June-July 2014

#6-7 TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

p. / стр. 22

2014

JUNE-JULY ИЮНЬ-ИЮЛЬ

Equip Sales Surge on Remote Power Demands

Энергооборудование в цене на удаленных промыслах Tech Trends p. / стр. 8 Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

p. / стр. 16

Innovative EOR Critical to Stabilize West Siberian Mature Fields Ключ к стабильности освоения традиционных ресурсов Западной Сибири

DON’T FORGET TO VISIT US AT STAND 41 (MEDIA VILLAGE) AT WORLD PETROLEUM CONGRESS 2014 НЕ ЗАБУДЬТЕ ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД 41 (МЕДИА-ДЕРЕВНЯ) НА МИРОВОМ НЕФТЯНОМ КОНГРЕССЕ 2014

Russia’s Pivot to the East Sets a New Tone as WPC Returns to Moscow Поворот России на восток задает новое направление на WPC, который возвращается в Москву Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

O

il&Gas Eurasia is excited to be participating in the 21st World Petroleum Congress, which this year is being held in Moscow.

The event, held every three years, is organized by the World Petroleum Council, which was founded in 1933 and has a membership base of 65 countries representing 95 percent of global oil and gas production and consumption.

The triennial congress is informally referred to as the “Olympics” of the petroleum industry and covers all aspects of the industry from technological advances in upstream and downstream operations to the role of natural gas and renewables, management of the industry and its social, economic and environmental impact.

Moscow last hosted the event in 1971, but for Russia, this year’s WPC is a first: the host country 43 years ago was actually the USSR. According to an account of Moscow’s first WPC published in LUKOIL’s corporate magazine, Oil of Russia, issue № 3, 2011: A key aim of Soviet leaders after the ouster of Nikita Khrushchev as Premier and Communist Party chief, was economic reform and stimulation of industrial production. “… the Party and political leadership of the Soviet Union began to examine seriously the prospects for generating deliveries of massive quantities of Soviet oil in the world market in order to acquire hard currency for solving its serious social and economic problems,” Oil of Russia author Alexander Anatolyev wrote.

“In order to accomplish this, it was first of all necessary to show to potential Western partners the impressive prospects for the development of the USSR’s fuel and energy complex. The World Petroleum Congress (WPC), the largest of the industry’s international forums, was ideally suited for this.”

So as the story goes, 1,829 delegates from 41 countries met at the newly constructed Rossiya Hotel off Red Square in June 1971.

After the congress closed, many of the participants joined in a tour of Soviet oil production and refining regions including: Volgograd, the Tatar Autonomous Soviet Socialist Republic, Azerbaijan, Uzbekistan, Georgia, Turkmenistan and Armenia.

Fast forward to 2014. The 21-storеy Rossiya Hotel, with its 3,200 rooms (said to be the largest hotel in the world, by the way) was demolished in 2006–2007 and today is still a big building site where something new will be built someday when those responsible decide what it is that they want to build. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

«Н

AT 4 US E) 01 1 IT AG S 2 VIS VILL RES Д 4 14 0 TO IA NG ТЕН Е2 ET ED CO Ш С СС А ) RG (M M FO 1 LEU Ь Н НЯ ГРЕ N’T D 4 RO ИТ РЕВ ОН DO TAN PET ОСЕТ -ДЕ ОМ К А S D RL ТЕ П ДИ ТЯН WO Ь (МЕ НЕФ Д AT АБУ М З ВО НЕ РО МИ НА

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

ефть и газ Евразия» с нетерпением ждет начала XXI Мирового нефтяного конгресса, который в этом году состоится в Москве. Организатором мероприятия, проводимого каждые три года, выступает Мировой нефтяной совет. Совет был основан в 1933 году, сегодня его членами являются 65 стран, представляющих 95% производителей и потребителей нефти и газа в мире. Конгресс, проводимый раз в три года, неофициально называют «Олимпийскими играми» нефтегазовой отрасли. В рамках конгресса рассматриваются все отраслевые аспекты, включая новейшие технологии разведки, добычи и переработки углеводородов, роль природного газа и возобновляемых источников энергии, организационные вопросы, социально-экономическое влияние и защита окружающей среды. Впервые WPC проводился в Москве в 1971 году, но в истории России первым станет именно нынешний конгресс, ведь 43 года назад «принимающей стороной» формально являлся Советский Союз. Корпоративный журнал «ЛУКОЙЛа» «Нефть России» в третьем номере за 2011 год так описывает это событие: «После отставки Никиты Хрущева с поста председателя Совета министров СССР и первого секретаря ЦК КПСС, главной целью руководителей советского государства стали экономические реформы с целью стимуляции промышленного производства. Как пишет автор заметки Александр Анатольев:“… Партийное и политическое руководство Советского Союза занялось основательным исследованием перспектив поставки значительных объемов нефти на мировой рынок с целью реализации их за твердую валюту для решения серьезных внутренних социальноэкономических проблем». Но чтобы реализовать эти цели, прежде всего, необходимо было продемонстрировать потенциальным зарубежным партнерам впечатляющий потенциал советского ТЭК. Мировой нефтяной конгресс – крупнейший международный отраслевой форум – представлялся для этого идеальной «площадкой». Далее, в статье говорилось о том, что в июне 1971 года 1 829 делегатов из 41 страны встретились в новой гостинице «Россия», построенной рядом с Красной площадью. После закрытия конгресса многие участники отправились в поездку по нефтедобывающим и нефтеперерабатывающим регионам страны, посетив Волгоград, Татарскую АССР, Азербайджан, Узбекистан, Грузию, Туркмению и Армению. Вернемся теперь в 2014-й: 21-этажную «Россию» с 3 200 номерами (между прочим, считавшуюся самой большой гостиницей в мире) снесли еще в 2006–2007 году, и по сей день на ее месте – огромная стройплощадка. Но есть надежда, что когда-нибудь что-то новое там построят – когда договорятся о том, что это будет. А что же российская «нефтянка»? Общеизвестен тот факт, что СССР действительно успешно экспортировал нефть и газ преимущественно в европейские страны с целью получения твердой валюты для поддержания командной экономики. В 1980-х добыча углеводородов стала снижаться из-за отсутствия инвестиций в новые технологии, а в 1991-м Советский Союз «приказал долго жить». По большей части, развитие нефтегазовой отрасли в «постсоветской» России, преимущественно шло «по проторенной дорожке», повторяя стратегию, разработанную еще в СССР и впервые представленную на WPC, состоявшемся в Москве в 1971 году: продавать углеводороды на мировом рынке за твердую валюту для пополнения госбюджета и привлекать западные инвестиции и технологии для поддержания роста добычи; как только добыча начинает снижаться, вернуться к «пункту № 1» и повторить процесс. Однако в этом году на WPC могут произойти перемены, поскольку Россия демонстративно поворачивается на восток и недвусмысленно

1

PUBLISHER’S LETTER And the Russian oil industry? As we all know, the USSR did succeed in developing markets for the export of Soviet oil and gas primarily to Europe to raise the hard currency needed to support its command-control economy. In the 1980s, hydrocarbon production began to decline because of a lack of investment in new technologies. As of 1991, the Soviet Union was no more.

For the most part, the tale of the post Soviet Russian oil and gas industry has been mostly a continuous loop that repeats the Soviet strategy first launched at the WPC held in Moscow in 1971: sell hydrocarbons on the global market for hard currency to fund the state budget; attract Western investment and technologies to keep production climbing; when production starts to decline, return to “step one” and repeat the process.

This year’s WPC may see changes however. Russia is very publicly pivoting to the East and seems intent now on letting the world know that it sees its future in Asia.

Of course given the crisis in Ukraine, it appears that Russia is turning east because it is at odds with its partners in the European Union and the United States. I believe that the timing of some announcements might be related to the Ukrainian crisis for their public relations value.

However, the game of global oil and gas politics as it is played by the national oil companies (NOCs) and the countries that control them is a game of chess, not a sports play-by-play. And Russians are well known chess masters. Today, the global oil industry is dominated by NOCs, not like in 1971 when the original “Seven Sisters,” today referred to as IOCs (international oil companies) were still in charge, and gasoline cost about 36 cents a gallon (9 cents a liter) in the United States.

The world has changed and what’s changed is a lot bigger than what is happening in Ukraine. (Although I still maintain there is an energy connection considering that Ukraine’s offshore gas is offshore Crimea, Slavyansk is in the center of Ukraine’s major shale gas field, and other flash points seem centered in areas involving either pipelines or factories related to the military industrial complex. But let’s not talk about that now.)

Back to my point about “bigger issues”: Russia has for nearly a decade been seeking to sign a contract to sell natural gas to China.

Russia needs to preserve its position in the European market but to grow it has to sell to Asia.

So it was big news headlines when China finally agreed a price to buy Russian gas in volumes representing about 20 percent of what Russia currently sells to Europe. Keep in mind that this doesn’t mean Russia expects to lose 20 percent of the European market. This figure represents growth in global market share over the long term. It’s a $400 billion, 30-year deal that is big. The downside is that it is possible that Russia may not have gotten a good price.

But time will tell. An article on Forbes.com, “Russia-China Deal Narrows Window for U.S. Gas Exports,” pointed out that the $350 per 1,000 cubic meters that analysts estimate to be the price agreed between Russia and China, will put downward pressure on LNG prices in Asia. In 2013, Japan and South Korea consumed half of the world’s LNG supply.

And don’t forget India. During the height of the Ukrainian crisis, Rosneft President and Management Board Chairman Igor Sechin visited India for official meetings with Indian Oil Secretary Saurabh Chandra.

Among topics discussed was the proposed sale to India of Russian LNG. Rosneft expects to launch its Far East LNG project in 2018–2019.

Here we see the advantage that state-owned energy companies have over private businesses: NOCs can score points off more than their profit margins. I have a feeling that this year’s World Petroleum Congress in Moscow is going to be very different from the one that jump-started Russia’s development of West Siberian exports to Europe in 1971. See you there!

2

#6-7 June-July 2014

дает понять остальному миру, что свое будущее она отныне видит в Азии. Конечно, учитывая кризис в Украине, создается впечатление, что интерес России к странам азиатского региона вызван противоречиями в отношениях с европейскими и североамериканскими партнерами. И я допускаю, что выбор времени для отдельных заявлений, вызвавших общественный резонанс, был продиктован украинскими событиями. Однако глобальная нефтегазовая политика в том виде, в котором ее определяют национальные нефтяные компании (НОК) и контролирующие их государства, по сути своей скорее напоминает шахматы, нежели спортивное состязание, а Россия издавна славилась своими мастерами-шахматистами. Кроме того, сегодня в мировой нефтяной отрасли тон задают национальные нефтяные компании, а не международные, как в 1971 году, когда ситуацию контролировали «Семь сестер» – «родоначальницы» современных МОК, и нефть в США стоила около 36 центов за галлон (9 центов за литр). Мир изменился, и перемены эти по своим масштабам существенно превосходят «украинский кризис» (хоть я и не отрицаю его «энергетическую подоплеку», учитывая тот факт, что украинские морские месторождения находятся на крымском побережье, Славянск – в центре крупнейшего в Украине сланцевого месторождения, а другие «горячие точки» – в зонах расположения трубопроводов или заводов, имеющих отношение к ВПК. Но это уже тема для отдельного разговора). Возвращаясь к «масштабным переменам», о которых было сказано выше, замечу, что Россия вот уже почти 10 лет искала возможность заключить контракт на поставку газа в Китай. Конечно, России необходимо сохранить свои позиции в Европе, но для расширения влияния на мировом рынке ей необходимо реализовывать свою продукцию в Азии. Именно поэтому СМИ уделили особое внимание сообщению о том, что Россия и Китай договорились о цене на поставку газа в объеме, равном 20% от реализуемого в настоящее время в Европе. Однако не стоит думать, что Россия готова лишиться 20% европейского рынка. Упомянутая цифра, в долгосрочной перспективе, означает соответствующий рост доли мирового рынка. Контракт сроком на 30 лет на сумму в $400 млрд – действительно очень масштабная сделка. Но у этой «медали» есть и обратная сторона – вполне возможно, что вышеупомянутая цена может оказаться не достаточно выгодной для России. Однако, время покажет. В частности, портал Forbes.com опубликовал статью под заголовком «Российско-китайское соглашение сокращает возможности газового экспорта США», утверждающую, что аналитики определяют стоимость газа по этому соглашению как $350 за 1 000 м3, и это может негативно отразиться на стоимости СПГ в регионе. Напомним, что в 2013 году основными потребителями СПГ в АТР стали Япония и Южная Корея – их доля составила половину общемирового объема поставок СПГ. Не стоит забывать и про Индию. В то время как «украинский кризис» достиг своего «апогея», президент и председатель правления «Роснефти» Игорь Сечин посетил эту страну с официальным визитом и провел ряд встреч с первым вице-министром нефти и природного газа Индии Саурабхом Чандрой. Среди обсуждаемых на этих встречах тем было и предложение о продаже Индии российского СПГ. Свой первый дальневосточный СПГ-проект «Роснефть» планирует реализовать в 2018–2019 году. И здесь становятся очевидными преимущества госкомпаний над их частными «коллегами» – НОК могут добиваться гораздо большего, нежели просто чистая прибыль. Интуиция мне подсказывает, что в этом году Всемирный нефтяной конгресс в Москве будет разительно отличаться от своего «предшественника» в 1971-м, положившего начало экспорту западно-сибирского газа в Европу. Итак, увидимся на конгрессе!

Oil&GasEURASIA

Эффективный

Мощный. Компания National Oilwell Varco c гордостью представляет новейшее добавление к продуктовой линейке своих верхних приводов, привод TDH 150. Наряду с безупречной точностью и эффективностью, данный привод обладает грузоподъёмностью 150 тонн (136 метр. тонн) и крутящим моментом в 15,000 футо-фунтов (20,338 Н-м), при этом вес TDH 150 составляет всего 9,800 фунтов (4,4 т).

© 2013 National Oilwell Varco All Rights Reserved D392005904-MKT-001 Rev 01

Для получения дополнительной информации, пожалуйста, посетите www.nov.com/tdh150

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Russia’s Pivot to the East Sets a New Tone as WPC Returns to Moscow Поворот России на восток задает новое направление на WPC, который возвращается в Москву

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 52

POWER GENERATION | ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Remote Field Work Powers Equipment Sales Работа на удаленных месторождениях – генератор роста продаж энергооборудования

22

INNOVATION | ИННОВАЦИИ

Innovation and Efficiency Key to Stability for West Siberian Conventional Resources

Инновации и эффективность –

16

ключ к стабильности освоения традиционных ресурсов Западной Сибири DIVIDEND POLICY | ДИВИДЕНДНАЯ ПОЛИТИКА

Finance Ministry Pushes IFRS while State Firms Push Back

Нефтегазовые дивиденды:

32

рост или стагнация?

ENVIRONMENT | ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА

Mandatory EIA for Shale Gas Development – EU Recommendations Target Fracking

Обязательное проведение ОВОС при разработке сланцев:

38

«Или пан, или пропал» MIDDLE EAST | БЛИЖНИЙ ВОСТОК

Russian Majors Among Investors in Iraqi Refining Ирак наращивает инвестиции в нефтепереработку

42

Pakistan Pipeline Caught in U.S. - Iran Crossfire Исламабад на перепутье

46

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION GEOSTEERING | ГЕОНАВИГАЦИЯ

Geosteering – High-Tech Well Placement Potential Геонавигация – потенциал высокотехнологичного сопровождения скважин

56

SERVICES | СЕРВИС

Опыт – почва для развития профессионалов Packer Service Offers Integrated Approach to Multistage Completion of Horizontal Wells ООО «Пакер Сервис» предлагает комплексный подход к многостадийному заканчиванию горизонтальных скважин

60

62

PUMPS | НАСОСЫ

Мультифазные винтовые насосные установки повышенной произодительности для перекачки нефтегазовых смесей LOGISTICS | ЛОГИСТИКА

Gazpromneft-Snabzhenie Pursues Leadership in Russia's Integrated Logistics Market «Газпромнефть-Снабжение» выходит в лидеры комплексной логистики на российском рынке

4

64

66

Oil&GasEURASIA

#6-7 June-July 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ OILFIELD CHEMICALS | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Технологии ремонтно-изоляционных работ в высокотемпературных скважинах от «Зиракс»

68

MODELING | МОДЕЛИРОВАНИЕ

Нефтегазовый рынок переживает бум информационного моделирования

70

VALVES | АРМАТУРА

BROEN – the Ball Valves of Your Choice! Если шаровые краны, то – BROEN!

72

POWER GENERATION | ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

«ОДК – Газовые турбины»: вопросы утилизации ПНГ решаем вместе с заказчиком

74

FILTERS | ФИЛЬТРЫ

Результаты эксплуатации внутрискважинных фильтров с фильтроэлементами на основе упругих проволочно-проницаемых материалов

76

TECHNICAL TRAINING TOURS | ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ

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

78

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ Weatherford . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка WEG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover, 3 / 2-я обложка, 3 Sercel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 «Пакер Сервис» . . . . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я обложка «ЮЕ-Интернейшнл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31, 53 SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Insert / Вкладка Broen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Zirax . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 «Трансойл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 Vallourec . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 «Фобос» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 «Римера» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Ingeoservice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 «Промтехинвест» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Bentec . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Monty & Ramirez LLP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 Stream Services . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 ВНИИБТ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

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 CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

66

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТ Владимир Шлычков ИЛЛЮСТРАЦИЯ НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Марина Алешина sales@eurasiapress.com

e-mail: info@eurasiapress.com

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 © 2014, 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 Министер­ ством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств мас­ совых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Жур­ нал 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 © 2014, «Ев­ра­зия Пресс, Инк.» (США) Все права за­щи­ще­ны.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Dresser-Rand выпустила новый клапан Magnum HammerHead

Dresser-Rand, a global supplier of rotating equipment solutions to the oil, gas, petrochemical and process industries, launched its new Magnum HammerHead valve.

Specifically designed for high molecular weight applications at both low and high compressor speeds, the new valve can be applied to all brands of reciprocating compressors.

Computational fluid dynamics (CFD) and finite element analysis (FEA) were used to develop the HammerHead valve’s geometry, improving the valve flow area by as much as 60 percent compared to standard Magnum valves.

Minimal valve losses translate into improved compressor efficiency. While undergoing development, flow testing revealed that the HammerHead valve surpassed all other valve types tested, including poppet, plate and ring-type valves.

Компания Dresser-Rand, мировой поставщик вращающегося оборудования для нефтяной, газовой, нефтехимической и перерабатывающей отраслей промышленности, выпустила новый клапан Magnum HammerHead. Специально разработанный для применения в средах с высоким молекулярным весом как при высоких, так и при низких скоростях вращения компрессора, новый клапан может использоваться со всеми марками поршневых компрессоров. При разработке геометрии клапана HammerHead использовались такие методы, как гидродинамическое моделирование и анализ методом конечных элементов, что позволило увеличить проходное сечение на 60 процентов по сравнению со стандартными клапанами Magnum. Минимальные потери на клапане приводят к повышению эффективности работы компрессора. В процессе разработки испытания с расходом показали, что клапан HammerHead превосходит все испытанные типы клапанов, включая тарельчатые, пластинчатые и кольцевые клапаны. Отличие клапана HammerHead от других тарельчатых клапанов состоит в его способности работать при высоких скоростях вращения компрессора. Уникальная конструкция его элементов обеспечивает минимальные напряжения растяжения. Путь движения ламинарного потока с оптимизированным седлом, участками ограничителя и хода клапана, обеспечивает максимальную площадь проходного сечения и более устойчив к твердым частицам и жидкостям, которые могут содержаться в газе. Один элемент используется для всего размерного ряда клапанов, что упрощает управление материальными ресурсами, минимизирует затраты на замену и повышает взаимозаменяемость. Благодаря высокоточному исполнению элемента и пружин, повышается надежность движущихся частей при долговременной работе клапана. Проверенная геометрия элемента уменьшает усталостные напряжения в ходе длительной работы, при минимизации потерь электроэнергии, что обеспечивает продолжительный срок эксплуатации в ряде сложных условий. Результаты работы новых клапанов в настоящее время показывают пониженное потребление энергии, а также увеличение потока, проходящего через компрессор.

SOURCE / ИСТОЧНИК: DRESSER-RAND

Dresser-Rand Introduces New Magnum HammerHead Valve

Setting the HammerHead valve apart from other poppet valves is its ability to be applied at high compressor speeds. Its unique element design minimizes tensile stresses. The streamlined flow path with optimized seat, guard and lift areas, maximizes valve flow area and is more tolerant of particles and liquids in the gas. Only one element is used for all valve sizes, which simplifies inventory management, minimizes replacement costs and increases interchangeability.

Precision-guided element and springs increase the reliability of moving parts for long-term operation of the valve. Its proven element geometry reduces fatigue stresses for extended life, while minimizing power losses, which result in a long life in some of the most demanding applications.

8

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Paradigm объявила о выпуске комплекса Paradigm 14 Paradigm объявила о выпуске новейшей версии интегрированного программного комплекса, Paradigm 14, для мировой базы пользователей. К версии Paradigm 14 было Oil&GasEURASIA

The results delivered by the new valves, so far, include lower power consumption and a corresponding increase in compressor flow.

Paradigm Announces Paradigm 14 Release Paradigm announces the release of the latest version of its integrated solution suite, Paradigm 14, to its worldwide user base. Over 700 new features and enhancements have been added to Paradigm 14, covering the entire upstream workflow – from processing and imaging to interpretation and modeling, reservoir characterization, reservoir engineering and drilling, and data management.

The focus of the Paradigm 14 release is the science and technology that enable effective seismic data processing and imaging, velocity modeling and seismic interpretation.

In this release, significant enhancements were made in the Paradigm processing and imaging solutions, Echos, GeoDepth and EarthStudy 360, to deliver high-definition images that enable users to see the smaller features that are important in modern reservoirs. These new capabilities reduce risk by: ●● Overcoming acquisition limitations in seismic surveys by mathematically regularizing sources and sensors into a desirable geometry with 5D data reconstruction ●● Enhancing fracture determination from seismic data with improved full azimuth imaging and inversion methods ●● Defining geological features more precisely through more accurate velocity determination The seismic interpretation offering in Paradigm 14 enables more efficient Quantitative Seismic Interpretation workflows so that interpreters are able to qualify amplitude prospects for hydrocarbon detection and identify sweet spots. In this release, SeisEarth interpreters have access to a wealth of seismic inversion and data analysis functionality within the application. These capabilities benefit users by: ●● Defining rock properties using seismic inversion, seismic facies classification and on-the-fly attribute calculation ●● Identifying potential hydrocarbon locations with AVA inversion and QC of pre-stack seismic data ●● Predicting flow for well planning using full-azimuth fracture orientation and intensity analysis

Rosneft Studiеs Northern Sector of Kara Sea Using Airborne GravityMagnetic Survey The acquisition stage of airborne gravity-magnetic surveys has been started at the Severo-Karsky license block in the northern sector of the Kara Sea, in the central Arctic. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ добавлено более 700 новых свойств и расширений, охватывающих полный цикл операций по разведке и добыче – от обработки данных и построения изображений до интерпретации и моделирования, построения геологической модели залежи и бурения, а также управления данными. Выпуск комплекса Paradigm 14 ориентирован на науку и технологию, позволяющую осуществлять эффективную обработку сейсмических данных и построение изображений, моделирование сейсмических скоростей и интерпретацию сейсмических данных. В данном выпуске значительному расширению подверглись решения Paradigm по обработке данных и построению изображений – Echos, GeoDepth и EarthStudy 360, что позволяет получать изображения с высоким разрешением, дающие пользователям возможность видеть более мелкие объекты, имеющие существенное значение в современных пластах. Эти новые особенности уменьшают риск за счет следующего: ●● преодоление ограничений получения данных при сейсмических исследованиях благодаря математической регуляризации источников и датчиков до желаемой геометрии и 5D восстановлению данных; ●● улучшение выявления трещин на основе сейсмических данных с использованием усовершенствованных методов полного отображения азимута и инверсии; ●● улучшенное определение геологических объектов за счет более точного определения скоростей.

SOURCE / ИСТОЧНИК: PARADIGM

№6-7 Июнь-Июль 2014

●● Over 700 new features and enhancements have been added to Paradigm 14 ●● Более 700 свойств и расширений добавлено в новейшую версию интегрированного программного комплекса, Paradigm 14 Предлагаемая в комплексе Paradigm 14 интерпретация сейсмических данных обеспечивает более эффективные технологические потоки по количественной сейсмической интерпретации, что позволит интерпретаторам качественно определять амплитуду объектов при поиске углеводородов и выявлять наиболее перспективные участки. В данном выпуске интерпретаторы SeisEarth® получают доступ к большому объему функциональных возможностей по сейсмической инверсии и анализу данных. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

9

#6-7 June-July 2014

Rosneft’s partner in exploration of the license blocks in the Kara Sea is ExxonMobil.

To study the license block having an area of 196,000 square kilometers, they will use an aircraft with special equipment on board (an aerial magnetometer and an airborne gravimeter), and also with an on-board navigation system for comprehensive geophysical surveys of the Severo-Karsky block. This type of operations also implies use of the base surface instruments to ensure the high quality of the acquired data and accurate access to the planned survey lines. Due to the remoteness of the block and its significant area, the increased requirements regarding the flying range are applied to the aircraft.

The airborne gravity-magnetic survey is an efficient method for studying the geological structure of oil-and-gas bearing basins, which is realized prior to the large-scale seismic surveys. The intensity and direction of geomagnetic and gravitational fields related to the rock properties in the region under study are registered on board of the aircraft.

The advantage of this method is a possibility of performing operations above the ice cover without use of sea vessels, which makes it possible to start study of the blocks at an advanced pace.

PHOTO: ROSNEFT / ФОТО: РОСНЕФТЬ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

«Роснефть» исследует северную часть Карского моря с помощью аэрогравимагнитной съемки

Sercel announced that its subsidiary Metrolog has launched iScope, an industry-first downhole monitoring system for fast, efficient and frequent retrieval of pressure and temperature data during well testing operations. By deploying iScope, reservoir and well testing engineers can access and obtain in real time a conclusive interpretation of well pressure build-up data in order to optimize the time and capital outlay required for the well testing phase.

