер модели «DAB»; ● прочее оборудование, необходимое, в частности, для установки и опрессовки пакера. Все вышеперечисленное оборудование изготовлено в соотвествии с техническими требованиям и рекомендациями ООО «Газпром нефть шельф» – оператора освоения Приразломного нефтяного месторождения и стандартами API (Службы управления минеральными ресурсами США).

Oil&GasEURASIA

Îñâîåíèå Àðêòèêè.

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

ÍÀÏÐÀÂËÅÍÈß ÄÅßÒÅËÜÍÎÑÒÈ

ñåéñìîðàçâåäêà, êîðïîðàöèÿ ION ïðèìåíèëà íîâûå òåõíîëîãèè, ïîçâîëÿþùèå âûïîëíÿòü

Íåòèïè÷íûå êîëëåêòîðû

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

→

Ðåãèîíû ñ ñóðîâûìè êëèìàòè÷åñêèìè óñëîâèÿìè

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

Ðàçðåçû ñî ñëîæíûì ãåîëîãè÷åñêèì ñòðîåíèåì

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

Èçó÷åíèå îñàäî÷íûõ áàññåéíîâ

ION ïðåäëàãàåò èííîâàöèîííûå òåõíîëîãèè, êîòîðûå ïîìîãàþò ðåàëèçîâàòü âàøè ñàìûå

Ýêñïëóàòàöèÿ ìåñòîðîæäåíèé

àìáèöèîçíûå ïðîåêòû. iongeo.ru

ÎÐÈÅÍÒÀÖÈß ÍÀ ÈÍÍÎÂÀÖÈÈ. ÑÒÐÅÌËÅÍÈÅ Ê ÄÎÑÒÈÆÅÍÈÞ ÖÅËÈ.