Integrating Metrolog’s widely proven iQuartz pressure and temperature memory gauges, iScope is deployed as a

В центральной Арктике на Северо-Карском лицензионном участке в северной части Карского моря начат полевой этап аэрогравимагниторазведочных работ. Партнером «Роснефти» по изучению участков в Карском море выступает ExxonMobil. Для изучения лицензионного участка площадью 196 тыс. км² используется воздушное судно со специальным оборудованием на борту (аэромагнитометр и аэрогравиметр), а также с бортовой навигационной системой для проведения комплексных геофизических исследований Северо-Карского участка. Данный вид работ предполагает также использование базовой наземной аппаратуры для обеспечения высокого качества получаемых данных и точного выхода на заданные профили съемки. В связи с удаленностью участка и его внушительной площадью, к воздушному судну предъявляются повышенные требования по дальности полета. Аэрогравимагнитная съемка является эффективным методом изучения геологического строения нефтегазоносных бассейнов и проводится в преддверии масштабных сейсморазведочных работ. На борту воздушного судна регистрируются интенсивность и направление геомагнитного и гравитационного полей, связанные со свойствами горных пород изучаемого региона. Преимущество данного метода – в возможности выполнения работ над ледовым покровом без использования морских судов,

LUKOIL Develops New Waste Treatment Technology

«ЛУКОЙЛ» разработал новую технологию переработки отходов

The LUKOIL Nizhegorod­ n iinefteproekt research institute has developed an unrivaled waste-treatment technology for the hydrogen fluoride alkylation units operating at refineries. In the course of production of high-octane gasoline components, the hydrogen fluoride alkylation units generate waste, currently removed for utilization. The new technology developed by LUKOIL specialists makes it possible to produce calcium fluoride from this waste, which can be used in the metal industry and completely replace the imported fluorspar, a natural equivalent of calcium fluoride, which is in high demand in the market.

В НИИ «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект» разработана не имеющая аналогов в мире технология переработки отходов установок фтористоводородного алкилирования, входящих в состав нефтеперерабатывающих заводов. В процессе получения высокооктанового компонента бензинов на установках фтористоводородного алкилирования образуются отходы, которые в настоящее время вывозятся на утилизацию. Технология, разработанная специалистами «ЛУКОЙЛа», позволяет получать из этих отходов фторид кальция, который может быть использован в металлургической промышленности и стать полноценной заменой импорту востребованного на рынке плавикового шпата – природного аналога фторида кальция.

Metrolog Introduces iScope for Real-time Monitoring of Well Testing Operations

10

Это обеспечивает следующие возможности для пользователей: ●● определение свойств породы с помощью сейсмической инверсии, классификации сейсмофаций и оперативного вычисления атрибутов; ●● определение потенциальных районов расположения углеводородов с использованием инверсии AVA (зависимости амплитуды отражения от удаления) и контроля качества сейсмических данных до суммирования; ●● прогнозирование притока для планирования скважин, используя анализ по всем направлениям пространственной ориентации скважин и их плотности.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

single element of a standard Drill Stem Test (DST). At any time, pressure and temperature data measured by the gauges can be sent via wireless technology to an iScope shuttle deployed from the well platform. This simple and costeffective process enables easy and frequent data harvesting in order to monitor the well testing operation in real time.

Metrolog’s successful development of this highly innovative new downhole monitoring tool is a first for the integration of proven wireless data transmission capabilities into its downhole memory gauge technology.

Tatoilgaz Has Accepted the Results of Pilot Testing in Vibroseismic Impact

SOURCE / ИСТОЧНИК: SERCEL

ROMAN CAPITAL Plc. downhole equipment has been tested in Tatarstan. Tatoilgaz has accepted the results of pilot testing in vibroseismic impact on the production formations of the Urmyshlenskoe field

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ что позволяет начать изучение участков опережающими темпами.

Metrolog внедряет iScope для мониторинга операций по испытанию скважин в реальном времени Sercel объявила о том, что ее дочернее предприятие Metrolog выпустило первую в отрасли систему скважинного мониторинга iScope для быстрого, эффективного и часто повторяющегося извлечения данных по давлению и температуре в ходе операций по испытанию скважин. С использованием системы iScope инженерам по испытанию скважин и коллекторов обеспечивается доступ и получение в реальном времени убедительной интерпретации данных по восстановлению давления в скважине для того, чтобы оптимизировать время и капитальные затраты, необходимые на этапе испытания скважин. Объединяя хорошо зарекомендовавшие себя цифровые измерительные приборы для давления и температуры iQuartz компании Metrolog, система iScope используется как единый элемент стандартного исследования скважины пластоиспытателем на бурильных трубах. В любой момент времени данные по давлению и температуре, замеренные приборами, могут быть отправлены с помощью беспроводной технологии к устройству iScope, которое спускается с буровой площадки. Этот простой и экономичный процесс позволяет легко и с необходимой частотой собирать

●● Metrolog’s iScope downhole monitoring system provides fast, efficient and frequent retrieval of pressure and temperature data during well testing operations ●● Система скважинного мониторинга iScope компании Metrolog обеспечивает быстрое, эффективное и повторяющееся получение данных по давлению и температуре в ходе операций испытания скважин

The tested submersible vibroseismic pump is a vibroseismic source and a sucker rod pump at the same time.

Thus it can be considered a new generation rod pump which provides higher performance and additional functions like bottomhole treatment in the well, where it is installed, and reservoir stimulation within up to 1.5 km from the well.

A submersible vibroseis pump, which serves as a pump and as a vibroseis source at the same time, used instead of a conventional sucker rod pump, enhanced pumping off due to two factors: ●● Increased fluid inflow as a result of bottom-hole treatment ●● Higher pump delivery rate due to increased plunger length as compared to a conventional sucker rod pump Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

11

SOURCE: TATOILGAZ / ИСТОЧНИК: ТАТОЙЛГАЗ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

●● Oscilloscope readings ●● Показания осциллоскопа Thus, the field test results proved that the proposed vibroseis pump and its application technology can be used for: ●● oil reservoir stimulation; ●● bottomhole treatment in the well, where this vibroseis source is installed.

Both factors lead to incremental ultimate recovery for the area where this technology is used. For the two pilot areas, the incremental ultimate recovery was: 79 tons (12.6 percent in six weeks) for the first area 54 tons (8.6 percent in three weeks) for the second area

Bashneft and General Electric Sign Contract for Delivery of Equipment for Upgrading Treatment Facilities at Ufa Refineries Bashneft has signed an agreement with General Electric (GE) for the delivery and installation of main process equipment as part of a project to upgrade biological treatment facilities (BTF) at its Bashneft Ufaneftekhim subsidiary.

Under the contract, GE will supply Bashneft this year with process equipment for main units including a membrane bioreactor, electrodialysis reversal, reverse osmosis and selective ion exchange units. GE will also supervise installation, tests and adjustments. The contract value totals approximately RUB 1.6 billion.

Bashneft selected GE technologies for the BTF upgrade project following pilot tests carried out in 2013, which proved that the quality of wastewater treatment meets the requirements of Russian environmental legislation. GE’s advanced technologies will enable Bashneft to reuse treated water at its refineries, minimize water withdrawal, reduce the area of treatment facilities and prevent discharges of pollutants into the environment.

Following the upgrades, the BTF will be able to process up to 84,000 cubic meters of wastewater per day, which is a level unprecedented for an industrial enterprise in terms of the scale of wastewater treatment and reuse.

The upgraded treatment facilities are to be put into operation in late 2015. The total project cost is estimated at 4.6 billion rubles.

12

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

#6-7 June-July 2014

данные с тем, чтобы контролировать процесс испытания скважины в реальном времени. Успешная разработка компанией Metrolog этого инновационного инструмента для скважинного мониторинга является впервые реализованной интеграцией апробированных методов беспроводной передачи данных в технологию скважинных цифровых измерительных приборов.

«Татойлгаз» приняла результаты ОПИ по вибросейсмическому воздействию. В Татарстане было испытано погружное оборудование фирмы «РОМАН КЭПИТАЛ». «Татойлгаз» приняла результаты опытно-промышленных испытаний по вибросейсмическогому воздействию на продуктивные пласты на Урмышлинском месторождении. Испытанный погружной вибросейсмический насос является одновременно виброисточником и штанговым насосом с повышенной подачей. Следовательно, он может рассматриваться как штанговый насос нового поколения, обеспечивающий кроме улучшенных обычных характеристик еще и дополнительные функции в виде воздействия на призабойную зону скважины, в которую он установлен, и на пласт в целом в радиусе до 1,5 км от данной скважины. Использование погружного вибросейсмического насоса, который одновременно является насосом и виброисточником, вместо обычного штангового насоса обеспечивает более эффективную откачку жидкости за счет двух факторов:

«Башнефть» и General Electric подписали контракт на поставку оборудования для модернизации очистных сооружений уфимских НПЗ «Башнефть» заключила контракт с General Electric (GE) на поставку и монтаж основного технологического оборудования в рамках проекта модернизации биологических очистных сооружений (БОС) филиала «Башнефть-Уфанефтехим». В соответствии с контрактом, в течение года GE поставит «Башнефти» технологическое оборудование основных блоков мембранного биореактора, реверсивного электродиализа, обратного осмоса и ионоселективного обмена, осуществит шеф-монтаж и супервайзинг при пуско-наладке. Стоимость контракта – около 1,6 млрд рублей. Технологии GE были выбраны «Башнефтью» в качестве основы для проекта модернизации БОС на основании результатов пилотных испытаний в 2013 году, подтвердивших качество очистки стоков в соответствии с требованиями природоохранного законодательства России. Применение передовых технологий GE позволит «Башнефти» повторно использовать очищенную воду для нужд нефтеперерабатывающего комплекса, минимизировать водозабор, сократить площадь очистных сооружений и исключить выброс загрязняющих веществ в окружающую среду. Общий объем стоков, который смогут очищать БОС после модернизации, составит до 84 тыс. м3 в сутки, что является беспрецедентным показателем для промышленного предприятия с точки зрения масштаба очистки и повторного использования сточных вод. Запуск в эксплуатацию модернизированных очистных сооружений запланирован на конец 2015 года. Общая стоимость проекта оценивается в 4,6 млрд рублей.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ PHOTO / ФОТО: SCHLUMBERGER

№6-7 Июнь-Июль 2014

The article about technology of vibroseismic impact on the production formations has been published in OGE’s issue #6, 2012.

Schlumberger Introduces Industry-First Reservoir Mapping-While-Drilling Service Schlumberger announced the introduction of the GeoSphere* reservoir mapping-while-drilling service. The new technology reveals features in subsurface beddings and fluid contacts at the reservoir scale to optimize well landing operations, steering capabilities and mapping of multiple boundaries using new deep-directional resistivity measurements enabled by proprietary real-time interpretation techniques.

With a deep range of investigation that extends more than 100 feet from the wellbore, drilling teams can use the GeoSphere service to reduce drilling risk and accurately land wells, resulting in the elimination of pilot holes. In addition, the real-time reservoir mapping-while-drilling service enables the positioning of wells within target reservoirs, away

●● Using deep, directional electromagnetic measurements, GeoSphere reveals sub-surface bedding and fluid-contact details more than 100 feet from the wellbore ●● С использованием направленных электромагнитных измерений на большой глубине, GeoSphere позволяет выявлять особенности напластований подземных горизонтов и контактов флюидов в диапазоне более чем 100 футов от ствола скважины Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●● увеличение притока жидкости в скважину в результате очистки призабойной зоны; ●● повышенная подача за счет увеличенной длины плунжера по сравнению с обычным штанговым насосом. Таким образом, результаты промысловых испытаний показали, что предлагаемый вибросейсмический насос и технология его применения могут быть использованы: ●● для воздействия на нефтяной пласт с целью повышения его нефтеотдачи; ●● для очистки призабойной зоны скважины, в которую данный виброисточник установлен. Оба этих фактора приводят к дополнительной добыче нефти по участку, на котором применяется данная технология. На двух экспериментальных участках величина дополнительной добычи составила: ●● по первому участку 79 т (12,6% за шесть недель); ●● по второму участку 54 т (8.6% за три недели). Статья о новой технологии вибросейсмического воздействия на нефтяной пласт была опубликована в НГЕ №6, 2012

Schlumberger впервые внедряет услугу по картированию коллектора в процессе бурения Schlumberger объявила о внедрении услуги GeoSphere* для картирования пласта-коллектора в процессе бурения. Новая технология позволяет выявлять объекты в глубинных напластованиях и контакты флюидов в масштабах коллектора с целью оптимизации выхода скважины на горизонтальный участок, оптимизации возможностей регулирования направления и картирования множественных границ с использованием новых измерений сопротивления глубоко в пласте от ствола скважины, которые обеспечиваются собственными методиками интерпретации в реальном времени. Получив возможность проведения исследований на расстоянии более чем 100 футов от ствола скважины, группы по бурению могут использовать комплекс GeoSphere для снижения риска, связанного с бурением, и точно располагать забой скважины, что избавляет от необходимости бурения пилотных скважин. Кроме того, функция картирования коллектора в реальном времени в процессе бурения позволяет размещать скважины в пределах целевых пластов, на расстоянии от межфазовых контактов, в результате чего достигается увеличение интервала вскрытия пласта, а также геологи и геофизики получают возможность улучшить интерпретацию сейсмических данных и геологические и структурные модели. Комплекс GeoSphere был опробован в более чем 140 скважинах в разных регионах мира, включая участки в Северной Америке, Южной Америке, Европе, Ближнем Востоке, России и Австралии. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ from fluid boundaries, leading to increased reservoir exposure as well as allowing geoscientists to refine their seismic interpretation and geological and structural models.

The GeoSphere service has been tested in more than 140 wells worldwide, including locations in North America, South America, Europe, Middle East, Russia and Australia.

In the North Sea, a customer used the GeoSphere service to successfully land a well and detect the top of the reservoir target from a distance of nearly 50 feet, allowing for optimization of the drilling plan before the formation was drilled. With the drill bit over 300 feet away from the target reservoir, the mapping-while-drilling technology confirmed that there was considerable distance for adjusting the trajectory if needed, to optimize reservoir entry.

Offshore Brazil, a customer deployed GeoSphere technology to accurately map multiple deepwater-well reservoir sections. The reservoir mapping-while-drilling service was used to guide well steering decisions, which enabled the customer to improve the drain position, avoid unplanned exits from target reservoirs, and to acquire reservoir knowledge to optimize production.

In Northern Europe, a customer used the GeoSphere service to double the reservoir net-to-gross ratio from 0.45 to 0.96 on two horizontal wells with complex geologies. The increased exposure in this thin bed discontinuous reservoir, compared to all previous wells in the field, resulted in a production improvement in both wells of more than 8,000 additional barrels per day. * - Mark of Schlumberger

#6-7 June-July 2014

В Северном море клиент использовал комплекс GeoSphere для успешного выхода на горизонтальный участок скважины и определения кровли проектного пласта на расстоянии почти 50 футов, что позволило оптимизировать программу бурения до вскрытия пласта. Когда долото было еще на расстоянии более 300 футов от проектного пласта, технология картирования в процессе бурения подтвердила, что имелось значительное расстояние для корректировки траектории при необходимости оптимизации места входа в пласт. На шельфе Бразилии клиент использовал технологию GeoSphere для точного картирования интервалов продуктивного пласта в многочисленных глубоководных скважинах. Комплекс картирования в процессе бурения использовался для принятия решений по регулированию направления скважин, что позволило изменять расположение забоя для оптимизации зоны дренирования, избежать незапланированных выходов из проектных интервалов пластов и получить знания о пласте, необходимые для оптимизации добычи. В северной Европе использование комплекса GeoSphere позволило клиенту удвоить коэффициент песчанистости пласта с 0,45 до 0,96 по двум горизонтальным скважинам со сложным геологическим строением. В результате увеличения интервала вскрытия пласта в этом невыдержанном по площади тонкослоистом пласте по сравнению со всеми предыдущими скважинами на данном месторождении, удалось повысить добычу в обеих скважинах на более чем 8 тыс. баррелей в сутки. * Марка компании Schlumberger

SPD Begins Construction of ASP Mixing Unit СПД начала строительство установки по подготовке смеси АСП Salym Petroleum Development N.V. (SPD) and Stroitransgaz-M (STGM) signed a contract for construction of ASP* mixing unit at the West Salym oil field in Khanty-Mansi Autonomous District – Yugra.

The ASP mixing unit is designed to prepare a mix of alkali, surfactant and polymer. These components are used in chemical flooding – a promising innovative enhanced oil recovery technology. The implementation of ASP makes it possible to additionally produce up to 30 percent of oil that remained after traditional waterflood. Since 2013 SPD is realizing an ASP pilot project at the Salym group of oil fields, including construction of seven wells, ASP pipeline and ASP mixing unit.

According to the contract, ASP mixing unit will be put into operation at the start of 2015. *ASP is a promising enhanced oil recovery method based on chemical formation flooding with a three component mixture (alkali, surfactant, and polymer). It becomes possible to enhance oil recovery factor by injecting a composition of certain chemicals into the well. Surfactant reduces interfacial tension of oil, while alkali influences the electric charge of rock, which in its turn reduces surfactant loss. Polymer is applied to enhance solution viscosity. The technology has already been actively applied in the USA, Canada, and China; pilot testing is performed in several other countries. SPD has been studying this technology since 2008. The company has already run several laboratory and field tests.

In 2012 SPD shareholders approved execution of an ASP pilot project on the Salym group of oil fields in 2013-2015.

14

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com

«Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД) и ООО «Стройтрансгаз-М» (СТГМ) подписали контракт на строительство установки по подготовке смеси АСП* на Западно-Салымском месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре. Установка предназначена для подготовки и смешения компонентов раствора анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера (АСП). Смесь используется при химическом заводнении пласта – перспективной инновационной технологии повышения нефтеотдачи. Применение АСП позволяет добывать дополнительно до 30% нефти, остающейся после проведения заводнения. С 2013 г. компания СПД реализует пилотный проект по закачке в пласт смеси АСП на Салымской группе месторождений, предусматривающий строительство семи скважин, трубопровода и установки подготовки раствора АСП. Согласно контракту установка подготовки раствора АСП будет введена в эксплуатацию в начале 2015 года. *АСП – перспективный метод повышения нефтеотдачи на основе химического заводнения пласта трехкомпонентной смесью (анионные ПАВ, сода и полимер). Коэффициент извлечения нефти удается повысить, закачивая в скважину состав из определенных химических веществ. Анионное поверхностно-активное вещество снижает поверхностное натяжение нефти, а под воздействием соды меняется электрический заряд породы, что, в свою очередь, уменьшает потери ПАВ. Полимер применяется для увеличения вязкости раствора. Технология уже активно применяется в США, Канаде, Китае; опытные исследования проходят в ряде других стран. СПД ведет исследования этой технологии с 2008 года. Компания уже провела ряд лабораторных и полевых испытаний. В ноябре 2012 года акционеры СПД одобрили реализацию пилотного проекта АСП на Салымской группе нефтяных месторождений в 2013-2015 годах.

Oil&GasEURASIA

EXPLORE WITH API ONSHORE. OFFSHORE. EVERY SHORE.

SM

Certification | Training | Events | Standards | Statistics | Safety Washington, D.C. | Houston | Beijing | Singapore | Dubai | Rio de Janeiro 877.562.5187 (Toll-free U.S. & Canada) | +1.202.682.8041 (Local & International) | sales@api.org | www.api.org

It’s a tough business. Look to API.® Copyright 2014 – American Petroleum Institute, all rights reserved. API, the API logo, the “Onshore” slogan and the “Tough” slogan are either service marks, trademarks or registered trademarks of API in the United States and/or other countries.

INNOVATION

Innovation and Efficiency Key to Stability for West Siberian Conventional Resources

ключ к стабильности освоения традиционных ресурсов Западной Сибири An aerial view of an oil fracking operation in the Bakken shale formation in western North Dakota. The Bakken shale field is often compared to the Bazhenov Suite in West Siberia. Bazhenov will require many of the same EOR methods to produce oil from similar tight and complex geology.

Гидроразрыв пласта в процессе добычи сланцевой нефти на месторождении Баккен (вид сверху), расположенном в западной части штата Северная Дакота. Баккен часто сравнивают с баженовской свитой в Западной Сибири. Для добычи нефти из пород с похожим низкопроницаемым и сложным геологическим строением может потребоваться применение схожих методов ПНП.

Joe Parson

Russia continues to fight an uphill battle in its war to maintain its oil production levels, at even a plateau rate. But this battle, and the war in fact, can be won by applying enhanced oil recovery (EOR) technologies, and taking innovative measures to increase operational efficiencies.

R

ussia’s production per unit of effort (PPUE) has, with few exceptions, steadily declined over the last decade.

This means that, despite increasing well counts, production figures are falling in absolute terms even though Russian companies have been moving away from the unsustainable Soviet model of massive sidetracking operations and have moved instead towards new EOR technologies.

Notable exceptions have been Russia’s national oil company Rosneft and state-owned regional champion Tatneft.

Both have actually seen consistent increases in PPUE over the last decade – for good reasons.

Rosneft has succeeded by applying innovative technologies derived from joint research involving Russian, U.S., and European scientific research centers. The NOC has also benefited by acquiring fields with advanced technologies already in place; obvious examples include YUKOS, TNK-BP and its 50-percent position with Conoco Phillips in Polar Lights.

16

Джо Парсон

Россия продолжает вести неравный бой в «войне» за поддержание уровня нефтедобычи в целях предотвращения дальнейшего сокращения дебитов. Однако этот бой и, в сущности, всю «войну» можно выиграть за счет применения методов повышения нефтеотдачи (МПНО), а также инновационных подходов к повышению эксплуатационной эффективности.

З

а некоторым исключением, в последнее десятилетие так называемый показатель добычи на единицу усилий в России (ДЕУ) стабильно снижался. Это значит, что, несмотря на увеличивающийся фонд скважин, абсолютные значения добычи падают, несмотря на то, что российские компании стараются отходить от нерациональной советской модели обширных работ по забуриванию боковых стволов и вместо этого стараются обращаться к новым технологиям МПНО. Заметными исключениями стали российская национальная нефтяная компания «Роснефть» и региональный гигант «Татнефть». В обеих компаниях на протяжении последнего десятилетия отмечалось стабильное повышение ДЕУ, и вполне обоснованно. «Роснефть» добилась успехов, применяя инновационные технологии, разработанные на основе совместных исследований российских, американских и европейских научно-исслеOil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: GRAIN IMAGES

Инновации и эффективность –

№6-7 Июнь-Июль 2014

Tatneft has also seen an uptick in recent years through the adoption of measures to greatly enhance the efficiency of its horizontal and hydraulic fracturing operations. In his 2012 address to shareholders, Tatneft Board Chairman Rustam Minnikhanov attributed this success to the use of automated, satellite-driven Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) technologies to prevent waste, cut downtime and optimize well-bore awareness.

Although LUKOIL has spent considerable time and money

●● Tatneft Board Chairman Rustam Minnikhanov ●● Председатель совета директоров «Татнефти»

Рустам Минниханов

researching enhanced recovery methods via their subsidiary, RITEK, field information from the company’s own Analyst Databook shows that their vast swaths of Soviet-inherited fields continue to depress LUKOIL’s overall PPUE rates.

The non-sustainability of the Soviet Union’s capacity to drill wells faster than almost anyone else had led in the past to a reliance on sidetracking and relatively simple water-flooding (cleverly referred to as dual injection) to boost EOR numbers.

Simple solutions were required because equipment in use in the early 1990s was seriously outdated. Western service companies

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИННОВАЦИИ довательских центров. Очередным плюсом стало приобретение месторождений, на которых уже вовсю применялись передовые технологии; наглядные примеры включают активы «ЮКОСа», ТНК-ВР и 50%-е участие «Роснефти» совместно с Conoco Phillips в СП «Полярное сияние». В «Татнефти» также наблюдался скачок добычи в последние годы в результате принятия мер по значительному повышению эффективности горизонтального бурения и работ по гидравлическому разрыву пласта. В своем обращении к акционерам компании «Татнефть» в 2012 году, председатель совета директоров Рустам Минниханов связал этот успех с применением автоматизированных спутниковых технологий по контролю и сбору данных (SCADA), позволяющих снижать объем отходов, сокращать непроизводительное время и оптимизировать информированность о состоянии ствола скважины. Хотя «ЛУКОЙЛ» потратил значительное время и финансовые средства на исследования, направленные на разработку методов повышения нефтеотдачи в своем дочернем предприятии «РИТЭК», промысловая информация, опубликованная в аналитическом справочнике компании, показывает, что раскинувшиеся на большой территории месторождения, унаследованные со времен СССР, продолжают понижать общие показатели ДЕУ «ЛУКОЙЛа». Утрата Советским Союзом способности бурить скважины быстрее, чем кто-либо другой, привела к тому, что промышленность полагалась полностью на зарезку боковых стволов и относительно простое заводнение (правильно называемое «одновременно-раздельная закачка») для того, чтобы улучшить показатели МПНО. В простых решениях нуждались поскольку используемое в начале 1990-х годов оборудование было в основном устаревшим. Представители западных сервисных компаний даже встречали находившееся в эксплуатации оборудование, которое было приобретено в рамках программы ленд-лиза от США во время Второй мировой войны. Одной из первых компаний, которые попытались изменить положение дел, была канадская FracMasters, Ltd, появившаяся на российском рынке в конце 1980-х годов и сразу разглядевшая потенциал для значительного увеличения в России водного воздействия на пласт за счет применения гидроразрыва приствольной зоны. После того, как в 1998 году разгорелся финансовый кризис, FracMaster свернула свою деятельность, и ее оборудование в России приобрела Schlumberger. Позднее подключилась ныне уже несуществующая крупная российская нефтекомпания «ЮКОС» (укрепившая свои ряды за счет привлечения менеджеров FracMaster) с намерением оживить российский сектор гидроразрыва и горизонтального бурения. В эпоху «ЮКОСа» объемы работ по гидроразрыву в России выросли стократно. Однако, что касается Западной Сибири, немногое изменилось со времени приобретения «ЮКОСа» «Роснефтью». Представляется, что успехи последней связаны преимущественно с капиталовложениями в новые месторождения на северо-западе и востоке Сибири. Действительно, «Роснефть» (также как и «ЛУКОЙЛ») вынуждена выходить за пределы своего старого западносибирского фонда скважин в поисках новых, более доступных залежей нефти. В настоящее время почти 40% нефти «Роснефть» добывает за пределами Западной Сибири.

17

#6-7 June-July 2014

INNOVATION even found equipment in-service that had been acquired under the World War II lend-lease program with the United States.

Among the pioneers who started to change things was Canada’s FracMasters, Ltd. which entered the Russian market in the late 1980s and immediately saw an opportunity to vastly enhance Russia’s utilization of water stimulation via “Skin Fracking”. FracMaster folded after the 1998 financial crisis and the international services company Schlumberger acquired its equipment in Russia. Later, Russia’s now defunct major, YUKOS (empowered by hiring FracMaster management) stepped in to reboot Russia’s hydraulic fracturing and horizontal drilling sector. Russian fracking industry grew by a 100-fold factor during the YUKOS years.

But as far as West Siberia is concerned, not much has happened since Rosneft’s takeover of YUKOS. Advances seen at Rosneft seem to relate mainly to greenfield investments in northwest and in eastern Siberia. In effect, Rosneft (and

«ЛУКОЙЛ», в свою очередь, добывает 46% своей нефти за пределами Западной Сибири, преимущественно в ТиманоПечорском и Волго-Уральском районах. «ЛУКОЙЛ» строит свою стратегию на способности проводить повторную интенсификацию добычи на месторождениях, законсервированных другими добывающими компаниями, с использованием собственных методов повышения нефтеотдачи. Другие нефтекомпании, такие как «Татнефть», «Башнефть» и «Сургутнефтегаз», также используют свои запатентованные технологии для повышения продуктивности скважин. Сегодня крупные российские компании начинают разрабатывать малопроницаемые коллекторы и сланцевую нефть. Россия вполне может поддерживать комфортный уровень – так называемый уровень пиковой добычи – или даже превышать его, но только при условии дальнейшей реализации программы, направленной на развитие МПНО, если добыча будет вестись на традиционных месторождениях.

LUKOIL Leads in EOR Innovations that Revitalize Cast-off Well Stock

«ЛУКОЙЛ» лидирует в инновациях в области МПНО, позволяющих оживить заброшенный фонд скважин

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

LUKOIL is an innovation leader among private pro«ЛУКОЙЛ» является лидером в сфере инновационной деятельности ducers in Russia, through its application of field-speсреди частных нефтедобывающих компаний России благодаря использоcific productivity measures to recover oil in abanванию адаптированных к конкретным условиям мер по повышению нефтеdoned fields. отдачи на законсервированных месторождениях.

Driving innovation at LUKOIL is the Russian В качестве движущей инновационной силы «ЛУКОЙЛ» используInnovative Fuel and Energy Company (RITEK), a ет Российскую инновационную топливно-энергетическую компанию LUKOIL subsidiary which also collaborates with («РИТЭК») – свое дочернее предприятие, которое также сотрудничает с Skolkovo Foundation on a variety of programs includфондом «Сколково» по целому ряду программ, включая нанотехнологии. ing nanotechnology. In addition to RITEK, the LUKOIL Помимо «РИТЭКа», исследовательский центр «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» обеEngineering research center provides field-specific спечивает адаптированные к конкретным месторождениям инженерные engineering solutions to enhance reservoir producрешения по повышению продуктивности пласта. Компания утверждает, tivity. The company states that oil produced from EOR что в 2013 году «ЛУКОЙЛ» добыл 28,6% нефти в России за счет применеapplications in 2013 accounted for 28.6 percent of ния МПНО.

LUKOIL’s total production volume in Russia. Более того, в научной области «ЛУКОЙЛ» установил партнерские отноFurthermore in the field of science, LUKOIL has ●● RITEK general director шения со многими университетами и в 2003 году создал корпоративный Nikolai Nikolayev partnered with multiple universities and in 2003 центр геолого-гидродинамического моделирования (ЦГГМ). Этот центр also established the Corporate Geological and ●● Генеральный директор занимает важнейшее место в деятельности компании в сфере применения ОАО «РИТЭК» Николай Hydrodynamic Modeling Center (CGHMC). This center геологического и гидродинамического моделирования. Как заявил замеНиколаев is at the forefront of LUKOIL’s application of geologiститель гендиректора исследовательского центра «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» cal and hydrodynamic modeling. LUKOIL-Engineering Виктор Шкандратов в 2012 году в интервью корпоративному изданию deputy general director Viktor Shkandratov claimed in a 2012 interview with «ЛУКОЙЛа» «Нефть России», компания рассматривала возможность проведения LUKOIL’s corporate magazine, Oil of Russia, that the company is looking into 4D сейсморазведки 4D и микро-сейсмического мониторинга с целью максимальноSeismic exploration and micro-seismic monitoring to maximize hydraulic fracturing го улучшения применимости гидравлического разрыва пласта и повышения проfeasibility assessments and productivity. дуктивности.

LUKOIL’s EOR activities are based around a threefold combination of drillДеятельность «ЛУКОЙЛа» по повышению нефтеотдачи пласта включает три ing, reservoir treatment, and passive waste-prevention methods. The Geological составляющих – бурение, воздействие на пласт и пассивные методы предотInformation System for Processing Field Development Data (GIS UDOM) is used вращения потерь. Геологическая информационная система для обработки данto integrate ICT from individual wells across LUKOIL’s domestic and internation- ных по разработке месторождений (ГИС УДОМ) используется для интеграции al fields. The Information Communications Technology (ICT) program handled by данных информационно-коммуникационных технологий от отдельных скважин RITEK specifically bolsters these three engineering methods by monitoring various по российским и зарубежным месторождениям «ЛУКОЙЛа». Осуществляемая factors at individual sites. The ICT program further utilizes mass databases in order «РИТЭКом» программа информационно-коммуникационных технологий (ИКТ) to catalogue geological surveys, calculate feasibility studies of various technolo- поддерживает эти три инженерных метода, отслеживая различные показатеgies, and automate certain selection processes. ли на конкретных площадках. Кроме того, программа ИКТ использует массивMaurice Dijols, former president of Schlumberger Russia, asserted in 2010 the ные базы данных для регистрации геологических исследований, расчета техLUKOIL was the company’s chief Russian partner. This partnership has flourished in the нических обоснований различных технологий и автоматизации некоторых проwide application of horizontal drilling and multi-zonal hydraulic fracturing processes. In цессов отбора.

2013 the company’s use of such techniques accounted for 35 percent of all EOR proЧетыре года назад бывший президент Schlumberger Russia Морис Дижол заяduction. In 2013 alone, 96 of such new wells were commissioned with a declared aver- вил, что «ЛУКОЙЛ» был основным российским партнером Schlumberger Russia. Это age production of 308 barrels per day, allegedly triple the company’s conventional rate. партнерство процветало на основе широкого применения горизонтального буре-

18

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

LUKOIL as well) are having to move beyond their mature West Siberian well stock to find new, easier to produce oil.

Near 40 percent of Rosneft’s production is now outside of West Siberia.

For its part, LUKOIL produces 46 percent of its oil outside of West Siberia, largely in Timan Pechora and in the VolgaUrals regions. LUKOIL bases its strategy on its ability to restimulate, with their own EOR techniques, fields abandoned by other producers. Other independents, such as Tatneft, Bashneft and Surgutneftegaz, have also applied some of their own proprietary technologies to increase well productivity.

Russian majors are now also beginning to exploit tight reservoirs and some shale oil.

Russia can certainly maintain a comfort zone – a socalled production plateau – or even move beyond, but only by further advancing its EOR agenda if this production is to come from conventional fields. Assuming use of the appropri-

ИННОВАЦИИ Как считают эксперты, при использовании соответствующих технологий традиционные залежи нефти смогут поддерживать уровень добычи в Западной Сибири в течение еще семидесяти лет. Однако после этого сибирская нефть будет поступать из нетрадиционных источников; поэтому в настоящее время особое внимание уделяется разработке нетрадиционных коллекторов в основных бассейнах в Ханты-Мансийском автономном округе. Кроме того, власти предоставляют компаниям, осваивающим эти запасы, налоговые льготы. Есть надежда, что такая господдержка поможет нефтяникам достичь запланированного уровня добычи нетрадиционной нефти в 1 млн баррелей в сутки в следующие пяти-семи лет, как считают эксперты. Российские операторы также пытаются добиться повышения эффективности, вкладывая средства в технологии SCADA, которые призваны избежать потери и снизить риски для новых активов. На рынке присутствует множество зару-

●● Thermal gas treatment technology, featured in OGE’s issue #3, 2013,

is another EOR innovation which makes it possible to inject air, causing a temperature rise and oxidation that squeezes oil from the reservoir ●● Схема технологии термогазового воздействия, применяемой компанией «РИТЭК» (НГЕ № 3, 2013) – в результате закачки воздуха в скважину в пласте протекают окислительные процессы, сопровождающиеся резким повышением температуры, обеспечивая вытеснение нефти из пласта

Want to learn more about EOR technologies used in Russia? Хотите узнать больше о технологиях ПНП, применяемых в России?

Visit www.oilandgaseurasia.com/en/tech_trend Заходите на www.oilandgaseurasia.com/ru/tech_trend

Specifically at horizontal wells in the Caspian offshore Yuri Korchagin field, the company looks to acquire and apply new smart well technologies in 2014. At this same field the company achieved a notable feat of a 4,292-meter-long horizontal section with a total bore length of 7,600 meters.

The company’s reservoir treatment is focused around the utilization of Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) in conjunction with its horizontal drilling operations. By using two vertical lines, the upper injection point forces steam into the reservoir, maintaining pressure. Alexander Danilenko, deputy general director of LUKOIL-Engineering, says this enables a 60 percent total reservoir recovery rate.

According to LUKOIL’s 2012 annual report, the company’s hydrodynamic modeling and chemical treatment efforts make up nearly 45 percent of their total enhanced recovery operations, though later in 2013 they only accounted for nearly 17 percent of actual production via EOR. Nonetheless, these operations allow for increased accuracy for targeted drilling operations and corrosion prevention during operations. The increased drilling accuracy is pivotal in the company’s still robust sidetracking program that targets residual oil at idle wells.

LUKOIL’s use of passive flow-regulation systems helps prevent gas blowouts in oil fields with high levels of associated gas that can be reinjected to repressurize the well.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ния и многозонного гидроразрыва пласта. В 2013 году использование компанией этих методов обеспечило 35% добычи, полученной в результате применения МПНО. Только в 2013 году было запущено в эксплуатацию 96 таких новых скважин с заявленным средним дебитом 308 баррелей в сутки, что предположительно в три раза выше обычных дебитов «ЛУКОЙЛа». Конкретно для горизонтальных скважин на нефтегазоконденсатном месторождении им. Юрия Корчагина, расположенном в северной части акватории Каспийского моря, в 2014 году компания намерена приобрести и начать применение новых технологий «интеллектуальных» скважин. На том же месторождении «ЛУКОЙЛу» удалось достичь заметного успеха, пробурив горизонтальный участок ствола длиной 4 292 м в скважине общей протяженностью 7 600 м. Что касается обработки пласта, компания использует технологию закачки водяного пара в сочетании с горизонтальным бурением. При использовании двух вертикальных линий, верхняя точка нагнетания проталкивает пар в пласт, поддерживая давление. По словам Александра Даниленко, заместителя гендиректора «ЛУКОЙЛИнжиниринга», это обеспечивает 60% от общей нефтеотдачи пласта. По информации, опубликованной в годовом отчете «ЛУКОЙЛа» за 2012 год, работы компании по гидродинамическому моделированию и химической обработке составили почти 45% общего объема работ по повышению нефтеотдачи пласта, хотя позднее, в 2013 году они обеспечили только около 17% добычи, полученной за счет применения МПНО. Тем не менее, эти работы позволяют повысить точность запланированных буровых работ и предотвращение коррозии в ходе работ. Улучшенная точность бурения имеет решающее значение в активной программе по забуриванию боковых стволов, направленной на извлечение остаточной нефти из бездействующих скважин. Использование «ЛУКОЙЛом» систем пассивного регулирования потока помогает предотвращать газовые выбросы на нефтяных месторождениях с высоким уровнем содержания попутного газа, который можно закачивать обратно для восстановления давления в скважине.

19

INNOVATION ate technologies, experts estimate that conventional oil can sustain West Siberia for another seven to 10 years.

But after that, Siberian oil will need to come from unconventional sources; hence the emphasis – and tax breaks – currently being applied to development of unconventional reservoirs in major basins in the Khanty-Mansiysk Autonomous District. It is hoped that such federal assistance will enable unconventional oil production to hit planned levels of 1 million barrels per day in the next five to seven years, experts agree.

Russian operators are finding efficiencies also by investing in SCADA technologies to help prevent waste and mitigate risk to new assets. There are plenty of foreign vendors eager to sell this technology into Russia. But Russian companies are intent on developing their own systems for the most part. At the recent Neftegaz international exhibition in Moscow, representatives of Russian ESP manufacturer Borets were exhibiting comprehensive SCADA solutions that run the gamut of downhold sensors for measuring well pressure, temperate and fluid

бежных поставщиков, готовых продавать эту технологию в Россию. Но российские компании преимущественно намерены разрабатывать собственные системы. На прошедшей в конце мая в Москве международной выставке «НЕФТЕГАЗ» представители российского производителя ЭЦН – компании «Борец» показывали комплексные решения SCADA, которые используют широкий диапазон скважинных датчиков для измерения давления и температуры в скважине, а также утечку жидкости для полной интеграции в корпоративную информационную систему с целью анализа скважинных данных. Как отметили представители другого участника выставки, немецкой компании Leoni, у них есть контракты, как с государственными, так и частными российскими нефтедобывающими компаниями на обновление кабельных систем, передающих скважинные данные к наземному оборудованию для последующей передачи по спутниковой связи за пределы буровой площадки. Представители российского производителя, компании «Псковгеокабель», рассказали на выставке о своих кон-

Tatneft Innovates with Steam and Microbes to Sustain Production

Новаторский подход «Татнефти» в области использования пара и микробов для поддержания уровня добычи

As a regional NOC, Tatneft focuses its EOR on applications specifically suited to Tatarstan and slightly more generally to southwest Russia.

Tatneft is an innovator of microbial EOR, and distinctive applications of dual production methods and dual injection technologies. Statistically, Tatneft reports that by using enhanced recovery methods in new wells, it has achieved two to three times the productivity of applying the same EOR methods in older wells.

Tatneft’s dual production process aims to produce oil from multiple geological layers. This reportedly has enabled the company to produce from multiple low-yield layers in one go, essentially cutting costs and increasing efficiency. This is helped through the application of Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) to force liquids from one reservoir into another. Along these lines, dual production has also achieved several objectives to minimize blowouts and failures during both drilling and production phases. This has been primarily achieved through the use of underbalanced drilling in the initial stages followed by customized chain drives during production.

The company’s Microbial EOR efforts are particularly interesting as they seek to increase oil flow through removing organic obstructions. These MEOR techniques not only help free oil from obstructed reservoir pores but also possibly aid in desulfurization and denitrification processes.

Finally, Tatneft is also applying an intriguing system of steam and water injection aimed at reducing the final water cut. This is done primarily through targeting injection into reservoir areas that have higher probabilities to absorb the liquids themselves.

The future of such innovations is uncertain given Tatneft’s expressed difficulties in adapting their research and development program around the Russian Tax Code. The company is coordinating unspecified projects with the Skolkovo Energy Efficiency cluster, but attracting foreign investment has been difficult. Although the company is regularly introducing these innovations into the robust portfolio of new well drilling operations, old wells are being decommissioned in greater quantities. Given these and other factors, analysts forecast that Tatneft may experience only modest production gains in the near term.

20

#6-7 June-July 2014

«Татнефть», являющаяся крупнейшей региональной компанией под контролем госструктур, в области повышения нефтеотдачи ориентируется в первую очередь на методы, «заточенные», в первую очередь, под геологию месторождений Татарстана и юго-запада России. «Татнефть» является новатором в использовании микробиологических методов повышения нефтеотдачи (МПНО), а также в применении методов одновременной добычи из двух горизонтов и технологий одновременно-раздельной закачки. Статистически «Татнефть» сообщает, что за счет использования МПНО на новых скважинах компании удалось увеличить продуктивность в два-три раза, чем при применении тех же МПНО на старых скважинах. Одновременная добыча «Татнефтью» сырья из двух пластов направлена на извлечение нефти из нескольких геологических слоев. По имеющимся данным, это позволяет добывать нефть из нескольких малодебитных пластов в один прием, при значительном сокращении затрат и повышении эффективности. Этому способствует применение технологии закачки водяного пара для вытеснения жидкостей из одного пласта в другой. Также, при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов решаются задачи по минимизации выбросов и аварий в процессе бурения и добычи. Это достигается за счет проведения бурения на депрессии на начальном этапе, после чего на этапе добычи применяются изготовленные по требованиям заказчика цепные приводы. Работы компании по применению микробных МПНО особенно интересны, так как они стараются увеличить поток нефти путем удаления органических препятствий. Эти МПНО не только позволяют высвободить нефть из закупоренных пор пласта, но могут также способствовать процессам десульфуризации и удаления азота. И наконец, «Татнефть» также применяет многообещающую систему закачки пара и воды, направленную на снижение конечной обводненности. Речь идет о точечной закачке в зоны пласта, в которых более высока вероятность абсорбирования жидкостей. Будущее этих инноваций сегодня не до конца определено, поскольку «Татнефть» столкнулась со сложностями в части адаптации своей программы НИОКР к Налоговому кодексу России. Компания координирует некоторые проекты в кластере энергоэффективных технологий фонда «Сколково», однако привлечение иностранных инвестиций пока представляет проблемы. Хотя «Татнефть» регулярно включает эти инновационные технологии в свой обширный портфель новых буровых проектов, старые скважины выводятся из эксплуатации в еще больших количествах. С учетом этих и других факторов, аналитики ожидают, что в ближайшем будущем «Татнефть» может рассчитывать лишь на скромные приросты добычи.

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

ИННОВАЦИИ

leakage to full integration into a corporate IT system for well data analysis. Another Neftegaz exhibition, Germany’s Leoni, says they have contracts with both state and private Russian producers to update cable systems that transmit downhole data to surface equipment for eventual satellite transmission beyond the wellsite. Russian manufactuer PskovGeoCable told Oil&Gas Eurasia during Neftegaz that it has contracts with regional Russian producers to replace outdated transmission systems with fiber optics.

GE, which signed a joint cooperation agreement with Rosneft in June 2013 and has pledged to invest $1 billion by 2020 in joint development of the Russian oil and gas industry, is looking also to buy most of the energy specific business units of French-based Alstom Group. The significance for Russia and the GE relationship with Rosneft lies in Alstom’s smart grid technologies which employs a SCADA solution that is equally applicable to improving the efficiency of oil and gas transport.

Given the history of the acquisition by Russian NOCs of private Russian producers with world class technologies in place also suggest that the continued independence of private producers depends to some extent on the ability of the NOCs to develop their own solutions. Joint ventures like Rosneft’s agreement with GE serve just this purpose. Under the agreement, Rosneft will be part of a major R&D center and application engineering training center currently under develop-ment in Oklahoma City.

The lesson for foreign firms is also clear: those offering easy access to the transfer of proprietary technologies and processes will have an easier time securing contracts with Russian operators.

трактах с региональными российскими нефтедобывающими компаниями на замену устаревших систем связи волоконной оптикой.

GE, подписавшая в июне 2013 года договор о сотрудничестве с «Роснефтью» и обязавшаяся инвестировать $1 млрд до 2020 года в совместное развитие российской нефтегазовой промышленности, рассчитывает также приобрести большую часть относящихся к сектору энергетики структурных подразделений французской Alstom Group. Важность этого для России и взаимоотношений GE с «Роснефтью» заключается в технологиях интеллектуальных сетей Alstom, использующих решение SCADA, которое также применимо для повышения эффективности транспортировки нефти и газа. Принимая во внимание историю приобретения российскими госкомпаниями частных нефтекомпаний, обладающих технологиями мирового класса, можно предположить, что длительная независимость частных производителей в определенной степени зависит от способности госкомпаний разрабатывать собственные решения. Именно этой цели служат совместные предприятия, подобные союзу «Роснефти» и GE. По условиям соглашения, «Роснефть» будет участвовать в работе крупнейшего научно-исследовательского центра, а также учебного центре по разработке прикладных инженерных решений, которые на данный момент создаются в ОклахомаСити. Урок для иностранных фирм также вполне очевиден: тем, кто предлагает облегченный доступ к передаче запатентованных технологий и процессов, будет легче добиваться контрактов с российскими операторами.

Stream Services develops innovative technologies which monitor all critical drilling parameters and delivers real time information to the rig floor and the office. Our solutions facilitate meaningful data analysis which improves your drilling efficiency and increases productivity.

Auto Driller System

Our Auto Driller System maximizes drilling performance by maintaining a smooth weight on bit and rate of penetration which results in less stress to the drill string and bottom hole assembly.

Electronic Drilling Recorder (EDR) & SiteWatch 2.0 Portal (SW2)

Stream Services EDR and SW2 Portal provides an intuitive and flexible interface for monitoring drilling parameters from the wellsite or office.

IR Gas Detector

Our gas detector system indicates the presence of hydrocarbons through the measurement of methane, propane and the calculation of total gas concentrations. This data is integrated into the Stream Services EDR through our secured network.

TRANSFORMING DRILLING DATA THROUGH INNOVATION Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

21

POWER GENERATION

Remote Field Work Powers Equipment Sales

Работа на удаленных месторождениях – генератор роста продаж энергооборудования

Elena Zhuk

As Western Siberian fields are already highly depleted and production moves into Eastern Siberia and the Far North, the issue of power generation at distant and isolated fields becomes more pressing. As a result of this dynamics, the demand for generator equipment is growing, and it appears as if this trend is likely to continue.

E

quipment producers note that sales have increased over the last few years. Zvezda-Energetika is a leader in the Russian domestic market for power generation at isolated fields. According to Alexei Andreev – Zvezda-Energetika’s division director for complex projects – demand is growing by approximately 15 percent a year.

Zvezda-Energetika supplies very little equipment to central Russian cities that already have generation capacity.

Ninety percent of sales are to remote regions – primarily Western Siberia, but there are also projects in Kamchatka, on Sakhalin, and several projects on the Yamal Peninsula.

“We are noticing growth in demand for equipment in general, and an increase in desired unit capacity for generators to support drilling work and other integrated stations for pumping and production facilities,” says Andreev. The jump in demand, he believes, is being driven by projects like Bovanenkovo-Ukhta, VSTO, Sila Sibiri (Power of Siberia) and projects on Yamal.

22

Елена Жук

По мере увеличения степени выработки месторождений Западной Сибири добыча смещается в Восточную Сибирь и на Крайний Север, все большую актуальность приобретают вопросы генерации энергии на удаленных месторождениях. В результате этих перемен спрос на генерирующее оборудование растет, и в дальнейшем эта тенденция может сохраниться.

П

роизводители оборудования отмечают увеличение продаж, происходившее в последние годы. По словам Алексея Андреева, директора дивизиона комплексных проектов компании ОАО «ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА», одного из лидеров российского рынка решений для генерации энергии на удаленных месторождениях, рост объемов поставок этого оборудования составляет примерно 15% в год. У компании очень мало объектов в центральной части России, в городах, где есть генерирующие мощности, почти 90% объектов находится в удаленных регионах. В нефтегазовой отрасли это, в основном, Западная Сибирь, но есть проекты и на Камчатке, на Сахалине, ряд проектов на Ямале. «Мы отмечаем рост спроса, как на оборудование в целом, так и на единичную мощность не только для обеспечения буровых работ, но и комплексных станций для перекачки, для заводов», – говорит Андреев. Скачок спроса, по его мнению, могут обеспечить такие проекты, как Бованенково-Ухта, ВСТО, «Сила Сибири», проекты на Ямале.

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

At UEC – Gas Turbines, growth in sales of В компании ОП ЭГТА «ОДК – Газовые units for energy generation at remote sites is 10-20 турбины» рост продаж агрегатов для генеpercent per year, lead manager Alexander Itkin рации энергии на удаленных месторождеtells OGE. Itkin notes that over the recent past ниях составляет 10-20% в год, рассказал НГЕ there has been steady growth, and believes that Александр Иткин, ведущий менеджер компаthe trend will continue due to constant developнии, отмечая, что в последнее время в этой ment of difficult-to-reach fields, including shelf области наблюдается устойчивый спрос. Он fields. At present UEC – Gas Turbines is manufacсчитает, что дальнейший рост спроса будет turing four GTA-6RM gas turbine power plants for связан с освоением труднодоступных местоthe Shingirinskoye field (Gazpromneft-Vostok) рождений, в том числе на шельфе. Сейчас and six GTA-16 gas turbine power plants for the в компании находятся в производстве Novoportovskoye field (Gazpromneft-Novy Port). четыре газотурбинных агрегата ГТА-6РМ The potential of this market is enorдля Шингиринского месторождения ООО mous, believes Roman Marchishin, head of the «Газпромнефть-Восток», шесть агрегатов ГТАCommercial Division at Yanmar RUS, a subdivi- ●● Alexei Andreev, 16 для Новопортовского месторождения ООО sion of the Japanese company Yanmar, which Zvezda-Energetika «Газромнефть-Новый Порт». has entered the Russian market with generators ●● Алексей Андреев, Потенциал данного рынка колоссальthat run on diesel fuel. “According to Russia’s ОАО «ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА» ный, считает Роман Марчишин, начальник Energy Ministry, 5,200 new wells are appearing коммерческого отдела ООО «Янмар РУС», подper year. In order to supply the brigades working разделения японской компании Yanmar, котоon these wells with energy, around 10,500 generators per year рая выходит на российский рынок с установками для генераwill be required. Given the harsh conditions in remote fields, ции энергии, работающими на дизельном топливе. «По данthe length of the equipment replacement cycle is lower, at an ным Минэнерго, в год появляется около 5 200 новых скважин. average of five years. As such, market demand is 2,000 units per Для обеспечения электроэнергией работающих на них бригад year.” In addition, Marchishin notes that after the recent politi- требуется около 10 500 генераторов в год, – комментирует cal decision to supply China from fields in Western Siberia, Марчишин. – На удаленных месторождениях использование Yanmar RUS is expecting a significant hike in demand for такого оборудования происходит в экстремальных условиях diesel generators from builders and producers, as well as from и продолжительность цикла замещения оборудования снижаtransport and other companies working in remote regions in ется в среднем до пяти лет. Таким образом, потребность рынка the east of the country. составляет 2 000 единиц в год». Кроме того, Марчишин отме“There is a constant demand for power supply equip- чает, что после принятия политического решения о поставках ment, although sales volumes can vary year to year depend- российского газа в Китай с месторождений Восточной Сибири ing upon the needs of particular sites,” says Nick Royal, sales в компании ожидают существенного увеличения спроса на manager at UK-based Centrax Gas Turbines. Eight years ago, дизель-генераторы со стороны строительных, добывающих, Centrax began providing TNK-BP with 3.9 to 5.2 MW genera- транспортных и других компаний, работающих на удаленных tors that use Rolls-Royce gas turbines. Initial successful opera- территориях на востоке страны. tions led to a continuing partnership also after the acquisition «Спрос на энергогенерирующее оборудование достаточof TNK-BP by Rosneft, to which Centrax has supplied 17 но устойчив, хотя объем продаж может меняться год от года в turbines. Rosneft remains the company’s largest client in the зависимости от потребности конкретных промыслов», – говоRussian marketplace: of the 33 gas turbines sold by Centrax рит Ник Ройал, менеджер по продажам Centrax Gas Turbines. in Russia, 31 are now being used by Rosneft, while two are in Восемь лет назад британская компания начала поставлять service for the Nobel Oil company. ТНК-BP генераторные установки мощностью от 3,9 МВт до “Rosneft is investing significantly in new fields – includ- 5,2 МВт на базе газовых турбин Rolls-Royce. Успешный опыт ing those in Eastern Siberia – to which we supply equipment. эксплуатации способствовал продолжению сотрудничества And additional capacity is also needed on older fields due to и после приобретения ТНК-BP «Роснефтью», на промыслы falling production levels, worsening conditions for oil extrac- которой было поставлено 17 турбин. «Роснефть» по-прежнему tion,” says Royal. At the same time, the client seems to prefer является самым крупным заказчиком компании на российstations consisting of multiple smaller-capacity units, rather ском рынке: из 33 газовых турбин, поставленных Centrax than a single larger unit with 64 MW capacity.

Gas Turbines в Россию, 31 сегодня работает в «Роснефти», две эксплуатирует «Нобель Ойл».

The Right Choice «„Роснефть“ делает значительные инвеGas turbine, gas piston or diesel-powered стиции в новые месторождения, в том числе generators tend to be the preferred choices for и в Восточной Сибири, куда мы поставляем energy generation in remote locations. The parоборудование. Но и на старых месторождеticularities of a given project generally determine ниях требуется дополнительная мощность, which type of equipment is selected. поскольку добыча падает, ухудшаются условия Nikolai Rotmistrov, director of the Energy извлечения нефти», – добавляет Ройал. При Generation Dept. of Siemens, considers diesel этом, по его словам, заказчик скорее предпоpower the main foundation for energy generaчтет комплект из маломощных агрегатов, чем tion at remote sites. “It’s the simplest method, один агрегат мощностью 64 МВт. and there are a number of Russian manufacturers who make the equipment well. Zvezda and VDM Правильный выбор im. Maminikh (Volzhsky Dizel) are two examples. ●● Roman Marchishin, Yanmar Для генерации энергии на удаленных These small units aren’t difficult to deliver to the ●● Роман Марчишин, Yanmar месторождениях преимущественно используНефть и ГазЕВРАЗИЯ

23

POWER GENERATION

#6-7 June-July 2014

field by helicopter. The main problem is the ются газотурбинные, газопоршневые или дизельneed to bring in fuel,” says Rotmistrov. ные установки. Выбор того или иного оборудо“Recently there has been a tendency to вания, в основном, определяется особенностями use diesel generators for reserve power, and проекта. to turn to more reliable and less-expensive По мнению директора департамента gas generators as a main source of power,” «Производство энергии» ООО «Сименс» Николая notes Olga Parfenova, director of Marketing Ротмистрова, основой энергообеспечения удаat BPC Engineering. But it is unlikely that ленных месторождений является дизель-генеdiesel generators will give up a significant рация. «Это наиболее простой способ. Есть ряд portion of their share in the market in favor российских производителей, которые умеют of some other type of equipment. “Diesel хорошо делать такое оборудование. К примеру, power stations will always be needed, because ОАО „Звезда“ или ВДМ им. Маминых. Небольшие often there is no other alternative,” sources установки легко доставлять на месторождение at NG-Energo told OGE. “As a rule, when new вертолетами. Главный недостаток – нужно завозfields are being outfitted in the absence of any ●● Nick Royal, ить топливо», – говорит он. infrastructure and before production begins, Centrax Gas Turbines «В последнее время установилась тенденthe only possible source of power generation ●● Ник Ройал, ция перевода дизельных генераторов на работу в is diesel fuel.” качестве резервного источника электроэнергии, а Centrax Gas Turbines “Gas piston and gas turbine power staосновным выступает более надежное и экономичtions are undoubtedly more promising in ное газогенерирующее оборудование», – отмеboth in terms of cost-savings and in terms of чает директор по маркетингу БПЦ Инжиниринг ecological considerations. But despite the fact Ольга Парфенова. Но вряд ли дизельные генераthat Russia is a big gas producer, natural gas is торы уступят другому оборудованию существенby no means supplied to all regions of Russia, ную долю. «Дизельные электростанции будут nor is the quality of the natural gas necessarвостребованы по-прежнему, поскольку зачастую ily sufficient. In addition, use of natural gas is им нет альтернативы», – рассказали НГЕ в ЗАО simple not very widespread. Given these facts, «НГ-Энерго». Как правило, при обустройстве the use of diesel generators – whether this новых объектов в отсутствие инфраструктуры is for main or reserve power sources – is the и до начала добычи, генерация может осущестonly way to provide users with the necessary вляться только на дизельном топливе. power,” states Marchishin. «Несомненно, газопоршневые и газотурбин“If we are talking about large fields with ные установки являются более перспективным energy needs of more than 10 MW, then it оборудованием. Этот тезис справедлив как в отноmakes sense to use gas turbines or gas pisшении снижения затрат, так и в части защиты ton generators with large unit capacity. For ●● Olga Parfenova, окружающей среды. Однако, несмотря на то, что smaller loads – or if associated gas is being BPC Engineering Россия является газодобывающей страной, далеused – most oil companies prefer microtur- ●● Ольга Парфенова, ко не все регионы обеспечены природным газом, bines, which meet energy needs from tens of БПЦ Инжиниринг а его качество не всегда находится на должном kW through to the several MW range,” notes уровне. Кроме того, его применение не так расParfenova. пространено. В таких случаях использование дизель-генера“As practice shows, gas piston generators remain the торов – единственная возможность обеспечить потребителей most reliable, cost-effective and energy efficient solution for электроэнергией будь то постоянный или резервный источthe majority of autonomous gas-powered electicity stations. ник питания», – считает Марчишин.

There is real potential in projects that utilize APG with gas «Если речь идет о крупных месторождениях с уровнем piston and gas turbine units,” NG-Energo said. потребления более 10 МВт, то здесь целесообразно применение газотурбинных или газопоршневых установок большой единичной мощности, тогда как при меньших нагрузках или ●● 1,630 kW microturbine power station is installed at TATEКН's если в качестве топлива предполагается использовать попутOnbiyskoye oilfield in Tatarstan ный нефтяной газ, большинство нефтяных компаний отдает ●● Микротурбинная электростанция мощностью 1 630 кВт предпочтение микротурбинам. Они позволяют удовлетворять установлена на Онбийском нефтяном месторождении ЗАО потребности в электроэнергии от нескольких десятков кило«ТАТЕХ» в Татарстане ватт до нескольких мегаватт», – отмечает Парфенова. «Как показывает практика, газопоршневые установки остаются наиболее надежными, рациональными по цене и энергоэффективными силовыми агрегатами для большинства автономных газовых электростанций. Перспективными представляются проекты, связанные с утилизацией ПНГ, реализуемые на базе газопоршневых и газотурбинных установок», – считают в «НГ-Энерго». По мнению Ротмистрова, одним из основных недостатков газопоршневых установок являются большие операционные затраты – высокая стоимость их обслуживания при том, что оно должно проводиться на постоянной основе. При этом, он отмечает большую «всеядность» газотурбинных машин в

24

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Rotmistrov believes that one of the fundamental disadvantages of gas piston units is their high operations cost – servicing costs a lot and has to take place on a constant basis.

Rotmistrov also notes the “omnivorous” nature of gas turbine machines as compared to gas piston units, related to the contents of gas used.

UEC – Gas Turbines sells both gas turbines and gas piston engines for use on remote fields, though equipment based on gas turbine propulsion technology has been prioritized for development when possible, according to Itkin.

A Proposal to Match Any Taste

After meeting industry suppliers, OGE cannot, at present, identify any particular market leaders. There are probably some objective reasons for this state of affairs. NG-Energo said that “it is currently impossible to speak of absolute leaders among manufacturers in this market because there are so many variables related to different conditions for oil extraction on different fields. Variables include how remote the field is, the distance from infrastructure and electricity networks, the time scales for production, production volumes, the amounts and contents of available associated petrouleum

10,500

generators per annum are required to provide power at all new oil and gas wells in Russia генераторов требуется для обеспечения электроэнергией бригад, работающих на новых нефтегазовых скважинах России gas (APG), etc. Many differing requirements for equipment in different places under differing conditions means that each of the manufacturers supplying this market – each with its specialized equipment – is able to carve out a market niche for itself.”

For example, Zvezda-Energetika is using both domestic and foreign-produced generators made by a wide range of manufactures including Kolomensky Zavod, VDM im.

Maminikh (Volzhsky Dizel), KAMAZ, RUMO, Cummins, MTU Onsite Energy, MWM Gmbh, Wartsila, Guascor Power S.A.U., Rolls Royce and TEDOM S.r.o.

“Companies tend to prefer equipment with which they are already familiar. The first sale is critical and follow-up sales come more easily. We continue to work with Rosneft and look at the future optimistically,” says Royal.

The success of a foreign manufacturer of small capacity individual units in partnership with a large Russian production company might not seem entirely expected.

Most Russian vertically integrated oil companies would traditionally choose in favor of a domestic producer. “For small capacity turbines, vertically integrated oil companies generally choose domestic brands with capacity of 6-8 MW – it is rare that a foreign producer is chosen. When it comes to the purchase of large capacity generators, foreign manufacturers are favored, and presumably this is Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●● А GTA-6-8PM unit operating at а gas turbine power station ●● Установка ГТА-6-8РМ на ГТЭС

сравнении с газопоршневыми агрегатами в отношении состава потребляемого газа. Для удаленных месторождений компания «ОДК – Газовые турбины» предлагает газотурбинное и газопоршневое оборудование, при этом оборудование на базе газотурбинных приводов, по словам Иткина, получило наибольшее развитие в части возможностей.

Предложения на любой вкус

По результатам бесед НГЕ с производителями выявить лидеров по поставкам на рынок не удалось. Вероятно, на это есть и объективные причины. «Невозможно говорить об абсолютном лидирующем положении конкретных производителей в целом по рынку, – говорят в «НГ-Энерго». – Разные условия добычи нефти (удаленность от инфраструктуры и электросети, срок эксплуатации самого месторождения, объем добываемой нефти, количество и состав ПНГ), а отсюда и разные требования к оборудованию. Это значит, что каждый из производителей, имея определенную специализацию производимого оборудования, имеет возможность занимать конкретную нишу на рынке». К примеру, «ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА» использует агрегаты как отечественного, так и импортного производства таких предприятий как ОАО «Коломенский завод», ВДМ им. Маминых, ОАО «КАМАЗ», ОАО «РУМО» Cummins Inc, MTU Onsite Energy, MWM Gmbh, Wartsila, Guascor power S.A.U., Rolls Royce и TEDOM S.r.o. «Компании отдают предпочтение тому оборудованию, с которым уже знакомы. Критичной является первая продажа, а дальше дело уже идет легче. Мы продолжаем работать с „Роснефтью“ и с оптимизмом смотрим в будущее», – говорит Ройал. Но этот успех зарубежного производителя в сотрудничестве с крупной российской добывающей компанией в сегменте небольших единичных мощностей может показаться и не совсем закономерным. В ряде российских ВИНК традиционно делают выбор в пользу отечественного производителя. «Для турбин малой мощности, в основном, выбирается отечественное оборудование на 6-8 МВт. Скорее редкость, когда выбирается иностранный производитель. Но в сегменте большой мощности предпочтение отдается второму. По-видимому, это связано с более серьезными капитальными вложениями», – считает Ротмистров. «На российском рынке сегодня по-прежнему велика доля импортного оборудования для генерации, хотя, например, в сегменте газотурбинных установок представлено

25

M o to rs | A uto matio n|E nergy| T ransmissio n&D istributio n|C o atings

V isit us at the 2 1 st W P C H all 1 3 Stand C 9

T h efl ame pro o fW 2 2 X .

U ltimatesaf e ty .

U ltimatee f fi c ie nc y .

H isto ric ally ,h az ardo us are a mo to rs h av ebe e nac o mpro mise be tw e e n saf e tyand e f fi c ie nc y .

N o t anymo re .O ur ne wW 2 2 Xfl ame pro o fmo to rs areI E C c o mpliant f o r usein h az ardo us are as.T h e y ’ realsoth eo nly fl ame pro o fmo to rs rate dI E 3f o re ne rgye f fi c ie nc y .Soy o ur c usto me rs ge tfl ame pro o fpro te c tio n and mo ne y sav ing e f fi c ie nc y ,to o .

T ole arn mo reabo ut o ur ne wW 2 2 X , th eultimateh az ardo us are a mo to r, v i si twww. wegi e4 . co m/ haz ardo us

№6-7 Июнь-Июль 2014

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

related to the more serious capital investment involved in such cases,” says Rotmistrov.

“The share of imports in the Russian market for electricity generation equipment is still quite high though, for instance, there are a fair number of domestic manufacturers producing gas turbine generators. These, however, are often augmented airplane engines and do not always exactly fit the needs of the sector. At the same time you have products like Capstone’s microturbine, which was originally developed to work for industrial use with non-standard and aggressive types of fuel such as associated gas, biogas, syngas, liquid gas, etc.,” says Parfenova. These traits mean that there is high demand for

довольно много отечественных производителей. Однако, в сущности, они зачастую представляют собой доработанные авиационные двигатели, которые не всегда отвечают запросам отрасли. В то же время микротурбины Capstone, например, изначально разрабатывались для промышленного применения и работы с нестандартными и агрессивными видами топлива, такими как попутный газ, биогаз, синтезгаз, сжиженный газ и другие», – говорит Парфенова. С этими свойствами микротурбин связана их высокая востребованность в нефтегазовом секторе для утилизации попутного газа. По данным «БПЦ Инжиниринг», на сегодняшний день на нефтепромыслах страны установлено уже более 130

Gazprom Neft Bets on Gas

«Газпром нефть» делает ставку на газ

Anton Gladchenko, director of the Office for Gas and Energy at Gazprom Neft, talks to OGE.

На вопросы НГЕ отвечает директор Дирекции по газу и энергетике ОАО «Газпромнефть» Антон Гладченко.

OGE: Over the last five years have the approach to and strategy for electricity production at remote sites changed in the industry as a whole and/or at your company?

Gladchenko: As a rule, the main problem at remote fields is the lack of infrastructure including that necessary for energy supply in the field – gas pipelines, electric wires, etc. At the first stage of remote field development, therefore, when geological exploration and preparation for further full-scale development are underway, the main source of energy production remains diesel generators. In some cases rented equipment is used and in others equipment is purchased. If gas is being produced on the field then gas piston generators can be used.

At the production stage, the energy supply strategy is dependent upon many factors, including the availability of resources for energy production and the necessary capacity. A deciding factor is the demand to limit overall production expenses.

Therefore, after full-scale development is underway, electricity for remote fields is produced using our own gas turbine power stations.

НГЕ: Менялись ли в последние пять лет подходы и концепции энергообеспечения удаленных промыслов в отрасли в целом и в вашей компании в частности? Гладченко: Как правило, основной проблемой уделенных месторождений является отсутствие инфраструктуры, в том числе, необходимой для энергоснабжения промыслов – газопроводов, линий электропередач и т.д. Поэтому на первом этапе освоения таких участков, когда проводятся геологоразведочные работы и подготовка к их дальнейшей полномасштабной разработке, основным способом выработки электроэнергии остается использование дизельных агрегатов. В некоторых случаях эксплуатируется арендованное оборудование, в некоторых – приобретенное. Если на промысле добывается газ, то могут применяться газопоршневые агрегаты. На стадии эксплуатации месторождения концепция энергоснабжения зависит от многих факторов, в числе основных – наличие ресурсов для выработки электроэнергии и требуемая мощность. При этом определяющим является потребность в минимизации совокупных расходов на добычу. Поэтому энергоснабжение удаленных месторождений после начала полномасштабной разработки осуществляется за счет собственных газотурбинных электростанций.

OGE: What types of electricity generation does your company use on remote fields?

Gladchenko: At present our remote fields are primarily at the stage of development and outfitting, therefore diesel and gas piston generation is being used.

When fields begin to produce full-scale, gas turbine power stations, which are now being built, will be used.

НГЕ: Какие виды электрогенерации на удаленных промыслах применяются в вашей компании? Гладченко: В настоящее время наши удаленные месторождения в основном находятся на стадии разработки и обустройства, поэтому преобладает дизельная и газопоршневая генерация. К моменту ввода месторождений в полномасштабную эксплуатацию энергоснабжение будет организовано от газотурбинных электростанций, которые сейчас строятся.

OGE: What sort of equipment is being used for these purposes?

Gladchenko: In the main, it is gas piston and gas turbine technology. We actively use gas turbine equipment manufactured domestically, which is competitively priced when compared to analogous imports. At the same time, it is no secret that the international manufacturer of industrial turbines Solar Turbines – with its specialized solutions for the oil and gas sector – is widely represented in the marketplace. Cummins is a large supplier of gas piston engines; the company produces units of a type that are not yet being produced in Russia.

НГЕ: Какое оборудование применяется для этих целей? Гладченко: В основном это газопоршневые агрегаты и газовые турбины. Мы достаточно активно используем продукцию отечественных производителей, выпускающих газовые турбины – у них есть возможность конкурировать с импортными аналогами по цене. В то же время ни для кого не секрет, что на рынке широко представлено оборудование, выпускаемое известной международной компанией как Solar Turbines, производящей промышленные турбины в том числе специально для нефтегазовой отрасли. Крупным поставщиком газопоршневых машин является компания Cummins – она поставляет агрегаты, которые в нашей стране пока не производятся.

OGE: What percentage of your energy needs are met by the use of associated gas?

Gladchenko: Our own electricity production meets around 20 percent of our needs on production fields. The use of associated gas as the raw material for the production of electricity is an opportunity to cash in on an additional advantage by using associated petroleum gas. It is hardly surprising that over the last couple years this type of fuel has become more attractive. Both the rising cost of purchasing electricity and the government policy of supporting associated gas use have been driving factors in its increasing popularity.

НГЕ: Какую долю потребности в электроэнергии закрывает использование попутного газа? Гладченко: Собственное производство электроэнергии позволяет удовлетворить порядка 20% от потребности добывающих активов. Использование попутного газа в качестве сырья для выработки электроэнергии – это возможность получить дополнительную выгоду от использования ПНГ. Не удивительно, что в последние годы привлекательность этого вида топлива для электрогенерации значительно возросла. Стимулом стал рост цен на приобретаемую электроэнергию с одной стороны и государственная политика, направленная на повышение уровня утилизации попутного газа с другой.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

27

#6-7 June-July 2014

POWER GENERATION

●● Centrax Gas Turbines units operate at Rosneft field in Novosibirsk

region, Central Siberia ●● Установки Centrax Gas Turbines работают на месторождении «Роснефти» в Новосибирской области, Центральная Сибирь microturbines in the oil and gas sector, because of the possibility of running them on associated gas. Data from BPC Engineering indicates that at present there are more than 130 microturbines at work on Russia’s fields, and together they are making use of more than 56 million cubic meters of APG per year.

“In remote fields we are, for the most part, competing with aviation engines. They have a number of advantages, but as concerns cost, servicing schedule and the ability to burn APG, industrial turbines have particular advantages. It’s true that we too will soon have our own aviation line,” notes Rotmistrov, “with the acquisition of Rolls Royce, which is due to take place in December.”

Leading domestic producers of gas turbine equipment REP Holding, KMPO, UEC – Gas Turbines, Perm Motors, Aviadvigatel and ISKRA-Energetika. Foreign market leaders include Solar, Rolls-Royce, Siemens, Capstone Turbine Corporation , OPRA Turbines, GE and MAN Diesel & Turbo.

New Solutions for the Market

Driven by increasingly complicated production conditions and by the demand for higher-quality generators, high levels of competition in this marketplace stimulate the production of new technologies and broaden the range of services offered by manufacturers.

“The remote location of oil fields is driving an increase in reliability, mobility, and the demand that equipment repair be possible on-location,” says Andreev. One new technology currently under development at Zvezda-Energetika is generator equipment that uses raw crude oil for fuel. “At present, we are building a power station that works on crude oil for Gazprom Neft on Yamal, and another station for Transneft. The obvious advantage is the significant cost-savings that come from not having to ship in fuel or build and maintain a fuel reservoir, as raw petroleum produced on site can be used to power the generator,” says Andreev.

“Over the last few years, purchasers have become more concerned about the reliability of the equipment they are buying, as well as to the availability of quality servicing and overall cost over an equipment life-cycle,” says Itkin. From his perspective, there is promise in technologies such as UEC – Gas Turbines’ online monitoring via satellite, which is currently being used in Naryan-Mar. “The demand for equipment that will meet certain ecological standards is growing, as is the demand for technologies

28

микротурбин, которые в совокупности могут утилизировать более 56 млн м³ ПНГ в год. «На удаленных месторождениях мы конкурируем, в основном, с авиационными машинами. Они обладают рядом достоинств, но в части стоимости и периодичности обслуживания, способности сжигать ПНГ промышленные турбины имеют определенные преимущества. Правда, у нас скоро появится и авиационная линейка с планируемым приобретением в декабре Rolls Royce», – отмечает Ротмистров. В качестве ведущих производителей газотурбинного оборудования выделяют российские компании «РЭП Холдинг», «КМПО», «ОДК – Газовые турбины», «Пермские моторы», «Авиадвигатель», «ИСКРА-Энергетика», а также зарубежные Solar, Rolls-Royce, Siemens, Capstone Turbine Corporation, OPRA Turbines, GE и MAN Diesel &Turbo.

Новые решения для рынка

Высокая конкуренция на рынке, продиктованная осложнением условий эксплуатации, повышением требований к качеству агрегатов, стимулирует развитие новых видов оборудования и расширение перечня услуг, предоставляемых компаниями-производителями. «Удаленность месторождений выдвигает повышенные требования к надежности, к ремонтопригодности на месте, мобильности этого оборудования», – говорит Андреев. Одно из новых направлений, развиваемых компанией «ЗВЕЗДАЭНЕРГЕТИКА», – генерирующее оборудование, в котором в качестве топлива используется сырая нефть. «Сейчас мы строим станцию на сырой нефти для „Газпром нефти“ на Ямале, а также станцию для „Транснефти“. Преимуществом является значительное снижение затрат, потому что в качестве топлива используется нефть непосредственно с месторождения, не нужно дополнительно осуществлять завоз топлива, строить резервуарный парк», – говорит Андреев. «За последние несколько лет увеличилось внимание заказчиков к надежности оборудования, а также к наличию качественного сервисного обслуживания и минимизации затрат в течение жизненного цикла оборудования», – считает Иткин. По его словам, перспективна такая услуга, как проводимый с помощью спутника онлайн-мониторинг состояния объектов генерации, внедряемый в сервисном центре «ОДК – Газовые турбины» в Нарьян-Маре.

●● Iskra-Avigaz Company specialists perform power station repair opera-

tions at Gazprom Transgaz Yugorsk ●● Специалисты компании «Искра-Авигаз» проводят ремонт электростанции в «Газпром трансгаз Югорск» Oil&GasEURASIA

#6-7 June-July 2014

POWER GENERATION

Тoday, there are more than 130 microturbines at work on Russia’s fields, and together they are making use of more than 56 million cubic meters of APG per year. Сегодня на нефтепромыслах страны установлено уже более 130 микротурбин, которые в совокупности могут утилизировать более 56 млн м3 ПНГ в год. which are able to use various different types of fuel. In general, customers expect more in terms of quality, reliability, ease of use, service and repair than they have in the past,” NG-Energo said. According to her description, oil companies prefer blockmodule equipment use, which makes it possible to save both time and money in a given case, while retaining the possibility of increasing the power capacity of a given system with the addition of new modules. Taking into consideration the complexity of delivery, alongside basic generator equipment NG-Energo produces and supplies all-inclusive sets for transformer substations, various distributor components and other support equipment.

Siemens feels confident in the market for high-capacity stations of 160 MW or more. Such generators have been needed in the Yamal-LNG project, to which Siemens has supplied eight SGT-800 gas turbines and nine boosting transformers for electricity stations that will supply energy and heat to an LNG factory. Some advantages of the SGT-800 are it’s reliability, high energy-efficiency and low emissions levels. At Rosneft’s Verkhnechonskoye field a project making use of an SGT-400 unit is in the final stages of implementation.

«Возрастают требования с точки зрения соблюдения экологических нормативов, приветствуются технологии, позволяющие использовать несколько видов топлива. По оборудованию возрастают общие требования: качество, надежность, удобство эксплуатации и обслуживания, ремонтопригодность», – отмечает Сипатрина. По ее словам, нефтяные компании отдают предпочтение блочно-модульному исполнению оборудования, что позволяет сокращать временные и денежные затраты заказчика на объекте, а также в случае необходимости наращивать мощность путем присоединения новых модулей. Учитывая требование комплексности поставок, «НГ-Энерго» производит и поставляет наряду с основным генерирующим оборудованием комплектные трансформаторные подстанции, различные распределительные устройства и другое вспомогательное оборудование.

Siemens уверенно чувствует себя в сегменте генерации, где требуется повышенная мощность – от 160 МВт. Эта особенность оказалась востребованной в проекте «Ямал-СПГ», куда компания поставила восемь промышленных газовых турбин SGT-800 и девять повышающих трансформаторов для электростанции, которая будет обеспечивать электроэнергией и теплом завод СПГ. В числе преимуществ турбины ●● Alexander Itkin, SGT-800 выделяют надежность и высоUEC – Gas Turbines кую энергоэффективность при низком ●● Александр Иткин, уровне выбросов. На Верхнечонском «ОДК – Газовые месторождении «Роснефти» в стадии турбины» финальной реализации находится проект с применением турбины SGT-400.

●● Siemens SGT-800 gas turbine features high efficiency and low life-cycle costs. The photo shows the SGT-

800 gas turbine with a capacity of 47 megawatts ●● Газовая турбина Siemens SGT-800 характеризуется высокой эффективностью в сочетании с низкими затратами за срок службы. На фото: газовая турбина SGT-800 мощностью 47 мегаватт

30

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

Centrax Gas Turbines is proud of the energy supply solutions it has provided for Rosneft at its Ust-Tegussky field – a solution using 12 gas turbines that run on associated gas – each of 5.2 MW, creating potential power capacity of 62.5 MW. Prior to this only 12.7 MW of power had been available using a diesel generator. Events and Exhibitions manager at Centrax Gas Turbines, Richard Willows, explained to OGE that now it is possible to regu- ●● Nikolai Rotmistrov, late the level of energy output at the Siemens field, turning off excess capacity when ●● Николай energy needs decrease, such as when Ротмистров, Siemens production levels are reduced.

Another interesting and promising direction for technology for development is mobile electricity stations. The first such project was completed last year for LUKOIL-Perm by BPC Engineering to power mobile stations for exploration and well development. Today BPC Engineering is ready to offer ENEX 600 to the market: a block-transportable electricity station for seasonal exploration wells and projects with similar needs.

In the near future Yanmar plans to unveil its CP-25 cogeneration unit for the Russian marketplace. The CP-25 can supply up to 38.4 kW thermal capacity and electricity power up to 18.2 kW. This is promising equipment for use on remote fields where gas supply is available. Among the advantages of this solution are large intervals between servicing (10,000 hours), compact size, low noise levels and modest needs for servicing. At present these units are being tested in two different regions of Russia.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Предметом гордости Centrax Gas Turbines является проект электроснабжения производственных объектов «Роснефти» на Усть-Тегусском нефтяном месторождении, пакет с работающими на попутном газе 12 газотурбинными установками мощностью по 5,2 МВт каждая, обеспечивающих потенциальную мощность 62,5 МВт. Ранее на месторождении получали 12,7 МВт энергии от дизельной установки. Как рассказал НГЕ Ричард Уиллоуз, менеджер по мероприятиям и выставкам Centrax Gas Turbines, сейчас можно регулировать общую мощность, при необходимости отключая отдельные установки пакета, если потребление энергии на месторождении падает, к примеру, при снижении уровня добычи. Перспективным направлением являются мобильные электростанции. Первый такой проект в прошлом году был реализован компанией «БПЦ Инжиниринг» по заказу ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» для энергоснабжения передвижных комплексов для исследования и освоения скважин и сегодня она готова предложить рынку блочно-транспортабельную электростанцию ENEX 600 для энергоснабжения сезонных, разведочных скважин и других нефтегазовых объектов.

Yanmar в ближайшее время планирует вывести на российский рынок когенерационную установку CP-25, которая обеспечивает выработку тепловой мощности до 38,4 кВт и электрической мощности до 18,2 кВт. Это оборудование является перспективным для удаленных месторождений, на которых есть газоснабжение. Среди его достоинств – большие межсервисные интервалы (до 10 000 часов), компактность, пониженный уровень шума и неприхотливость в обслуживании. В настоящий момент проводятся тестовые испытания таких установок в двух регионах России.

31

DIVIDEND POLICY

Finance Ministry Pushes IFRS while State Firms Push Back

Нефтегазовые дивиденды:

PHOTO: RIA NOVOSTI / ФОТО: РИА НОВОСТИ

рост или стагнация?

Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

he Russian government’s desire to standardize corporate financial reporting according to IFRS is encountering pushback from state companies.

The issue here is dividends and taxes. While the more detailed IFRS reporting requirements are likely to attract more foreign investments, the less detailed Russian accounting system makes it possible to hide profit.

The situation has prompted the Russian Finance Ministry to call for a faster switch to IFRS-based reporting.

тремление российского правительства привести финансовую отчетность в соответствие с международными стандартами встречает сопротивление со стороны госкомпаний. Данный вопрос затрагивает выплаты дивидендов и налогообложение, поэтому, несмотря на бóльшую привлекательность МФСО для иностранных инвесторов, компании предпочитают отчетность по РСБУ, позволяющую наращивать прибыль. Министерство финансов России, при этом, считает, что чем скорее осуществится переход на МФСО, тем будет лучше для всех.

T

Officials Disagree

In mid-May 2013, Russia’s Finance Minister Anton Siluanov spoke of the necessity to switch to IFRS when allocating funds to pay dividends. The reasoning was simple: Russian companies’ financial results as per local accounting standards are usually lower than consolidated data as per IFRS. For example, Gazprom’s net profit in 2013 as per Russian accounting standards totaled 811.5 billion rubles, whereas the same indicator as per IFRS reached 1.165 trillion rubles. Tatneft’s profit in 2013 totaled 63.85 and 70.832 billion rubles respectively. Last year,

32

С

Разногласия чиновников

Еще в середине мая прошлого года российский министр финансов Антон Силуанов говорил о необходимости перехода на международную отчетность для дивидендных выплат. Причина проста – финансовые результаты российских компаний по отечественным стандартам РСБУ обычно существенно ниже консолидированных по международным станOil&GasEURASIA

реклама

№6-7 Июнь-Июль 2014

ДИВИДЕНДНАЯ ПОЛИТИКА

Transneft earned 11.26 дартам МСФО: прибыль billion rubles as per local «Газпрома» по РСБУ за 2013 accounting standards and год составляет 811,5 млрд 158.017 billion rubles as рублей, тогда как по МСФО per IFRS. этот показатель за аналоSuch a difference in гичный период равен 1,165 reporting the same indiтрлн рублей, прибыль cator as per domestic and «Татнефти» по РСБУ за international standards 2013 год составляет 63,85 stems from the effort to млрд рублей, а по МСФО demonstrate higher numза тот же период – 70,832 bers to foreign investors млрд рублей, прибыль while paying less taxes «Транснефти» по РСБУ за locally. And this is not the 2013 год составляет 11,26 end as IFRS is a consoliмлрд рублей, а по МСФО – dated financial statement 158,017 млрд рублей. that takes into account Такая разница в расall subsidiaries, while чете одного и того же reporting as per Russian показателя по разным accounting standards is стандартам связана с желаmore superficial, excludнием продемонстрировать ing reports by Gazprom’s иностранным инвесторам trading and marketing более высокие показатеentities, for instance. ли, а отечественным налоRosimuschestvo, говым органам заплатить Russia’s state property меньше. Этим дело не ограagency, and Ministry for ничивается, так как МСФО Economic Development, – это консолидированная advocate the profit calcuформа отчетности, вклюlation as per Russian accounting standards, not IFRS. Both back чающая все дочерние структуры, а РСБУ более поверхностная up their stance by the difficult economic situation and poten- форма, куда отчетность трейдинговых и сбытовых структур tial profit falls. The Finance Ministry’s position is explained того же «Газпрома», к примеру, не попадает. through effort to ensure growth in budget receipts by 30 billion В то же время, Росимуществои Минэкономразвития rubles in 2015 and 50 billion rubles in 2016. выступают за расчет дивидендов согласно РСБУ, а не МСФО.

The Ministry for Economic Development told OGE that Свое мнение эти ведомства аргументируют тяжелой экоcurrent legislation doesn’t require state-owned companies номической ситуацией и возможным снижением прибыли. to use IFRS to calculate dividend payments. When determin- Позиция Минфина объясняется желанием увеличить доходы ing the size of the share of net profit, which will be used to госбюджета на 30 млрд рублей в 2014 году и на 50 млрд рублей pay dividends, the Ministry for Economic в 2015 и 2016 годах.

Development and Rosimuschestvo tend to В Минэкономразвития на запрос НГЕ evaluate financial standing of a specific comответили, что в настоящее время законодаpany. “Considering that Federal Law #208тельством не предусмотрено обязательное FZ “On Consolidated Financial Reporting”, применение стандартов МСФО для расчеdated July 27, 2010, obliges a number of та дивидендной базы в обществах с госуcompanies to compile consolidated finanдарственным участием. При определении cial reports as per IFRS starting from 2016, конкретного размера части чистой прибыthe Ministry for Economic Development ли, направляемой на выплату дивидендов, and Rosimuschestvo are preparing a draft Минэкономразвития и Росимущество исхоof a government executive order that would дят из финансового положения конкретноenvision the possibility of calculating the го общества. «С учетом того, что в соответbase for dividend payments from the IFRSствии с Федеральным законом от 27 июля reported net profit,” a spokesman for the 2010 года № 208-ФЗ „О консолидированной ministry said and added that state-owned финансовой отчетности“ предусмотрено joint stock companies are currently obliged обязательство для ряда компаний по составto allocate at least 25 percent of their net лению, начиная с 2016 года, консолидироprofit to pay dividends. ванной отчетности по стандартам МСФО, ●● Gennady Sukhanov believes that Минэкономразвития и Росимуществом even rapidly growing companies can Experts Have Their Say effortlessly allocate 30 percent of their ведется работа по подготовке проекта рас“The dividend policy differs substan- net profit as per IFRS for dividend pay- поряжения правительства, предусматриваюtially from company to company, and it’s ments щего возможность использовать в качестве a known fact that even rapidly growing ●● Геннадий Суханов считает, что дивидендной базы чистую прибыль, рассчиcompanies can effortlessly pay up to 30 даже быстрорастущие компании танную по стандартам МСФО», – пояснили percent of their net profit calculated as могут безболезненно выплачивать в Минэкономразвития, добавив, что сейчас per IFRS (NOVATEK is a good example),” 30% прибыли по МСФО акционерные общества с государственНефть и ГазЕВРАЗИЯ

33

#6-7 June-July 2014

DIVIDEND POLICY

ным участием обязаны руководствоваться необходимостью направления на выплату дивидендов не менее 25% чистой прибыли.

Мнения экспертов

«Дивидендная политика сильно различается от компании к компании, практика показывает, что даже быстрорастущие компании могут безболезненно выплачивать до 30% прибыли по МСФО (хороший пример – «НОВАТЭК»)», – рассказал НГЕ директор аналитического отдела «ТКБ БНП Париба Инвестмент Партнерс» Геннадий Суханов. По его словам, дивидендные выплаты привязаны не к чистой прибыли, а к денежному потоку, который, помимо прибыли, также учитывает инвестиционные потребности компании. В российском нефтегазовом секторе существуют компании, как считает Суханов, которые могут себе позволить платить более высокие дивиденды, но не хотят этого делать – такие, например, как «Газпром», «Транснефть», «Татнефть» и «Сургутнефтегаз». Эти компании могут кратно нарастить дивидендные выплаты без угрозы для своего финансового положения. Есть компании, которые уже платят высокие дивиденды, ●● Following the peak of LUKOIL’s investment activity, the comнапример, «Башнефть», а есть и те, которые находятся на пике pany’s shareholders can expect growth in dividend payments инвестиционного цикла и сейчас не могут платить высокие ●● После прохождения «ЛУКОЙЛом» пика инвестиционной дивиденды, но после того, как инвестиции снизятся, можно активности акционеры компании вправе рассчитывать на рост ожидать, что они будут платить существенно более высокие выплачиваемых дивидендов дивиденды. Это «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и «НОВАТЭК». «У „Роснефти“ потенциально дивиденды тоже будут выше, но Gennady Sukhanov, Analytical Dept. director at TKB BNP будущая инвестиционная программа компании настолько Paribas Investment Partners, told OGE. According to Sukhanov, объемна, а текущая долговая нагрузка настолько высока, что dividend payments aren’t linked to net profit, but cash flow, рост дивидендов в ближайшей перспективе не ожидается», – which – besides profit – also factors in investment needs of a считает Суханов. company. Дивидендная доходность – лишь один фактор инвестиThere are companies in Russia’s oil and gas sector that ционной привлекательности компаний. «При прочих равcan afford to pay higher dividends, but don’t want to do that, ных – действительно, более высокая дивидендная доходность such as Gazprom, Transneft, Tatneft and Surgutneftegaz, thinks будет способствовать росту интереса инвесторов к акциям Sukhanov. These firms are able to increase dividend payments российских компаний», – резюмировал представитель «ТКБ multiple times without hurting their financial standing. There БНП Париба Инвестмент Партнерс» . are also companies that are already paying high dividends, Начальник аналитического отдела УК «КапиталЪ» Андрей such as Bashneft, and then there are those whose investment Верхоланцев тоже отмечает последовательный рост дивиcycles are peaking and they can’t pay high dividends, but you дендных выплат в отрасли. Из частных компаний он в качеcan expect them to pay substantially more after reducing стве примера приводит «ЛУКОЙЛ», который на протяжении their investments. These include LUKOIL, Gazprom Neft and ряда лет воплощает политику по постепенному увеличению NOVATEK. “Potentially, Rosneft’s dividends could also be higher, дивидендов. «К примеру, по итогам 2010 года на эти цели было but the company’s future investment program is направлено 18% от чистой прибыли, тогда so complex and its current debt burden so heavy как по итогам 2012 года уже порядка 23%», that you can’t expect dividend growth in the near– рассказывает Верхоланцев. est perspective,” Sukhanov said. По мнению аналитика УК «АльфаDividends yield is only one among a number Капитал» Андрея Шенка, в данном случае of factors that make a company attractive for необходимо разделять госкомпании, где investment. “With all other parameters equal, могут установить законодательное требоhigher dividend yield will indeed spur growth of вание платить дивиденды не ниже опреinvestor interest for Russian companies’ stock,” деленного уровня прибыли МСФО или Sukhanov concluded. РСБУ, и частные компании, где дивидендAndrei Verkholantsev, head of Analytical ная политика определяется акционерами.

Dept. at Kapital managing company also notes «На сегодняшний день большинство частconsistent growth of dividend payments in the ных компаний имеет четкую дивидендindustry. As an example among private companies ную политику, предполагающую выплату he picks LUKOIL, which over a number of years дивидендов исходя их прибыли МСФО или has been implementing the policy of gradual ●● Andrei Verkholantsev notes U.S. GAAP, и вопрос о переходе в основном dividend growth. “For instance, they spent 18 per- steady growth of dividend payстоит у госкомпаний», – поясняет он. cent of their net profit in 2010 to pay dividends, ments in the industry В условиях роста стоимости фондиwhereas two years later dividends amounted to 23 ●● Андрей Верхоланцев отмечает рования на зарубежных рынках, перевод к последовательный рост percent of the profit,” says Verkholantsev. обязательным выплатам не менее опредедивидендных выплат в отрасли ленного уровня прибыли по МСФО может

34

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

Alfa Kapital managing company analyst Andrei Shenk thinks that you need to differentiate between state companies where a certain threshold on dividend payments – either as per IFRS or Russian accounting standards – may be prescribed by law, and private companies where dividend policy is defined by shareholders. “Today, the majority of private companies have a clearly defined dividend policy that envisions payment of dividends as per IFRS or U.S. GAAP reporting standards, and the issue of switching [to those standards] is basically on the state companies’ agenda,” he explains.

Considering the growing cost of borrowing in foreign markets, the switch to mandatory dividend payments amounting to a certain level of net profit as per IFRS could prove to be inefficient solution, thinks Shenk. “The ‘net profit’ indicator itself does not take into account a company’s investment flows, which, as a rule, are fairly big in the oil and gas sector and there is a risk that a situation might emerge when dividend payments would require borrowings, which might hurt performance indicators,” says the analyst. Ultimately, he adds, it’s impossible to say what share of profit should be allocated across the board to pay dividends since a multitude of factors should be evaluated separately for every company.

“In regard to attracting investments, a high dividend yield may generate investors’

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ДИВИДЕНДНАЯ ПОЛИТИКА

●● Proper assessment of the

across-the-board share of net profit, which should be allocated for dividend payments can be done only through evaulation of a multitude of factors in each company, says Andrei Shenk ●● Для правильной оценки доли прибыли в целом по сектору, которую разумно направлять на выплату дивидендов, нужно оценивать совокупность факторов в каждой отдельной компании, утверждает Андрей Шенк

оказаться, по мнению Шенка, неоптимальным решением. «Сам показатель „чистая прибыль“ не учитывает инвестиционные потоки компании, которые у компаний нефтегазового сектора, как правило, большие, и есть риск возникновения ситуации, когда выплата дивидендов потребует от компаний привлечения заменого капитала, что ухудшит показатели баланса», – рассказывает аналитик. В результате, по его мнению, нельзя сказать какую долю прибыли в целом по сектору разумно направлять на дивиденды, так как необходимо оценивать совокупность факторов в каждой отдельной компании. «Что касается инвестиционной привлекательности, то высокая дивидендная доходность может привлечь инвесторов, но только в том случае если рост дивидендов не приводит к ухудшению показателей баланса и снижению стоимости самой компании», – считает Шенк. Не все эксперты верят, что порог в 35% чистой прибыли по МСФО является реальным для выплат дивидендов. «В ситуации необходимости пополнения доходной части бюджета большинство государственных компаний находятся на переходном этапе повышения дивидендных выплат, рассчитываемых исходя из чистой прибыли по РСБУ, к выплате на основе консолидированной прибыли. Хотя этот процесс у одних компа-

35

DIVIDEND POLICY

#6-7 June-July 2014

interest, but only if dividend growth doesn’t ний может занять больше времени, чем у affect the balance and lower the value of the других с учетом размера инвестиционной company,” thinks Shenk. программы, располагаемого денежного Not all experts consider the 35-percent потока и т.д., базовым сценарием являетshare of net profit calculated as per IFRS to be ся 25%-й коэффициент от чистой прибыrealistic for dividend payment. “In a situation ли по МСФО», – рассказал НГЕ начальник when the government needs to fill state cofуправления инвестиций УК «Райффайзен fers, the majority of state-owned companies are Капитал» Владимир Веденеев. По его слоin transition toward paying higher dividends вам, выплата дивидендов государственныbased on net profit calculations as per Russian ми компаниями на более высоком уровне accounting standards, taking into account за счет повышения коэффициента с 25 до consolidated profit. Some companies can take 35%, на фоне ухудшения условий привлечеlonger than others to complete this process ния долгового финансирования, в среднеdepending on the size of their respective investсрочной перспективе можно расценивать ment programs, operating cash flow, etc, but как маловероятное событие. the usual scenario is the 25-percent share of Тем не менее, по словам Веденеева, net profit calculated as per IFRS,” Vladimir ●● Growing dividend payments could рост финансовых показателей компаний Vedeneyev, head of Investments Directorate be a pleasant surprise to investors нефтегазового сектора в абсолютном выраat Raiffeisen Capital managing company. in short-term perspective, thinks жении, обусловленный девальвацией курса According to Vedeneyev, it is highly unlikely Vladimir Vedeneyev национальной валюты, и принимая во вниthat state-owned companies would pay higher ●● Увеличение дивидендных мание стабильно высокие цены на нефть, dividends after raising the threshold from 25 выплат может стать позитивным приведет к увеличению дивидендных percent to 35 percent of net profit on the back- сюрпризом для инвесторов в выплат, возможно, и в виде дополнительdrop of deteriorating terms for borrowing in краткосрочной перспективе, уверен ных выплат, что может стать позитивным mid-term perspective. сюрпризом для инвесторов в краткосрочВладимир Веденеев Nevertheless, the absolute growth of ной перспективе. petroleum companies’ financial performance indicators, influenced by devaluation of the ruble, and a steady, Отсутствие консенсуса high price of oil, will cause dividends to rise, perhaps, in the Единой точки зрения относительно доли прибыли, shape of additional payments, which could positively surprise которая должная идти на дивидендные выплаты, нет не investors in short-term perspective, adds Vedeneyev. только у чиновников, но и в компаниях. В пресс-службе «Газпрома» НГЕ сообщили, что компания рассчитывает Lack of Consensus дивиденды исходя из чистой прибыли по РСБУ. В последBoth officials and companies can’t find common ground ние годы на их выплату направляется 25% от этого показаregarding the share of net profit that should be allocated for теля. «Возможность перехода на расчет дивидендов на базе dividend payment. Gazprom told OGE that the company cal- чистой прибыли по МСФО в “Газпроме” прорабатывается», culates dividends based on net profit as per Russian account- – пояснили в компании. Ранее представители «Газпрома» ing standards. In recent years, it has been allocating 25 percent говорили, что переход на выплаты дивидендов, исходя из of that amount to pay dividends. “We are looking into the МСФО, может начаться с 2014 года. Однако помешать этому possibility of switching to dividends calculation based on net может кризис на Украине, о чем ранее говорил глава компаprofit as per IFRS,” they said. Earlier, Gazprom representatives нии Алексей Миллер. had said that such a switch could occur in 2014. However, Примерно такая же ситуация сейчас и у «Транснефти», these plans might be hampered by the crisis in Ukraine, as которая планировала, как заявлял ранее СМИ первый вицеGazprom CEO Alexei Miller said earlier. президент компании Максим Гришанин, перейти к выплате Transneft is in a similar situation – as first Vice President дивидендов в размере 25% от прибыли по МСФО с 2016 года.

Maxim Grishanin said earlier, the company had planned to «Роснефть» и «Газпром нефть» в настоящее время уже start paying 25 percent of net profit as dividends based on IFRS перешли на 25% долю выплат по МСФО. «НОВАТЭК» пошел as soon as 2016. еще дальше. Согласно дивидендной политике этой компаRosneft and Gazprom Neft have already switched to нии, принятой 25 апреля 2014 года, на выплаты акционерам paying 25 percent of net profit as per IFRS and NOVATEK должно направляться не менее 30% от консолидированной went even further: according to the company’s dividend чистой прибыли по МСФО. policy, which was adopted on April 25, shareholders should «ЛУКОЙЛ» же, как ранее отмечали аналитики Bank of be entitled to at least 30 percent of consolidated net profit as America Merrill Lynch и «Газпромбанка» со ссылкой на слова per IFRS. топ-менеджеров компании, стремится увеличить дивиденLUKOIL, as noted earlier by Bank of America Merrill ды до 40% от чистой прибыли по международным стандарLynch and Gazprombank analysts who quoted LUKOIL’s top там. В нынешней редакции дивидендной политики компаmanagers, strives to increase dividends to 40 percent of net нии пока говорится о минимальной возможной планке для profit as per IFRS. Currently, the corporate dividend policy выплат акционерам в 15% от прибыли по МСФО, либо U.S. envisages a minimum 15-percent payment to shareholders as GAAP. per IFRS or U.S. GAAP. И здесь, для сравнения, стоит упомянуть германFor the sake of comparison, this year, Germany’s RWE ский энергоконцерн RWE – планируемые в этом году energy concern plans to pay 40 to 50 percent of net profit to дивидендные выплаты должны составить 40-50% от чистой shareholders. прибыли.

36

Oil&GasEURASIA

ENVIRONMENT

Mandatory EIA for Shale Gas Development – EU Recommendations Target Fracking

Обязательное проведение ОВОС при разработке сланцев: «Или пан, или пропал»

Marlies Huijbers, Katarzyna Branny

Марлиз Хайберс, Катажина Бранни

he recent turbulence in Ukraine and Russia’s politics have multiple dimensions. Energy security is a major concern, particularly for those European countries which heavily rely on Russian gas supplies. The Ukrainian crisis reminds us how important it is for Europe to secure its energy sources. In fact, the European Commission states that the promotion of energy supply security is one of the goals of its Climate and Energy Policy.

Consequently, shale gas will remain an attractive alternative for EU member states to consider in their energy mix.

After a long and heated debate, the European Union has finally decided to take a stand on the environmental standards for exploration and extraction of shale gas in Europe.

In January, the European Commission (EC) adopted a recommendation specifying minimum principles for the exploration and production of hydrocarbons (especially shale gas) by means of high volume hydraulic fracturing, commonly known as “fracking.” The EC recommends, among other things, that member states undertake measures to ensure that an environmental impact assessment (EIA) is carried out prior to the start of high volume hydraulic fracturing. The recommendation defines high volume hydraulic fracturing as injecting 1,000 cubic meters or more of water per fracturing stage or 10,000 cubic meters or more of water during the entire fracturing process into a well.

The requirement of an EIA for fracking operations constitutes one of the most contested aspects of the shale gas debate in Europe.

Unlike Europe, the United States, which is the world’s most advanced country in shale gas exploration and production, does not require that an EIA (in the U.S. referred to as Environmental Impact Statement (EIS)) be conducted before

едавние волнения во взаимоотношениях между Украиной и Россией имеют различные измерения. При этом основную озабоченность вызывает вопрос энергетической безопасности, который особенно актуален для европейских стран, в значительной степени зависящих от поставок российского газа. Украинский кризис напоминает нам, насколько важно для Европы обеспечить источники энергии. Широко известно, что обеспечение надежности энергопоставок для Еврокомиссии (ЕК) является одной из целей ее политики в области климата и энергетики. Следовательно, сланцевый газ останется привлекательной альтернативой в энергетическом балансе стран-членов ЕС. После длительных и жарких дебатов, Евросоюз наконец решил занять четкую позицию по экологическим стандартам в отношении поиска, разведки и добычи сланцевого газа в Европе. В январе ЕК приняла рекомендацию, определяющую минимальные принципы в отношении разведки и добычи углеводородов (особенно сланцевого газа) за счет проведения крупномасштабных операций по гидравлическому разрыву пласта или просто – ГРП. Помимо прочего, ЕК рекомендует государствам-членам ЕС проводить оценку воздействия на окружающую среду (ОВОС) до начала крупномасштабных ГРП. В рекомендации дается определение крупномасштабного гидроразрыва как закачки 1 000 м³ воды или более на одну стадию разрыва, или 10 000 м³ воды или более за время всего ГРП в скважине. Требование о проведении ОВОС для работ по гидроразрыву пласта является одним из наиболее спорных аспектов полемики по сланцевому газу в Европе. В отличие от Европы, в США, которые являются мировым лидером в разведке и добыче сланцевого газа, нет обязательно-

T

38

Н

Oil&GasEURASIA

№6-7 Июнь-Июль 2014

Author's Bio / Об авторе

Marlies Huijbers is a regulatory consultant at Enhesa and is based in Brussels. She is a Dutch/European-trained EHS regulatory expert with over eight years of professional experience. She specialises in Dutch, the former Dutch Antilles’, Suriname, European and sometimes Belgian and United Kingdom EHS law. Huijbers’ key experience include development and maintenance of audit protocols, country profiles, regulatory registers; monitoring regulatory developments and advising multinational clients on how to maintain compliance. She holds a Master’s degree in Environmental Law from the University of Amsterdam and a Master’s degree in International and European Law from the Radboud University Nijmegen. She speaks Dutch, English, French and German. Марлиз Хайберс работает консультантом Enhesa (США) в области регулирования, проживает в Брюсселе. Хайберс – эксперт в области ООС, ОТ и ПБ с восмьилетним профессиональным опытом, обучалась в Нидерландах и других европейских странах. Ее специальность – нормы права, регулирующие ООС, ОТ и ПБ в Нидерландах, в бывших Нидерландских Антильских островах, Суринаме, Европе, и, в определенных случаях – в Бельгии и Великобритании. Хайберс обладает большим опытом в разработке и ведении аудиторских протоколов, профилей государств, реестров регулирующих ведомств, а также в мониторинге развития сферы регулирования и оказании консультативной поддержки клиентам из разных стран по вопросам соблюдения требований законодательства. Хайберс – магистр экологического права, степень получила в Университете Амстердама. Она также получила степень магистра международного и европейского права в Университете Неймегена имени святого Радбода Утрехтского. Говорит на голландском, английском, французском и немецком языках.

undertaking oil and gas operations, including fracking, with some minor exemptions. Oil and gas operations in the United States are regulated at the state level and none of the states requires operators to undertake EIA’s before exploration or extraction of shale gas in the form the EU requires.

Additionally, conditions for shale gas development in Europe are much different than in the United States. Notably, Europe is more densely populated, geological formations make the extraction process more complex, and Europe does not have the necessary infrastructure. The EIA may become another hurdle making investors more hesitant to explore shale gas in Europe.

An EIA is a lengthy and costly procedure. In the European Union, it is regulated by Directive 2011/92/EU on the assessment of the effects of certain public and private projects on the environment (EIA Directive). This directive requires private operators who undertake construction and other major infrastructure installations which affect the natural environment or landscape to carry out an EIA. The list of projects that require an EIA is included in Annex I to the Directive, which includes, for example, crude oil refineries, thermal power stations with a heat output of 300 MW, integrated chemical installations, waste disposal installations, and construction of motorways.

With respect to oil and gas operations, an EIA is required for the extraction of petroleum and natural gas for commercial purposes where the amount extracted exceeds 500 tons per day in the case of petroleum and 500,000 cubic meters per day in the case of gas.

Operators who carry out an EIA must comply with seven main components of the process: ●● Description of the project and project site and its key components, such as construction, operation and decommissioning, as well as a description of expected emissions (water, air, noise, etc.). ●● Description of considered alternatives. ●● Description of the environment that is likely to be significantly affected by the project, such as human populations, fauna, flora, air, soil, water, landscape and cultural heritage. ●● Description of the significant impact on the environment.

For example, with respect to fracking operations, significant impact includes extensive use of water or noise emissions. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА го требования о выполнении ОВОС (в США называемого заявлением о воздействии на окружающую среду) до проведения промысловых работ, включая гидроразрыв. Правда, за океаном есть и ряд небольших исключений. Проведение нефтегазовых операций в США регулируется на уровне отдельных штатов, и ни один из них не требует от операторов проведения ОВОС до начала разведки или добычи сланцевого газа в той форме, которая предписывает проводить аналогичные мероприятия в ЕС. Кроме того, условия разработки в Европе и в США очень различаются. В частности, плотность населения в Европе значительно выше, особенности геологического строения осложняют процесс добычи, и, наконец, европейские страны не располагают необходимой инфраструктурой. ОВОС может стать еще одним препятствием для инвесторов, сомневающихся в перспективах разведки залежей сланцевого газа в Европе. Проведение ОВОС – длительная и затратная процедура. В ЕС она регулируется Распоряжением 2011/92/EU по оценке влияния некоторых общественных и частных проектов на окружающую среду (EIA Directive – распоряжение по ОВОС). Это распоряжение требует, чтобы частные операторы, осуществляющие строительство крупных инфраструктурных объектов, которые могут влиять на природную окружающую среду или ландшафт, проводили ОВОС. Перечень проектов, для которых требуется проведение ОВОС, приведен в приложении № 1 к распоряжению; он включает, например, нефтеперерабатывающие заводы, теплоэлектростанции с тепловой мощностью 300 МВт, комплексные химические установки, установки для утилизации отходов, а также строительство автомагистралей. Что касается работ на нефтегазовых промыслах, проведение ОВОС обязательно, если добыча нефти и природного газа ведется в промышленных целях, а ее суточный объем превышает 500 т нефти и 500 тыс. м³ газа. При проведении ОВОС операторы должны выполнить семь основных разделов: ●● описание проекта, его площадки и его ключевых компонентов, таких как строительство, эксплуатация и вывод из эксплуатации, а также информацию о характере ожидаемых выбросов и отходов (вода, воздух, шум и пр.); ●● описание рассматриваемых альтернативных вариантов; ●● описание окружающей среды, которая, вероятно, подвергнется значительному воздействию на стадии реализации проекта (к примеру, население, фауна, флора, воздух, почва, вода, рельеф местности и объекты культурного наследия); ●● описание существенного воздействия на окружающую среду. Так, например, в отношении мероприятий по ГРП, существенное воздействие включает использование большого количества воды или шумовое воздействие; Author's Bio / Об авторе

Katarzyna Branny is an EHS consultant at Enhesa, an international environmental, health and safety consulting firm, based in Washington, DC. She is responsible for analyzing EHS legislation within Poland and the EU, with a particular focus on oil and gas issues. Branny holds a Master’s degree from the George Washington Law School, as well as a law degree from Jagiellonian University in Krakow, Poland. She is licensed to practice law in Poland and in Washington, DC. Катажина Бранни работает консультантом по вопросам охраны окружающей среды, охраны труда и промышленной безопасности в консалтинговой компании Enhesa, штабквартира которой находится в Вашингтоне. Сферой ее деятельности является анализ законодательства в области ООС, ОТ и ПБ в Польше и Евросоюзе, с упором на вопросы, имеющие отношение к нефтегазовому сектору. Бранни получила степень магистра юриспруденции на юридическом факультете Университета Джорджа Вашингтона, а также является выпускницей юридического факультета Ягеллонского университета в Кракове. Она обладает лицензией, позволяющей ей заниматься юридической практикой в Польше и в Вашингтоне.

39

ENVIRONMENT ●● Mitigation. After describing the significant impact on the environment, an operator must specify how it plans to prevent, reduce and, where possible, offset its effects. ●● A lay description of a project that will be understood by the public. ●● Lastly, a description of technical deficiencies or lack of know-how. In this part of the EIA procedure operators must identify areas where they have limited knowledge or expertise.

Needless to say, it takes time and research for the operator to obtain such information. Moreover, once the research has been carried out a consultation procedure follows under which authorities likely to be concerned by the project as well as other member states and the public can express their opinions. If the public or authorities reject the EIA, the operator must conduct additional research and re-submit the EIA. In general, it takes operators on average six months to two years to carry out an EIA, and the costs can reach 1 percent of the whole investment.

Furthermore, it must be noted that the European Parliament has undertaken efforts to amend the EIA Directive and cover fracking operations by the EIA. Currently, member states have discretion whether to make activities subject to an EIA when they fall below the thresholds for petroleum (500 tons per day) and gas (500,000 cubic meters per day). Last fall the European Parliament voted in favor of an amendment that would mandate activities falling below the aforementioned thresholds to be subject to an EIA However, due to the opposition of some member states, including the United Kingdom and Poland, the Council of Ministers rejected this proposal.

Independently, in March the European Parliament passed much awaited changes to the EIA Directive. These amendments contain requirements that will further strengthen the assessment of, among other things, shale gas projects. In particular, developers will not be able to avoid the EIA by submitting small individual projects in adjacent areas that are below the thresholds (so called “salami slicing”). The amended directive now awaits the Council’s approval.

As discussed, the EIA poses a significant burden on operators planning to conduct shale gas operations that involve hydraulic fracturing. Considering other factors, such as lack of infrastructure or dense population, the EIA may become another hurdle hampering the development of shale gas in Europe. However, since shale gas may revolutionise the European energy market member states should consider some options that could relieve the EIA burden from operators on one hand and satisfy the strict requirements of the EIA Directive on the other. For example, member states could define areas where shale gas operations can be carried out and local governments could conduct the EIA. This may encourage operators who must already deal with multiple environmental and administrative requirements. Such an approach has been taken by the Netherlands with respect to wind energy at sea projects and aims to ensure that by 2023 there are wind turbine parks with a peak capacity of 4,450 MW.

40

#6-7 June-July 2014

●● уменьшение воздействия. После описания существенного воздействия на окружающую среду, оператор должен указать, как он планирует предотвращать, уменьшать, и, где возможно, компенсировать его последствия; ●● доступное описание проекта, которое будет понятно публике. ●● описание технических недостатков или нехватки технологий («ноу-хау»). В этой части ОВОС операторы должны определить области, в которых им не хватает знаний или опыта. Несомненно, что оператору потребуются время и усилия для получения всей этой информации. Более того, после выполнения исследования последуют консультации, в ходе которых власти и другие страны-члены ЕС, скорее всего, будут выражать озабоченность в отношении проекта, а общественность сможет выражать свое мнение. Если общественность или власти не примут ОВОС, оператор должен будет провести дополнительные исследования и повторно представить ОВОС. В целом, у операторов на выполнение ОВОС уходит в среднем от шести месяцев до двух лет, а затраты на эту работу могут составлять до 1% от общего объема инвестиций. Более того, следует отметить, что Европарламент предпринял попытки по внесению изменений в распоряжение по ОВОС, касающиеся мероприятий по ГРП. В настоящее время, страны-члены ЕС имеют полномочия на свое усмотрение решать, требуют ли работы выполнения ОВОС, когда они находятся ниже порога суточной добычи нефти (500 т) и газа (500 тыс. м³). Прошлой осенью Европарламент проголосовал за поправку, в соответствии с которой для работ, находящихся ниже вышеуказанных пороговых значений, будет обязательным выполнение ОВОС. Однако, в связи с противодействием некоторых стран-членов ЕС, включая Великобританию и Польшу, совет министров отклонил это предложение. Независимо от этого, Европарламент в марте внес долгожданные изменения в распоряжение по ОВОС. Эти поправки, в частности, содержат требования по дальнейшему усилению оценки проектов по сланцевому газу. Помимо прочего, в документе говорится, что компании, занимающиеся разработкой ресурсов, не смогут избежать проведения ОВОС, представляя небольшие отдельные проекты в соседних районах, в которых уровень добычи ниже пороговых значений (так называемое «скрытое действие»). Поправленную версию распоряжения по ОВОС теперь должен утвердить совет министров. Как уже отмечалось, ОВОС ложится тяжелым бременем на операторов, планирующих проводить работы по разработке сланцевого газа, которые подразумевают применение ГРП. С учетом других факторов, таких как отсутствие инфраструктуры и высокая плотность населения, необходимость проведения ОВОС может стать еще одним барьером для разработки сланцевого газа в Европе. Однако поскольку сланцевый газ может в корне изменить положение дел на европейском энергетическом рынке, члены ЕС должны рассмотреть варианты, которые могли бы с одной стороны облегчить бремя проведения ОВОС для операторов, но при этом удовлетворить строгие требования распоряжения по ОВОС. Так, например, члены ЕС могли бы определить районы, где могут осуществляться работы по разработке сланцевого газа, а местные правительства могли бы провести ОВОС. Такой шаг оказал бы поддержку операторам, которым уже приходится иметь дело с множественными экологическими и административными требованиями. Именно этот подход был принят Нидерландами в отношении производства ветровой энергии в прибрежных проектах; планируется, что к 2023 году будет обеспечен парк ветряных энергоустановок максимальной мощностью 4 450 МВт.

Oil&GasEURASIA

MIDDLE EAST

Российские мейджоры готовы вкладывать в нефтепеработку в Ираке Ekaterina Pokrovskaya

Екатерина Покровская

s Iraq’s demand in oil products rises, the government in Baghdad is taking efforts to enhance the country’s refining capacities by promoting incentives offered to foreign investors.

A government-conducted feasibility study has revealed a 30-percent increase in demand for petroleum products in 2015-2020, reaching the estimated refining capacity level of 940,000 barrels per day, Thamir Ghadhban, chairman of Advisory Commission to the Prime Minister’s Office, told participants of the Abu-Dhabi International Downstream Conference 2014 (ADID 2014). The study forecast a 4.8-percent average annual growth in gasoline demand in 2015-2030, whereas gas oil demand is expected to grow at 6 percent per year on average.

Currently, the capacities of Iraq’s old refineries that had been ravaged in military conflicts and stagnating under economic sanctions, are limited to 660,000 barrels per day.

At the show, Ghadhban unveiled a number of projects to build new refineries, talked about the challenges they pose and stressed some of the incentives provided by the Iraqi government to foreign investors: build-own-operate models of integration, tax exemptions and free zone law incentives.

а фоне роста спроса на нефтепродукты в Ираке, правительство в Багдаде прилагает усилия для увеличения перерабатывающих мощностей на территории страны, предлагая зарубежным инвесторам участие в проектах на льготных условиях. Разработанное правительством технико-экономическое обоснование выявило 30%-й рост спроса на нефтепродукты в период с 2015 по 2020 год, при этом уровень мощностей по нефтепереработке должен составить 940 тыс. баррелей в сутки. Об этом в рамках международной конференции по переработке, транспортировке и продаже углеводородов (ADID 2014), проходившей недавно в Абу-Даби, рассказал участникам форума Тамир Гадбан, председатель консультативной комиссии при премьер-министре Ирака. Согласно ТЭО, в этой ближневосточной стране ожидается среднегодовой рост спроса на бензин в размере 4,8% в период с 2015 по 2030 год, тогда как спрос на газойль будет в среднем увеличиваться на 6% в год. В настоящее время мощности старых нефтеперерабатывающих заводов Ирака, разрушенных во время военных конфликтов и простаивавших в период действия экономических санкций в отношении Ирака, ограничены объемом 660 тыс. баррелей в сутки.

A

42

Н

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: MAJALLA.COM

Russian Majors Among Investors in Iraqi Refining

№6-7 Июнь-Июль 2014

БЛИЖНИЙ ВОСТОК

According to the official, Iraq has invited На форуме Гадбан представил ряд проекinvestors to participate in four new refining projтов по строительству новых НПЗ на территоects in Karbala, Nasiriyah, Amarah and Kirkuk. рии Ирака, рассказал о главных вызовах, свяIn Karbala, the $6-billion refinery projзанных с их реализацией, и обратил внимаect that would handle 140,000 barrels per ние аудитории на стимулы, которые местное day was awarded to Hyundai Engineering and правительство готово предоставить зарубежConstruction in February. ным инвесторам, такие как интеграционные A refinery in the Kurdistan-governed northмодели «строительство-владение-эксплуатаern province of Kirkuk and a plant in Amarah, ция», освобождение от уплаты налогов и закоthe city in the southeastern region of Maysan, are нодательно закрепленные льготы при создаboth awaiting foreign investors. Each project’s нии свободных зон. capacity is 150,000 barrels per day. In Kirkuk, По словам чиновника, Ирак приглаthe North Oil Company has opposed bidding сил инвесторов к участию в четырех проекprocedures due to the ongoing territorial dispute тах по строительству новых НПЗ в Кербеле, ●● Thamir Ghadbhan encouragbetween Kurdistan and Iraq. Насирии, Амаре и Киркуке. es foreign investors to support The Nasiriyah project involves a developВ Кербеле инвестиционный контракт new refining projects in Iraq ment of the 4-billion-barrel Nasiriyah oilfield, стоимостью $6 млрд на строительство НПЗ, ●● Тамир Гадбан призывает and a building of a 300,000-barrels-per-day refinкоторый будет перерабатывать 140 тыс. барзарубежных инвесторов ery. The project’s estimated value is $13 billion. вкладывать в новые проекты релей в сутки, в феврале получила корейFoster Wheeler recently completed the Front End ская компания Hyundai Engineering and в области нефтепереработки Engineering and Design (FEED) for the refinery.

Construction. в Ираке In March 2013, Iraq’s Petroleum Contracts Иностранных инвесторов также приглаand Licensing Directorate (PCLD) announced сили вложиться в строительство НПЗ на севеthat seven international oil companies had been ре Ирака, в подконтрольной курдам провинselected to bid for development of its Nasiriya oilfield and ции Киркук, и в Амаре – городе, расположенном на юго-восrefinery, including Russia’s Zarubezhneft and LUKOIL. Later, токе страны, в регионе Майсан. Перерабатывающая мощность in August 2013, a few more companies were added to the каждого завода составит 150 тыс. баррелей в сутки. В Киркуке shortlist, including Rosneft. The refining project in Nasiriya North Oil Company выступает против проведения тендеров is awaiting the auction that was postponed for a second time из-за непрекращающихся территориальных споров между until June 19, Reuters reported. Курдистаном и Ираком.

LUKOIL has been in talks with Iraqi oil authorities conНасирийский проект предусматривает разработку нефтяcerning the Nasiriya project for over a year now. On Feb. 12, ного месторождения Насирия с запасами 4 млрд баррелей LUKOIL President Vagit Alekperov sai that the next round нефти, и строительство НПЗ мощностью 300 тыс. баррелей в of talks on the project with the government in Baghdad is сутки. Ориентировочная стоимость проекта составляет $13 expected this summer. In his statement, Alekperov also point- млрд. Компания Foster Wheeler недавно завершила выполнеed out that the first draft of the contract on Nasiriya Integrated ние предпроектных изысканий для НПЗ. oilfield and refinery project offered by the Iraqis posed too В марте прошлого года Управление по нефтяным конmany financial risks. трактам и лицензированию Ирака объявило о том, что для As Ghadhban said during his presentation at ADID 2014, разработки нефтяного месторождения Насирия и строительthe Nasiriyah project was still at the negotiation stage and the ства НПЗ было предварительно выбрано семь международproject would be awarded to an investor who could make the ных нефтяных компаний, включая представителей России – «Зарубежнефть» и «ЛУКОЙЛ». Позднее, в августе 2013-го к этому списку было добавлено еще несколько компаний, включая «Роснефть». Сегодня в Ираке ждут проведения аукциона по проекту строительства НПЗ в Насирии, который недавно был перенесен уже во второй раз и теперь должен состояться 19 июня, сообщает информагентство Reuters. «ЛУКОЙЛ» ведет переговоры с иракскими властями по проекту в Насирии уже более года. 12 февраля президент российской компании Вагит Алекперов сказал, что следующий раунд переговоров по этому проекту с правительством Ирака ожидается этим летом. В своем заявлении Алекперов также отметил, что первоначальный проект контракта на добычу и строительство НПЗ, предложенный иракской стороной, содержал слишком большие финансовые риски. Как отметил Гадбан в своей презентации на ADID 2014, насирийский проект все еще находится в стадии переговоров, и контракт получит инвестор, чье предложение гарантирует наибольшую финансовую отдачу от вложенных средств. «Компания “ЛУКОЙЛ” определенно является одним из наиболее активных участников конкурса по этому проекту», – добавил он. Чиновник также пояснил, что будущий контракт будет основываться на принципе «строительство-владение-эксплуНефть и ГазЕВРАЗИЯ

43

MIDDLE EAST best offer in terms of ROI for the Iraqi government.

“LUKOIL is definitely is one of the hot bidders for the project”, he added.

The official also explained that the future contract would be based on a BOO concept, obliging the investor to build, own and operate the facility, simultaneously giving him the right to sell and market refined products domestically and abroad.

“The investor will share 25 percent of the revenue from petroleum products sales with the government. The investor will also get a 5-percent discount on the oil price, ranging from the $4-per-barrel minimum to an $8 maximum, and he will be entitled to selected benefits of the amended Investment Law #13,” pointed out Ghadhban.

As he explained, Investment Law #13 exempts an investor from taxes and fees for a period of 10 years upon commencement of a commercial operation, and also makes an investor exempt from customs fees on assets imported for the project over the course of three years following receipt of the investment license.

Ghadhban confirmed that the amended Investment Law #13 has been put to use to attract investors into the BIOGH (Basrah International Oil and Gas Hub) Oil and Gas Free Zone in Khor Al-Zubair, Basra, in southern Iraq.

The decision to set up BIOGH, a 118-million-square-feet zone, reports Iraq Business News, was made in September 2012 by the Iraqi General Commission on Free Zones and Basrah International Oil and Gas Hub Ltd that was established in 2009 by John M. Moore and Tom O’Donnell.

BIOGH is the project’s prime developer responsible for its management, financing and marketing. BIOGH Oil and Gas Free zone is deemed to provide facilities for manufacturing, storage and handling of Iraq’s oil sector.

The Free Zone’s facilities are in close proximity to such giant oilfields as BP operated Rumaila, West Qurna I and II operated by Exxon Mobil/Shell and LUKOIL, Eni’s Zubair and Shell’s Majnoon, – all at a 30-130 kilometers’ distance.

Currently the Free Zone project is at the stage of completing design work.

44

#6-7 June-July 2014

атация», обязывающем инвестора построить завод, владеть им и эксплуатировать его, одновременно предоставляя инвестору право реализовать нефтепродукты, как на внутреннем, так и на внешнем рынке. «Инвестор будет делиться с правительством 25% доходов от продажи нефтепродуктов. Помимо этого, ему предоставят 5%-ю скидку на нефть, от $4 до $8 за баррель, и он также получит право на определенные льготы в соответствии с измененным Законом об инвестициях №13», указал Гадбан. Чиновник пояснил, что Закон об инвестициях № 13 освобождает инвестора от уплаты налогов и сборов в течение 10 лет после начала коммерческой деятельности, а также позволяет ему не платить таможенные пошлины на активы, ввозимые в Ирак для реализации проекта в течение трех лет после получения инвестиционной лицензии. Гадбан подтвердил, что измененный Закон об инвестициях №13 был введен в действие для привлечения инвесторов в свободную нефтегазовую зону компании BIOGH (Basra International Oil and Gas Hub) в Хор Аль-Зубайре – городе на юге страны, в области Басра. Как сообщает агентство Iraq Business News, решение об основании BIOGH, зоны площадью 118 млн квадратных футов, было принято в сентябре 2012 года Главной комиссией Ирака по свободным зонам и компанией Basra International Oil and Gas Hub Ltd, которую основали в 2009 году Джон Мур и Том О’Доннелл. Компания BIOGH – это основной разработчик проекта, ответственный за руководство проектом, финансирование и маркетинг. Предполагается, что Свободная нефтегазовая зона BIOGH должна обеспечить площадки и объекты для производства, хранения и отгрузки продукции нефтяного сектора Ирака. Объекты Свободной зоны находятся в непосредственной близости от таких гигантских месторождений, как разрабатываемое компанией BP месторождение Румайла, месторождения Западная Курна I и II, разрабатываемые Exxon Mobil/Shell и «ЛУКОЙЛ», месторождение Зубайр (осваивается Eni) и месторождение Майнун (разработку ведет Shell), – все они располагаются на расстоянии от 30 до 130 км. В настоящее время проект Свободной зоны находится на этапе завершения проектирования.

Oil&GasEURASIA

MIDDLE EAST

Исламабад на перепутье Malik Ayub Sumbal

Nawaz Sharif’s government faces a tough time as its decision to build a gas pipeline to Iran Irks Washington

I

ran and Pakistan have more in common than just the term Islamic Republic in their official names. The two countries have had a long love-and-hate relationship stemming from their Islamic and sectarian roots. Iran is predominantly the center of a religious majority represented by the Shiite sect of Islam, which is largely represented amongst Muslims in Pakistan. Each year, hundreds of Pakistani pilgrims visit Iran to pay homage to religious shrines. Despite this long-standing link, Iran and Pakistan have seldom been on good terms when it comes to economic or infrastructural cooperation. The obvious reason could be the strain in U.S.-Iran ties on the backdrop of Pakistan’s status as a U.S. ally in war against terror. Pakistan has traditionally promoted pro-American policies and,

Малик Айюб Сумбал

Правительство Наваза Шарифа оказалось перед трудным выбором, поскольку его решение о совместном с Ираном строительстве газопровода не нравится Вашингтону

У

Ирана и Пакистана больше общего, чем только словосочетание «Исламская Республика» в официальных названиях двух государств. Эти страны имеют долгую историю взаимоотношений, замешанную на любви и ненависти, корнями уходящую в общую религию и ее течения. Иран сегодня можно назвать мировым центром шиитского течения в исламе, которое, в свою очередь, имеет немало последователей в Пакистане. Сотни пакистанских паломников ежегодно посещают Иран, чтобы поклониться религиозным святыням. Однако, несмотря на эту длительную, исторически сложившуюся связь, Иран с Пакистаном редко могли похвастать хорошими отношениями когда дело касалось сотрудничества в сфере экономики или инфраструктурных проектов. Очевидно, что причиной

Malik Ayub Sumbal is an award-winning journalist currently based in Islamabad. The views expressed here are his own and don’t reflect the viewpoint of OGE’s editorial team. You can follow Malik on Twitter: @ayubsumbal Малик Айюб Сумбал – журналист из Исламабада, являющийся обладателем ряда премий в области журналистики. В этой заметке он выражает собственные взгляды, которые могут не совпадать с точкой зрения редакции НГЕ. Вы можете следить за Маликом в Twitter-е, его аккаунт – @ayubsumbal.

46

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: IDEASTREAM.ORG

Pakistan Pipeline Caught in U.S. Iran Crossfire

№6-7 Июнь-Июль 2014

consequently, it became more alienated from Iran in terms of international diplomatic ties.

Then what has caused the rift between Tehran and Islamabad to subside and pave the way for one of the largest cooperation projects in the energy sector? A deeper look into the conditions under which the contract to build a major gas trunkline had been signed definitely shed some light.

The $7.6-billion Iran-Pakistan-India (IPI) gas pipeline project was initially proposed in 1994 and envisaged as a tri-national energy solution. Initially, India launched a massive campaign to participate in the project as its huge economy promised steady demand for energy. However, U.S. pressure definitely made India weary of the prospects and it withdrew from the project in 2009 soon after signing a nuclear pact with Washington. Pakistan and Iran however stood their ground despite tremendous pressure from the United States. Iran supposedly didn’t have any other option as U.N.-backed sanctions nearly paralyzed its economy.

Pakistan with its long-standing energy crisis found no better option but to face the American pressure to escape from backing out in this project.

Why would Pakistan do so? As per contract Iran would provide Pakistan with 750 million cubic feet of natural gas per day over a 25-year period starting in late 2014. For the energy-starved Pakistan, this was the deal of a century as it wouldn’t only help eradicate the Middle Eastern country’s electricity crisis, but would also help Pakistan come to terms with its fuel crisis. With India out of the game and China jumping in as a supporter, the project seemed even more lucrative to all parties involved.

Things went as planned and former Pakistan President Asif Ali Zardari made sure the project was launched according to schedule. In early 2013, he approved a $1.5-billion construction deal with Iran (co-financed by Pakistan, Iran and China) to build the 785-kilometer

БЛИЖНИЙ ВОСТОК могли стать натянутые отношения Ирана с США – государством, которое в Пакистане видит союзника в войне против терроризма. Пакистан традиционно проводил проамериканскую политику, в то же время все больше отдаляясь от Ирана на международной политической арене. Что же тогда могло привести к тому, что разлад во взаимоотношениях Тегерана и Исламабада стал ослабевать, и возникли условия для реализации одного из крупнейших проектов по сотрудничеству в области энергетики? Более пристальный анализ условий, в которых был подписан контракт на строительство магистрального газопровода, в определенной мере проливает свет на эти перемены. Первоначально проект строительства газопровода стоимостью $7,6 млрд, соединяющего Иран, Пакистан и Индию (IPI), был предложен в 1994 году и был задуман как трехстороннее решение энергетических проблем. Индия изначально запустила масштабную кампанию по участию в этом проекте на фоне устойчивого спроса на энергоносители, который наблюдался в ее быстрорастущей экономике. Однако в результате давления со стороны США, Индия стала более осторожно относиться к перспективам проекта и в итоге вышла из него в 2009 году, вскоре после подписания с Вашингтоном соглашения по мирному атому. Пакистан и Иран, тем не менее, сохранили свои позиции, несмотря на невероятное давление со стороны Соединенных Штатов. По общему мнению, у Ирана не было другого выбора, так как санкции ООН почти парализовали его экономику. Пакистан же, в условиях затянувшегося энергетического кризиса, решил противостоять американскому давлению и не отказываться от участия в проекте. Почему власти в Исламабаде решились на такой шаг? Согласно контракту, в конце 2014 года Иран должен начать поставлять Пакистану 750 млн кубических футов природного газа в сутки в течение 25-летнего периода. Для испытывающего энергетический голод Пакистана это соглашение стало сделкой века, так как должно не только помочь

Proposed routes of IPI and TAPI gas pipelines Предполагаемые маршруты строительства газопроводов IPI и TAPI

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

47

MIDDLE EAST PHOTO / ФОТО: AMAZONAWS.COM

●● U.S. President Barack Obama has asked

Pakistani Prime Minister Nawaz Sharif to consider alternatives to the Iran-Pakistan gas pipeline project ●● Президент США Барак Обама попросил премьер-министра Пакистана Наваза Шарифа рассмотреть альтернативные энергопроекты в качестве замены газпроводу «Иран-Пакистан»

section of the pipeline. At that stage both Pakistan and Iran looked determined to go ahead with the project that could not only resolve the regional energy crisis, but also defuse longtime rivalries and shape out a new geopolitical scenario. Who wouldn’t like that to happen? Apparently the United States and the newly-elected Pakistan Muslim League government in Islamabad had a different view.

The project has been stalled ever since, though Iran had already built a 900-kilometer section of the pipeline on its own territory (the total length of the trunkline is 2,100 kilometers), whereas Pakistan hasn’t even begun construction.

If Pakistan fails to meet the deadline, Iran could invoke the penalty clause in the contract. Если Пакистан не уложится в установленные сроки, Иран может потребовать выплаты неустоек.

Some point a finger at Pakistan’s Prime Minister Nawaz Sharif whom Washington offered during his visit to the White House to look into other energy options.

The one he seemed more than interested in was the Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-India or TAPI gas project. Paradoxically, the Islamabad government considers the project that envisages a pipeline route via an unstable Afghanistan, a distant Turkmenistan and an unfriendly India to be a better option than the pending Iran-Pakistan project.

The hot issue here is what prospects Pakistan has to complete the current project and what consequences it would have to bear if it fails to honor its obligations.

Currently, Pakistan is already more than a year late in launching construction of the pipeline and it’s highly unlikely that it would meet the late 2014 deadline, which looks almost equally impossible as a U.S. troops pullout from Afghanistan by the end of 2014 does.

In case Pakistan opts to proceed with construction and push Iran to move the deadline, it may end up losing its construction contractors. These are mostly reputed global

48

#6-7 June-July 2014

этой ближневосточной стране преодолеть кризис в сфере энергоснабжения, но также справиться с кризисом топливным. С учетом того, что Индия вышла из игры, а Китай вступил в проект как поддерживающая сила, проект стал еще более перспективным для всех участников. Все протекало по плану, и бывший президент Пакистана Асиф Али Зардари приложил усилия, чтобы проект был запущен в предусмотренный контрактом срок. В начале 2013 года он согласовал подписанный с Ираном договор на строительство 785-километрового участка магистрали общей стоимостью $1,5 млрд (софинансировать сделку собирались Пакистан, Иран и Китай). На тот момент казалось, что и Пакистан и Иран определенно намерены активно заняться реализацией проекта, который мог не только разрешить региональный энергетический кризис, но и ослабить многолетнее соперничество и сформировать новый геополитический сценарий. Кому такое развитие событий могло не понравиться? Очевидно, что у США и вновь избранного правительства Пакистанской мусульманской лиги (Н) в Исламабаде была иная точка зрения. С тех пор проект стал пробуксовывать – тогда как Иран уже построил 900-километровый участок трубопровода на своей территории (общая протяженность магистрали должна составить 2 100 км), Пакистан даже не приступил к строительству. Некоторые ответственным за происшедшее считают премьер-министра Пакистана Наваза Шарифа, которому во время его визита в Белый дом предложили рассмотреть альтернативные энергетические проекты. Шарифа же особо заинтересовал газовый проект с участием Туркменистана, Афганистана, Пакистана и Индии (TAPI). Парадоксально, но получается, что правительство в Исламабаде больше склоняется к реализации проекта, который предусматривает прокладку трубопровода через территории нестабильного Афганистана, удаленного Туркменистана и недружественной Индии, предпочитая его буксующему иранопакистанскому проекту. Злободневный вопрос состоит в том, каковы перспективы Пакистана по осуществлению текущего проекта и какие последствия ожидают его в случае невыполнения контрактных обязательств. В настоящее время Пакистан уже больше, чем на год опаздывает с началом строительства трубопровода, и маловероятно, что ему удастся завершить работу в конце 2014 года – это сегодня выглядит столь невозможным, как и Oil&GasEURASIA

#6-7 June-July 2014

MIDDLE EAST firms that would hardly want to risk being blacklisted by the United States due to sanctions imposed on Iran’s petroleum industry.

If Pakistan fails to meet the deadline, Iran could invoke the penalty clause in the contract as Iran’s Petroleum Minister Ali Majedi had threatened earlier. According to contract, Pakistan would have to pay a $1-million-per-day fine for violating the construction deadline.

On the other hand, if Pakistan decides to complete the project despite all odds, its government may find the TAPI gas project redundant, and this could cause yet another rift among the parties involved. The United States could withdraw its pledge to provide financial aid if Islamabad continues to pursue the Iran-Pakistan project or shuns the TAPI project pipeline, making it difficult for Pakistan’s cash-strapped government to finance the IP trunkline construction on its own.

At the moment, Beijing’s support seems to be the sole viable solution to Pakistan’s financial concerns. With Chinese cash already in the project, this could be the only way out for Pakistan.

900

km км

Тhe length of the built Iranian section of the Iran-Pakistan gas pipeline Протяженность построенного иранского участка газопровода «Иран-Пакистан» However, are conditions stable enough to move on with the project? The recent border incident between the two countries sparked some harsh statements and sentiments on both sides. Abduction of five Iranian border guards by Pakistan-based militants from the Sistan and Baluchestan province resulted in Iran’s Interior Minister Abdolreza Rahmani-Fazli threatening to send Tehran’s forces to Pakistan if the abductees weren’t freed. Pakistan’s Interior Minister Chaudhary Nisar replied with a serene statement offering to sort out the issues at the negotiating table.

The conditions seem very unfavorable for the project to continue. The penalties await in case of deadline violation and this is an awkward moment in Pakistan’s ties with the United States. India, on the other hand, looks determined to pursue its agenda as Iran’s economy continues to stay under pressure and has already offered Tehran joint projects, including the Middle East to India-Deepwater Pipeline Project (MEIDP).

Pakistan stays in the mix fighting Washington’s diplomatic wars on its terrain. Would the IP project be a test of Pakistan’s diplomatic maneuvers? Experts say it already is and Pakistan has not fared well so far. The energy crisis awaits a pending solution that is far-fetched to say the least.

50

вывод американских войск из Афганистана к концу этого же года. В случае если Пакистан решит продолжить строительство и попробует добиться от Ирана переноса конечных сроков, он может потерять стройподрядчиков – речь идет, в основном, о пользующихся хорошей репутацией компаниях с мировым именем, которые вряд ли захотят рисковать оказаться в черных списках США из-за санкций, наложенных на нефтегазовую промышленность Ирана. Если Пакистан не уложится в установленные сроки, Иран может потребовать выплаты неустоек, чем как-то уже пригрозил министр нефтяной промышленности Ирана Али Маджеди. Согласно условиям контракта, за нарушение сроков строительства Пакистану придется заплатить штраф в размере $1 млн за каждые сутки просрочки. С другой стороны, если Пакистан, несмотря на все разногласия, решит завершить проект, в Исламабаде проект TAPI могут попросту счесть уже ненужным, а это, в свою очередь, может привести к новым разногласиям среди сторон. США могут отказаться от обязательств по предоставлению финансовой помощи Пакистану, если Исламабад продолжит реализацию проекта с Ираном или откажется от участия в проекте TAPI. В таком случае правительству Шарифа, и так испытывающему трудности в результате экономического кризиса, будет сложно самостоятельно финансировать строительство ирано-пакистанской магистрали. В данный момент поддержка Китая представляется единственным эффективным решением финансовых проблем пакистанской стороны. Учитывая, что Пекин уже вложил деньги в проект, это, возможно, единственный выход для Пакистана. И все-таки, достаточно ли стабильны условия для продолжения реализации проекта? Недавний пограничный инцидент между двумя странами вызвал ряд жестких заявлений и реакций с обеих сторон. В результате похищения пакистанскими боевиками пяти иранских пограничников из провинции Систан и Белуджистан, министр внутренних дел Ирана Абдолрезы Рахмани-Фазли пригрозил направить войска в Пакистан, если похищенные не будут освобождены. Его пакистанский визави Чаудари Нисар ответил на эти угрозы спокойно, предложив коллеге разрешить проблемы за столом переговоров. Сегодня представляется, что условия для продолжения реализации проекта крайне неблагоприятны. В случае нарушения Пакистаном сроков строительства ожидаются штрафные санкции, и в то же время, это не лучший момент в двусторонних отношениях Пакистана и США. С другой стороны, очевидно, что Индия полна решимости не отступать от реализации намеченных планов (в то время как иранская экономика продолжает испытывать давление), и уже предложила Тегерану ряд совместных проектов, включая проект по строительству глубоководного трубопровода Ближний Восток – Индия (MEIDP). Пакистан же остается в подвешенном состоянии, ведя с Вашингтоном дипломатические войны на своей территории. Станет ли ирано-пакистанский проект проверкой маневров Исламабада на ниве дипломатии? Эксперты считают, что это уже происходит, и Пакистан пока не добился хороших результатов. Энергетический кризис нуждается в решении, достижение которого, мягко говоря, пока представляется очень отдаленным.

Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (million tons) / Единица измерения (млн т)

April 2013 / Апрель

April 2013 / Апрель

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

42.83 20.59 20.99 20.05

43.12 22.31 19.72 22.21

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) 0.7 8.4 -6.1 10.8

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Unit of measurement (million tons) / / Единица измерения (млн т)

April 2013 / Апрель

April 2013 / Апрель

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

28.48 51.05 56.30 73.70

28.36 60.75 61.09 86.80

Unit of measurement (bcm) / Единица измерения (млрд м³)

April 2013 / Апрель

April 2013 / Апрель

Production (total) / Добыча газа (всего) Domestic consumption / Внутреннее потребление Export / Экспорт

55.87 37.83 13.97

52.02 36.41 16.39

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -0.4 19 8.5 17.8

Gas / Газ Year-on-year change (%) Изменение за год (%) -6.9 -3.7 17.4

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of March 2014* Количество буровых установок в мире, март 2014 года*

World total | Всего в мире 3,388

Europe | Европа 151 Canada | Канада 204

USA | США 1,835 Middle East | Ближний Восток 407

Africa | Африка 136 Latin America | Латинская Америка 403

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 252 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

52

Oil&GasEURASIA

GEOSTEERING

ADVERTORIAL SECTION

Geosteering – High-Tech Well Placement Potential Геонавигация – потенциал высокотехнологичного сопровождения скважин

T

he current situation in the oil and gas industry with major fields being mature and newly discovered ones featuring smaller and harder to recover reserves urges leading oil and gas companies to start thinking about application of highly intelligent well construction and drilling systems.

Only few oilfield service companies have high-tech potential of directional and horizontal well placement using geosteering service resources. This technology considerably reduces the risk of hole drilling in nonproductive formation zone, which optimizes operator’s costs (both time and resources) for construction of directional or horizontal wellbore sections.

Since 2013, Weatherford Directional Drilling has been providing geosteering services to Russian oil and gas companies utilizing both own advanced technical solutions and developments and global experience of such applications. Geosteering is required and feasible to optimize hole drilling within the most productive part of the formation, to reduce the risk of drilling problems, and to ensure high quality of the wellbore for further well intervention operations.

The above tasks can currently be fulfilled with a wide range of well logging equipment, as well as specialized software. Some of available options are listed below.

Triple Combo suite is the most widely used Weatherford logging suite that features record high reliability: pressure – 238 MPa, temperature – 204 С, dogleg severity – 69.2°/30 meters, logging depth – 10,849 meters (offshore platforms).

Triple Combo comprises several modules: ●● HEL – a telemetric system used to transfer downhole data via a hydraulic communication channel; directional survey probe;

56

Т

екущее положение дел в нефтегазовой индустрии, когда крупнейшие месторождения нефти и газа находятся на поздней стадии разработки, а вновь открываемые уступают им по объемам и легкодоступности извлечения полезных ископаемых, заставляет ведущие нефтегазовые компании мира задуматься о необходимости применения высокоинтеллектуальных систем строительства и проводки скважин. Далеко не каждая нефтесервисная компания обладает потенциалом высокотехнологичного сопровождения строительства наклоннонаправленных и горизонтальных скважин с привлечением ресурсов сервиса геонавигации, значительно сокращающего риски проводки ствола скважины в непродуктивной части пласта, оптимизируя тем самым затраты (как времени, так и средств) оператора проекта на строительство наклонно-направленного или горизонтального участка ствола скважины. С 2013 года департамент наклонно-направленного бурения компании Weatherford предлагает российским нефтяникам и газовикам услуги геонавигации, объединив в этом направлении деятельности как собственные передовые технические наработки и достижения, так и мировой опыт применения этого вида сервиса. Использование геонавигации необходимо и оправдано для оптимизации проводки ствола скважины в наиболее продуктивной части пласта, снижения рисков аварийных ситуаций в процессе бурения, подготовки качественного ствола скважины для осуществления последующих внутрискважинных операций. На сегодняшний день для реализации озвученных выше задач существует достаточно широкий спектр геофизического забойного оборудования, а также специализированное программное обеспечение. Некоторые из доступных опций представлены ниже. Каротажный комплекс Triple Combo – самый распространенный комплекс геофизических исследований скважин компании Weatherford, обладающий рекордно высокими показателями надежности: по давлению – 238 МПа, температуре – 204 °С, интенсивности искривления ствола скважины – 69,2° на 30 м, глубине проведения каротажа – 10 849 м (морская платформа).

Triple Combo состоит из нескольких модулей: ●● HEL – телеметрическая система передачи забойной информации по гидравлическому каналу связи, зонд инклинометрии, датчик трубного и затрубного давления, датчик затрубной температуры, трехосевой датчик вибрации; ●● NDT – нейтрон-нейтронный-каротаж по тепловым нейтронам, гамма-гамма-каротаж плотностной, гамма-гамма-каротаж селективный, профилеметрия;

Oil&GasEURASIA

ГЕОНАВИГАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

tubing and annular pressure sensors, annulus temperature sensor, triaxial vibration sensor; ●● NDT – thermal neutron-neutron logging, density logging, selective gamma-gamma ray logging, profile logging; ●● MFR – multi-frequency electromagnetic logging, gamma ray logging.

Triple Combo suite performs the following geological tasks: reservoir characterization; lithological sectional layering; definition of reservoir compositions; obtaining data on drilling process parameters.

Azimuthal design of the density tool sensor ensures 360° wellbore imaging to be used by geosteering engineers to define the bedding angles of the geological structure. This information is also used to update geological models while geosteering and provide recommendations for adjustment of the wellbore trajectory. All information on reservoir properties and behavior obtained by only this logging suite enables to accumulate the updated information required for high quality geosteering.

SpectralWave Spectral Azimuthal Gamma Ray Tool is a unique development of Weatherford for logging while drilling (LWD).

The SpectralWave tool sensor measures energy spectra of natural radioactive rock elements – potassium, uranium, thorium (K, U, Th). Using spectral azimuthal gamma ray logging while drilling enables lithological sectional layering, definition of U, Th, K percentage in order to specify the mineral composition of rocks and building of more accurate models, identification of non-standard reservoir rocks that can’t be identified by conventional logging methods, identify brittle and ductile zone, which data is further used as input parameters for fracturing design, evaluation of reservoir clay content from K spectral curve, as well as high quality geosteering.

●● MFR – многочастотный электромагнитный каротаж, гаммакаротаж (ГК) естественной радиоактивности. Каротажный комплекс Triple Combo позволяет выполнять следующие геологические задачи: определение фильтрационно-емкостных свойств пласта, литологическое расчленение разреза, определение характера насыщения пласта, получение информации о технологических параметрах бурения. Азимутальный дизайн датчика плотностного каротажа позволяет получать круговой обзор имиджа ствола скважины, на основании которого специалисты по геонавигации определяют углы залегания геологической структуры. Данная информация используется для уточнения геологической модели в процессе геонавигации и выдачи рекомендаций по корректировке траектории ствола скважины. Совокупный объем информации о свойствах и поведении пласта, получаемой благодаря применению одного только этого каротажного комплекса, позволяет аккумулировать актуальную информацию для реализации качественной геонавигации. Прибор спектрометрического азимутального гамма-каротажа SpectralWave – уникальная разработка компании Weatherford в сегменте каротажа в процессе бурения (LWD), аналогов которому на сегодняшний день в мире нет. Датчик прибора SpectralWave основан на измерении энергетических спектров естественных радиоактивных элементов горных пород – калия, урана, тория (K, U, Th). Использование спектрометрического азимутального ГК при бурении позволяет осуществлять: литологическое расчленение разреза; определение процентного содержания U, Th, K с целью уточнения минерального состава горных пород и построения моделей с высокой точностью; идентификацию нетрадиционных пород коллекторов, выделение которых классическими методами каротажа невозможно; выделение фаций, подверженных механическим воздействиям, чьи данные впоследствии используются как

Synthetic resistance

MHz remote phase Top gamma-logging2

Bottom gammalogging

Gamma-gamma logging image

Densitygam

Neutron-neutron logging

2 MHz close phase

Actual gamma logging

Synthetic gammalogging

Example of geosteering service performed by Weatherford Geosteering Team applying Triple Combo logging suite together with LogXD software at Eagle Ford field (North America) Пример проводки скважины специалистами по геонавигации компании Weatherford каротажным комплексом Triple Combo в ПО LogXD на месторождении Eagle Ford в Северной Америке

Actual profile Фактический профиль Drilling window < 3 m К оридор бурения < 3 м

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

GEOSTEERING

ADVERTORIAL SECTION

Gamma ray logging + Density image + Profile logging Планшет данных ГК + имидж ГГК-п + профилемер Gamma ray, well trajectory, SSTVD ГК, Траектория Абс. отм. скважины

Static Image Статический имидж

Well trajectory Траектория скважины

Gamma ray / ГК

SSTVD / Абс. отм.

Density static image Стат. имидж плотности

True angle and azimuth

Relative angle and azimuth

Истинный угол и азимут

Относительный угол и азимут

Other Surface / Прочие границы залегания геологической структуры

Other Surface / Прочие границы залегания геологической структуры

Bedding / Границы напластования

Bedding / Границы напластования

Dynamic Image

Borehole profile

Динамический имидж

Профиль ствола

входные параметры при осуществлении дизайна гидроразрыва пласта (ГРП); оценку глинистости пород по спектральной кривой калия; качественную геонавигацию. Азимутальный дизайн датчика SpectralWave, как и датчика азимутальной плотности, позволяет регистрировать круговой обзор ствола скважины. Принцип построения имиджа скважины по спектральному ГК основан на дифференциации естественной радиоактивности горных пород, что особенно актуально в разрезах, породы которых обладают схожими значениями плотности, но при этом характеризуются различными значениями фильтрационно-емкостных свойств. Обладая точной информацией о природе радиоактивности горных пород, специалисты способны выделить высокорадиоактивные песчаники, а также нефтяные и газовые сланцы – потенциальные цели бурения. Уникальность свойств прибора была проверена при проведении геонавигации на нетрадиционных месторождениях нефти и газа Северной и Южной Америки. В России работы по геонавигации с применением SpectralWave уже провели в Восточной Сибири, где заказчиком по достоинству был оценен объем получаемой информации. Уже выполнено свыше 15 работ для крупнейших российских нефтяных компаний-операторов. Следующим достойным инструментом эффективной и опережающей геонавигации является электромагнитный картограф границ GuideWave. Стоит отметить, что в последнее время все более широкое распространение получают приборы азимутального электромагнитного каротажа, что не удивительно, поскольку, обладая большой глубинностью исследования, по сравнению с радиоактивными методами, они способны заблаговременно предупреждать специалистов по геонавигации о приближении к геологическим границам (сверху и снизу) разделов коллектор – неколлектор. Именно поэтому применение картографа границ GuideWave позволило сервису геонавигации компании Weatherford выйти на новый высокий уровень оказания услуг по проводке скважин, называемый «проактивной геонавигацией». Принцип работы этого прибора основан на измерении величины удельного электрического сопротивления, а картирование границ производится по соотношению контраста проводимости. Использование GuideWave позволяет специалисту-геонавигатору определять: расстояние по вертикали до границы раздела коллектор – неколлектор (практические результаты составляют более 6 м по вертикали, теоретические расчеты – свыше 9 м по вертикали); горизонтальную Rh и вертикальную Rv составляющие сопротивления изучаемого пласта; анизотропию. Использование картографа границ при геонавигации значительно повышает эффективность проводки ствола скважины в наиболее продуктивной ее части и снижает риски «вылета» из коллектора. Первые коммерческие работы в России с применением GuideWave запланированы на апрель 2014 года. Акустический каротаж в процессе бурения – востребованность и важность данного вида исследований возрастает при сопровождении строительства скважин в карбонатных разрезах. Акустический каротаж позволяет идентифицировать трещиноватости и определить фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пластов.

Schmidt Diagram

Диаграмма Шмидта

Other Surface / Прочие границы залегания геологической структуры

Density dynamic image Динам. имидж плотности

Standoff / Величина зазора

Bedding / Границы напластования

Other Surface / Прочие границы залегания геологической структуры Bedding / Границы напластования

Other Surface / Прочие границы залегания геологической структуры Bedding / Границы напластования

The azimuthal design of SpectralWave sensor and the azimuthal density sensor ensures a 360° view of the wellbore. The principle of spectral gamma ray wellbore imaging is based on differentiation of rocks natural radioactivity, which is particularly relevant for sections with rocks having similar density but different reservoir properties. Having accurate information about the nature of rock radioactivity, experts can identify highly radioactive sandstone and oil/gas shale – drilling targets.

Unique features of the tool were verified while geosteering in non-conventional oil and gas fields in North and South America. As for Russia, SpectralWave geosteering was performed in Eastern Siberia and the customer was very satisfied with the amount of obtained information. More than 15 projects were implemented for major Russian oil operators.

Another recommendable tool for effective and proactive geosteering is GuideWave Azimuthal Resistivity Tool. It shall be noted that azimuthal electromagnetic logging tools have been gaining popularity lately, which is hardly surprising as the survey depth they provide is bigger than that offered by radioactive methods and thus they can warn geosteering experts about approaching the geological boundaries (top and bottom) of reservoir/non-reservoir interfaces in advance. This

58

Oil&GasEURASIA

ГЕОНАВИГАЦИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

explains why using a GuideWave moved Weatherford Geosteering Использование компоновок, в которых модуль радиоактивного Service to a higher level of well targeting called proactive geosteering. каротажа замещен модулем акустического каротажа, значительно The operating principle of this tool is based on measuring resistivi- сокращает расходы на строительство скважины и позволяет избежать ty, whereas boundaries are plotted according to conductivity contrast. рисков оставления радиоактивных источников в скважине.

A geosteering engineer using a GuideWave tool can define the vertiИнновационные разработки Weatherford в этом направлении позвоcal distance to the reservoir/non-reservoir interface boundary (prac- лили создать прибор акустического каротажа, работающий в азимуtical results cover over 6 meters TVD, theoretical calculations – over тальных и неазимутальных режимах. При использовании неазимуталь9 meters TVD), horizontal Rh and vertical Rv components of resistance ного режима ShockWave можно определять пористость пласта и его specific to the formation under survey, and anisotropy. механические свойства, идентифицировать газ в породах, а также осуPerforming geosteering with an azimuthal resistivity tool signifi- ществлять оценку порового давления и корреляцию акустических данcantly increases the efficiency of geosteering in the sweet spot and ных с сейсморазведкой. В азимутальном режиме CrossWave можно reduces the risk of reservoir “skipping”. The first commercial works выполнять тот же перечень задач, плюс определять поперечную аниin Russia involving use of a GuideWave tool are planned in April 2014. зотропию и получать круговой обзор скважины (имидж).

Sonic logging while drilling – the demand and importance of this Поддержка азимутальных измерений режима CrossWave позволяtype of measurement increases in case of supporting construction ет получать и предоставлять полноценный 360-градусный обзор ствола of wells within carbonate sections. Sonic logging allows identifica- скважины. Вся совокупность данных о фильтрационно-емкостных свойtion and definition of carbonate formations reservoir properties. Using ствах пласта и поведении геологической структуры позволит оперативassemblies with a radioactive logging module replaced with a sonic но провести ствол скважины в наиболее продуктивной части изучаемоlogging module considerably reduces the well construction costs and го коллектора. mitigates the risks of leaving any radioactive sources in the well. Первые коммерческие работы в России с использованием прибора Weatherford innovations in this area led to creation of a sonic акустического каротажа в режиме ShockWave были проведены в февlogging tool working in аzimuthal and non-аzimuthal modes. When рале 2014 года на месторождении в Восточной Сибири. На сегодняшний working in ShockWave (non-аzimuthal) mode, день ведутся переговоры с заказчиthe tool defines the porosity of the formation ками о подборе скважин-кандидаand its mechanical properties, identifies gas in тов для опробования режима азимуthe rock, as well as evaluates pore pressure and тальных измерений CrossWave при correlates sonic data with seismic survey data. выполнении геонавигации.

CrossWave (аzimuthal) mode allows doing the Реализация данных с забойноsame plus defines transverse anisotropy and го геофизического оборудоваprovides 360° rock images. ния в двухмерной геологической The azimuthal logging function of CrossWave модели осуществляется программmode enables to receive and provide 360° wellным обеспечением LogXD компаbore images. All the data on formation reserнии Weatherford, которое позволяvoir properties and geological structure behavет команде по геонавигации произior potentially enable prompt geosteering withводить расчеты рисков проводки in the sweet spot of the reservoir under survey. ствола скважины в непродуктивной First commercial-scale works in Russia using части пласта, разрабатывать разa sonic logging tool in ShockWave mode were личные сценарии бурения на этапе performed in Eastern Siberia in February 2014. предварительного моделирования Negotiations with some customers are currently (подготовительные работы перед under way to select wells to test the CrossWave началом бурения), закладывать mode of azimuthal logging during geosteering. ключевые точки принятия решеData acquired by downhole logging tools ний, связанные с предполагаемым are implemented into 2D geological models поведением геологической струкby Weatherford LogXD Software that helps the туры, на основании данных каротаgeosteering team to calculate the risks of drilling жа по соседним скважинам. Более in non-producing formation zones, develop того, по данным имиджей скважин various drilling scenarios at the preliminary в реальном времени производитmodeling stage (pre-drilling operations), set ся идентификация углов залегания the key points to make decisions depending on геологической структуры, и в совоthe behavior of the geological structure based ●● Preparations for logging while drilling jobs купности с синтетическим каротаon logging data from offset wells. Moreover, ●● Подготовка к проведению каротажа в процессе жем опорных скважин осуществляwell images are used for real-time identification бурения ется настройка 2D геологической of geological structure bedding angles, which модели в режиме реального времеtogether with synthetic logging data from offset wells forms the basis ни. Программное обеспечение позволяет отображать различные геоfor real-time history matching of 2D geological models. The Software логические ситуации: разлом, сброс, уменьшение-увеличение мощноcan display various geological settings: faults, throws, formation сти пласта, выклинивания, фациальные замещения. thickness decrease – increase, wedging out, facies replacement. Уже в самом ближайшем будущем команда специалистов по геоIn the nearest future Weatherford Geosteering team plans to навигации компании Weatherford планирует дальнейшее расширеextend the range of offered services and present a number of inno- ние перечня предлагаемых услуг и презентацию ряда инновационных vative logging tools for highly efficient geosteering in the Russian каротажных инструментов для осуществления высокоэффективной Federation. геонавигации на территории Российской Федерации. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

59

SERVICES

ADVERTORIAL SECTION

Опыт – почва для развития профессионалов

П

рофессиональное сервисное обслуживание сегодня – это необходимость, с которой сталкивается любой руководитель предприятия на пути реализации стратегии увеличения эффективности производства. Одной из таких профессиональных компаний, занимающихся обслуживанием предприятий переработки и транспортировки углеводородов является ООО «Сервисная Компания «ИНТРА» (СК ИНТРА), которая уже успела завоевать звание лучшей по мнению международной ассоциации нефтехимии и нефтепереработки (World Refining Association). СК ИНТРА входит в Группу компаний INTRATOOL – международный холдинг, объединяющий инжиниринговые, производственные и сервисные компании. Сегодня собственный опыт компании и история развития технологий и инженерной практики, которые INTRATOOL представляет на российском рынке, позволяет ей быть лидером в сфере услуг для предприятий нефтегазовой отрасли.

водственных процессов. И профессионалы СК ИНТРА помогают решать многие проблемы, связанные с возможными угрозами остановки производства или транспортировки. Это значит, что многие предприятия, входящие в состав ОАО «Газпром», ОАО «НК Роснефть» и ОАО «Транснефть» и др., обслуживаемые СК ИНТРА, продолжают работать, в то время как специалисты компании устраняют утечки, восстанавливают герметичность трубопроводов и резервуаров, осуществляют врезку и перекрытие трубопроводов. В период с 2011 по 2013 год было устранено 768 утечек, большинство из которых – на действующем оборудовании. В распоряжении ремонтных бригад компании находится самое современное оборудование и материалы, которые позволяют осуществлять: ●● врезку и перекрытие трубопроводов, в том числе под давлением до 100 бар и при температуре от -40 до +370 °С, возможное агрегатное состояние среды – природный и сжиженный газ, нефть, нефтепродукты, вода, пар, кислоты и др.; ●● ремонт и восстановление несущей способности трубопроводов с помощью композитных материалов;

●● тестирование клапанов запорной арматуры без необходимости демонтажа; ●● устранение утечек с помощью самогерметизирующихся ремонтных зажимов и компаундов.

От решения до результата – 24 часа! Сегодня СК ИНТРА требуется не более суток, чтобы найти решение для любой аварийной ситуации, связанной с эксплуатацией трубопроводов. Специалисты компании обладают огромным количеством вариантов решений, благодаря накопленным компетенциям и опыту. Вскоре, вместе с вводом в эксплуатацию собственного производства самогерметизирующихся зажимов, время на реализацию сложных, требующих индивидуальных решений задач сократится в разы.

Информационные технологии болтинга Подразделение прединжиниринга СК ИНТРА сегодня занимается разработкой программного обеспечения, которое позволит инженерам и технологам на местах воспользоваться накопленной базой знаний.

Работать без перерыва Транспортировка углеводородов и их переработка требуют непрерывности произ-

60

●● Безогневая резка трубы с подготовкой кромки под сварку Oil&GasEURASIA

СЕРВИС

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

лать, с описанием всей технологии работы с ним; ●● расширение баз данных программы иностранными стандартами размеров и материалов конструкционных составляющих фланцевых соединений; ●● маркировка уплотнительных материалов и других составляющих соединений по стандартам разных изготовителей.

●● Монтаж трехстороннего адаптера для установки байпасной линии при проведении

операции по врезке на действующем трубопроводе Теперь вы и сами можете ознакомиться с информацией по различным типам фланцевых соединений и способам их обслуживания. Вся необходимая информация, начиная с ГОСТов и заканчивая конкретными рекомендациями по монтажу, которую раньше приходилось искать по крупицам, теперь собрана в одном месте и доступна в полном объеме.

Калькулятор для расчета моментов затяжки фланцевых соединений в данный момент проходит стадию бета-тестирования, но уже может использоваться. В новых версиях программы будет реализован следующий функционал: ●● выдача рекомендаций по моментам затяжки с подбором инструмента, с помощью которого это можно сде-

СК ИНТРА одной из первых в России начала использовать современные стандарты супервайзинга, при контроле за строительством новых или эксплуатации имеющихся производственных объектов. В период с 2011 по 2013 год специалисты компании проинспектировали 50 319 фланцевых соединений. На примере одного из предприятий, входящих в состав ОАО «Газпром нефть», по итогам одного цикла работ экономический эффект был оценен в 11 830 277 рублей, при этом супервайзинг проводился на 11 установках и 655 единицах оборудования. За 74 дня 15 сотрудников компании проверили 4 276 фланцевых пар.

Развитие профессионального сообщества СК ИНТРА является основателем и одним из организаторов международной практической конференции PIPELINE-TECH, которая на протяжении последних четырех лет становится главной площадкой для обмена опытом среди профессионалов нефтегазовой отрасли в рамках проблематики, связанной со строительством и обслуживанием трубопроводов. Контакты: 195027 Санкт-Петербург, ул. Магнитогорская, 17 Телефон (многоканальный): (812) 313-5092 Факс: (812) 313-5093 Е-mail: intra@intratool.ru

●● Восстановление несущей способности трубопровода с помощью композитных

материалов ИНТРА КРМ Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

61

SERVICES

ADVERTORIAL SECTION

Packer Service Offers Integrated Approach to Multistage Completion of Horizontal Wells ООО «Пакер Сервис» предлагает комплексный подход к многостадийному заканчиванию горизонтальных скважин Dmitry Chernyshev, director, Hydraulic Fracturing and New Technologies, Packer Service

Demand for multistage fracking completions in horizontal wells in Russia grew significantly in the last few years.

Alongside with leading oilfield service companies, Packer Service performs multistage hydraulic fracs in West Siberia.

Our customers, oil-producing companies spend much time and money on well construction, completion, stimulation and clean-up prior to putting them on stream. One of the main issues at the stage of designing and construction of ●● Dmitry Chernyshev, horizontal wells is selection of the optidirector, Hydraulic mum profile of the well and an assemFracturing and New bly for the multistage hydraulic fracturTechnologies, Packer ing, which would make it possible to Service create a well design, which ensures the ●● Дмитрий Чернышев, optimal capability of coiled tubing and директор по ГРП и новым production tubing to reach the bottom- технологиям ООО «Пакер hole for well servicing. Consequently, Сервис» this makes it possible to increase the production rate, extend the well life cycle, their serviceability and accommodate in the optimum way the horizontal section of the well for hydraulic fracturing, taking into account all geological and technical parameters: open-hole diameter, planned number of frac jobs, operating pressure, geological settings, etc. Involvement of a company which provides integrated services for multistage fracs makes an extremely positive effect on success of all

●● Paсker Service's hydraulic fracturing fleet ●● Флот ГРП «Пакер Сервис»

62

Дмитрий Чернышев, директор по ГРП и новым технологиям ООО «Пакер Сервис»

С

прос на технологию многостадийного заканчивания (МГРП) в горизонтальных скважинах на территории Российской Федерации в последние несколько лет существенно возрос. ООО «Пакер Сервис» наряду с ведущими сервисными компаниями участвует в проведении МГРП на территории Западной Сибири. Добывающие компании – наши заказчики, тратят немало времени и средств на строительство, подготовку, стимуляцию и очистку скважины до ее ввода в эксплуатацию. На этапе проектирования и строительства горизонтальных скважин одной из основных проблем является подбор оптимального профиля скважины и компоновки для проведения многостадийного ГРП, позволяющей создать конструкцию скважины, которая имеет оптимальную «доходимость» до забоя колонн ГНКТ и технологических труб при ремонтах скважин. Как следствие, позволяет увеличить дебит, продлить жизненный цикл скважин, их ремонтопригодность, оптимально приспособить горизонтальную часть ствола скважины к ГРП, учитывая все геолого-технологические параметры: диаметр открытого ствола, планируемое количество ГРП, давление при проведении работ, горно-геологические условия и прочее. Участие компании, предоставляющей комплексный сервис при МГРП, крайне положительно сказывается на успешности проведения всех будущих работ как при выводе скважины из бурения, так и при текущих и капитальных ремонтах. На этапе проведения ГРП основное внимание уделяется необходимой геометрии трещин и корректной работе компоновки скважинного оборудования. Очистка скважин часто сопряжена с разбуриванием шаров и сдвижных седел компоновок МГРП и нормализацией забоя и, как правило, требует привлечения установок ГНКТ с диаметром труб 44 мм. Технологические возможности ООО «Пакер Сервис» позволяют подойти к решению всех вышеозначенных задач в комплексе, что потенциально избавляет заказчиков от необходимости привлекать для выполнения различных этапов работ многочисленных подрядчиков, одновременно предоставляя заказчику ряд ценовых и операционных преимуществ. ООО «Пакер Сервис» может предложить нефтегазодобывающим компаниям компоновки из собственных источников или приобрести необходимое оборудование и техническую поддержку у сторонней компании, согласно спецификации заказчика. Наша компания может выполнить дизайн ГРП любого уровня сложности, равно как и привлечь для оценки таких дизайнов зарубежных экспертов высочайшего уровня (например, всемирно признанного лидера в создании программного обеспечения для дизайнов ГРП – компанию NSI Technologies Inc., США). Несмотря на то что ГРП мы занялись не так давно, в нашем активе два новейших высокотехнологичных флота ГРП, успешно работающие в настоящий момент на территории Западно-Сибирского региона Oil&GasEURASIA

СЕРВИС

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

future operations during completion operations, and also during well servicing and workover.

At the hydraulic fracturing stage main attention is paid to the necessary fracture geometry and proper operation of the downhole equipment assembly. Well clean-up often involves drilling–out of balls and sliding seats of the multistage fracturing assembly, and also bottomhole cleaning, and, as a rule, requires coiled tubing with the 44-millimeter diameter.

Packer Service’s technical capabilities ensure an integrated approach to solving all afore-mentioned issues, giving at the same time an opportunity to customers to avoid contracting numerous companies for different stages of operations, and providing them with a number of pricing and operating benefits.

Packer Service can offer oil and gas producers equipment assemblies from its own sources, or purchase the required equipment and technical support from a third party as per customers’ technical specifications. Our company can design hydraulic fracturing jobs of any complexity, as well as attract foreign experts of the highest level of expertise for the assessment of these designs (for example, NSI Technologies Inc., USA, which is an internationally recognized leader in development of the software for frac designs).

Though we started our work on hydraulic fracturing not so long ago, we have two latest high-technology frac fleets, which are currently successfully used in the West-Siberian region (one in the Khanty-Mansiysk Autonomous District and the other in Yamal-Nenets Autonomous District). At present, there are 11 coiled tubing crews rendering services under the Packer Service brand, and we are planning to introduce several more sets of coiled tubing and fracking equipment in order to meet the oil and gas market demand for high tech services to the maximum degree. Today, Packer Service has the biggest experience among Russia’s coiled tubing companies in balls and seats milling operations in multistage frac jobs, as we were one of the first companies in the country that mastered this technology and currently has seven or eight crews simultaneously performing milling operations for different customers. An integrated provider of multistage well completions, Packer Service is today one of the few companies in Russia’s oilfield services market that can offer a turnkey service of this type, ensure high-quality services and guarantee performance results. A full package of services for multistage well completions provided by our company includes, but is not limited to the following: ●● Recommendations on well profile design, using special software which later enables unconstrained coiled tubing operations for flushing, milling and logging in horizontal wells ●● Provision and engineering support of downhole equipment when running-in multistage frac assemblies (liner hangers, casing packers of various design, frac sleeves (both expendable multi-set ones), dressing, stingers and setting tools) in the period of the liner assembling, running-in and landing, and further frac and coiled tubing operations ●● Perform multistage frac jobs using our own frac fleets ●● Operations on milling of balls and seats in multistage frac jobs with consequent well completion using coiled tubing units ●● Logging in horizontal wells after the multistage frac job to obtain reliable parameters of producing intervals ●● Operations on closing (opening) of reusable sliding seats to optimize well production rate ●● Determination of actual well production rates in the course of coiled tubing operations with application of autonomous downhole instruments during well completion

(один в ХМАО, второй в ЯНАО). Бригад ГНКТ, предоставляющих услуги под флагом ООО «Пакер Сервис», в настоящий момент одиннадцать, и мы планируем к запуску еще несколько комплексов ГНКТ и ГРП, чтобы максимально удовлетворить потребности нефтегазового рынка в высокотехнологичных услугах. ООО «Пакер Сервис» в настоящий момент обладает наибольшим опытом работ по фрезерованию шаров и посадочных седел МГРП в РФ среди колтюбинговых компаний, т.к. одним из первых в России освоило данную технологию и имеет одновременно в работе 7–8 бригад, проводящих фрезерование для разных Заказчиков. Предлагая комплексный подход к оказанию услуг при строительстве скважин с многостадийным заканчиванием, ООО «Пакер Сервис» на сегодняшний день является одной из немногих компаний на российском рынке сервисных услуг, которая может предложить данный сервис «под ключ», гарантируя нефтегазодобывающим компаниям квалифицированный и качественный сервис и гарантированный результат. Полный комплекс услуг при многостадийном заканчивании скважин, предоставляемых нашей компанией, включает, но не ограничивается следующим: ●● Рекомендации по прокладке профиля скважины на этапе проектирования, с использованием специального программного обеспечения, позволяющего в дальнейшем обеспечить беспрепятственные работы с гибкими насосно-компрессорными трубами при промывках, фрезеровании портов и проведении геофизических работ в горизонтальных скважинах. ●● Предоставление и инженерное сопровождение внутрискважинного оборудования при внедрении компоновок МГРП (подвески хвостовиков, заколонные пакеры различной конструкции, муфты МГРП (как одноразового, так и многоразового использования), оснастка, стингеры и посадочный инструмент) в период сборки, спуска, посадки хвостовика в скважине и дальнейших работ по ГРП и ГНКТ. ●● Проведение многостадийного ГРП собственным флотом ГРП. ●● Проведение работ по фрезерованию шаров и посадочных седел МГРП с последующим освоением скважин с помощью установок ГНКТ. ●● Проведение геофизических исследований на горизонтальных скважинах после МГРП с целью получения достоверных параметров работающих интервалов. ●● Проведение работ по закрытию (открытию) многоразовых сдвижных седел, с целью оптимизации дебита скважин. ●● Определение реальных дебитов скважин при проведении работ с ГНКТ с использованием в процессе освоения внутрискважинных автономных приборов.

Packer Service offers turnkey multistage hydraulic fracturing services of guaranteed quality and in the shortest time

ООО «Пакер Сервис» предлагает получить услуги МГРП «под ключ» с гарантиями качества и в кратчайшие сроки

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●● Paсker Servicе's coiled tubing unit ●● Установка ГНКТ ООО «Пакер Сервис»

63

PUMPS

ADVERTORIAL SECTION

Мультифазные винтовые насосные установки повышенной произодительности для перекачки нефтегазовых смесей Юрий Коротаев, Дмитрий Голдобин, Николай Мялицин, Анатолий Субботин (ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент»)

В

интовой насос был изобретен и запатентован французским инженером Рене Муано в 1930 году. Отсутствие клапанов, объемный характер насоса сделали винтовые насосы незаменимыми при перекачке высоковязких растворов, жидкостей с большим содержанием газовой фазы и абразивных частиц. В течение длительного периода времени винтовые насосы претерпевали различные изменения в конструкции привода, уплотнений, длине насосной секции, схем подвода и отвода жидкости. Неизменным оставалось одно – заходность винтовой насосной секции 1:2. В 1966 году во ВНИИБТ и его Пермском филиале коллектив авторов под руководством Самуила Никомарова впервые в мире предложил и запатентовал винтовой забойный двигатель, в котором в качестве рабочих органов был использован многозаходный винтовой героторный механизм, выполняющий функцию планетарного редуктора. Далее это изобретение было распространено на винтовые секции для насосов. Многозаходные винтовые насосные секции создавались как альтернатива импортным однозаходным, и это не случайно, ведь при одинаковых габаритах с однозаходными многозаходные насосные секции обладают большим объемом, уменьшенным эксцентриситетом, пониженным межкамерным давлением. В последние годы значительно выросла потребность в наземных мультифазных насосных установках (МФНУ) для перекачки водно-газо-нефтяных смесей, в которых используются многозаходные винтовые секции. Мультифазные насосные установки позволяют:

Американским нефтяным институтом API на соответствие стандартам ISO 9001:2008: ISO/TS 29001, API спецификации Q1. В 2012 году ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» приступило к разработке и производству мультифазных винтовых насосных установок повышенной производительности. При проектировании высокопроизводительных насосных установок учитывались требования заказчиков по решению конкретных задач, большое внимание уделялось повышению надежности оборудования, а также снижению затрат на его ремонт и сервис в процессе эксплуатации. Сравнение технических характеристик, разработанных насосных установок с характеристиками винтовых насосов, производимых другими компаниями, приведено в таблице. На рис. 1 показан общий вид мультифазной насосной установки для перекачки нефтегазовых смесей. Мультифазная насосная установка включает винтовую насосную секцию (1), состоящую из ротора (2) и статора (3), торсионный или шарнирный вал (4), соединяющий ротор с валом (9) шпинделя (8), корпус-отвод (5) с всасывающим фланцем (6), нагнетательный фланец (7), шпиндель с валом, электродвигатель (10), редуктор (11) и карданный вал (12), который соединяет выходной вал (15) редуктора с валом шпинделя. Все узлы (составляющие) винтового героторного насоса смонтированы на сборной раме, состоящей из двух модулей 13 и 14, которые при транспортировке расстыковываются. На первом модуле рамы смонтированы нагнетательный фланец, винтовая насосная секция, корпус-отвод и шпиндель. На втором устанавливается электродвигатель с редукто-

Производитель, страна

Марка насоса

Производительность, м3/час

Давление, атм

Потребляемая мощность, кВт

NETZSСH, Германия

NM 125 NM 148

10-120 20-250

1-48 1-36

12-180 15-150

«Перминжиниринг Групп», Россия

ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», Россия

64

●● перекачивать без пульсаций и эмульгирования газожидкостные смеси с содержанием газа до 80%; ●● производить перекачку всей скважинной продукции (нефть, вода, попутный газ) напрямую на УППН, минуя ДНС; ●● снизить капитальные и текущие затраты на оборудование для промежуточной перекачки нефти; ●● погасить факелы сжигания попутного нефтяного газа и использовать его в технологических целях на УППН; ●● снизить давление на устьях скважин, увеличить нефтеотбор и снизить напряженность работы погружных насосов; ●● перекачивать вязкие нефти без предварительного подогрева; ●● перекачивать нефти с высоким содержанием мехпримесей; ●● с высокой эффективностью производить закачку водных и водно-газовых смесей в систему поддержания пластового давления в системах адресной закачки в нагнетательные скважины. Анализ напорных характеристик винтовых насосов ведущих зарубежных производителей, а также требования потребителей МФНУ в России и странах СНГ в насосных установках повышенной производительности показывают, что уже сегодня на рынке востребованы установки производительностью до 320 м3 /час, выдерживающие давление до10 МПа. ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» является ведущей организацией в России по разработке, производству и сервису винтовых забойных двигателей и винтовых насосов с многозаходными рабочими органами. Система менеджмента качества сертифицирована

ВН1.75/32

75

32

110

У1НВ1-240.

4.03.1500

60

40

110

У1НВ1-268.

3.025.2700

130

25

140

У1НВ1-294.

3.04.3000

180

40

307

Oil&GasEURASIA

НАСОСЫ ром. Установленные на первом модуле узлы винтового героторного насоса имеют общую ось и последовательно соединены между собой с помощью крепежных устройств. Таким образом, винтовая мультифазная насосная установка состоит из двух самостоятельных составляющих устройств, которые изготавливаются, собираются и транспортируются к месту монтажа отдельно. Одним из конструктивных преимуществ новой разработки является то, что выходной вал редуктора соединен с валом шпинделя карданным валом, что позволяет компенсировать несоосность при невысокой требуемой точности установки двух модулей, содержащих, в частности, шпиндель и редуктор. Это значительно упрощает технологию изготовления и сборки насоса и снижается стоимость его изготовления, обслуживания и транспортировки. Кроме того, оси электродвигателя и винтовой насосной секции расположены параллельно друг другу. При таком расположении осей узлов значительно сокращается длина винтового героторного насоса и сохраняется единство компоновки. При работе мультифазной насосной установки вращение от вала электродвигателя через редуктор, карданный вал, вал шпинделя, торсионный вал передается на ротор насосной секции. Перекачиваемая среда поступает в насос через всасывающий фланец, расположенный на корпусе-отводе. Ротор, обкатываясь по зубьям статора насосной секции, совершает в нем сложное вращательное движение. При этом винтовые поверхности ротора и статора образуют изолированные камеры, в которых перекачиваемая среда перемещается в осевом направлении от входа насосной секции к выходу. На выходном конце насосной секции установлен нагнетательный фланец, который, как и всасывающий фланец, предназначен для подсоединения трубопроводной рабочей магистрали (не показано). В 2013 году в ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» была изготовлена опытная партия мультифазных установок У1НВ1-240.4.04.1500 и У1НВ1-240.3.02.1700 номинальной производительностью 1 600 и 2 400 м3 в сутки при перепаде давления соответственно 4 и 2 МПа. Установки испытали на стенде, заявленные параметры были подтверждены. В настоящее время производится монтаж установок на месторождении заказчика. В 2014 году в ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» запланировано освоение мультифазных насосных установок У1НВ1-268.3.025.2700 номинальной производительностью 3 120 м3 в сутки при перепаде давления 2,5 МПа и промысловые испытания насосной установки У1НВ1-294.3.04.3000. производительностью 4 320 м3 в сутки при перепаде давления 4 МПа Показатели энергетических характеристик зависят от выбора геометрических параметров винтовой насосной секции, включающей стаНефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●● Рис. 1 Общий вид мультифазной

насосной установки тор и ротор. Для увеличения рабочего объема и производительности винтовых насосных секций в новых мультифазных установках увеличены диаметральные размеры статора и ротора, а требуемое давление на выходе из насоса достигалось за счет увеличения длины зубчатых поверхностей статора и ротора (до 7 000 мм). За счет увеличения рабочего объема была снижена частота вращения ротора, что позволило уменьшить негативное влияние от действия центробежных сил, возникающих при планетарном движении ротора, и повысить долговечность насосной секции. Мультифазные насосы предназначены для перекачивания рабочей среды, содержащей разные агрегатные состояния вещества в различных пропорциях, но имеют ограничения по предельному состоянию газовой фазы в рабочей среде. Длительное воздействие среды с низкой долей жидкой фазы или при полном отсутствии жидкой фазы («сухой ход») является недопустимым, поскольку ведет к разрушению насоса. При режиме с низкой долей жидкой фазы или «сухом ходе» смазка, образованная жидкой фазой перекачиваемой рабочей среды, испаряясь, коксуется в зазорах либо выносится из зоны трения полностью, что ведет к разогреву рабочих органов и уплотнений насоса выше допустимых значений, падению давления и производительности насоса. Поэтому, если мультифазная установка перекачивает газо-водо-нефтяные смеси с содер-

●● Рис. 2 Схема устройства для защиты

мультифазного насоса

жанием газовой фазы более 80% и кратковременно работает при полном отсутствии жидкой фазы, необходимо использовать устройства защиты от газа. Для этого в ООО «ВНИИБТБуровой инструмент» разработан и внедрен в производство модуль защиты, схема которого показана на рис. 2. Устройство защиты мультифазного насоса (1) имеет резервуар (2) для отделения жидкой фазы (3) из потока газосодержащей рабочей среды и коллектор с полостью увеличенного сечения (10). Нижний участок резервуара соединен линией (5) с нагнетательной полостью (14) мультифазного насоса (12), а также соединен посредством перепускной линии (8) с всасывающей полостью (13) мультифазного насоса, образуя замкнутый контур для циркуляции жидкой фазы. Кроме того, резервуар снабжен выходной линией (6), в которую встроен датчик жидкой фазы (7). Устройство защиты мультифазного насоса содержит запорный механизм, встроенный в перепускную линию и связанный с датчиком жидкой фазы блок управления запорным механизмом (11), обеспечивающий во время продолжения сигнала датчика жидкой фазы периодическое срабатывание запорного механизма и подачу порций жидкой фазы во всасывающую полость мультифазного насоса для смазки, отвода избыточного тепла и замыкания зазоров в рабочих органах (15) и уплотнениях валов (16). Наличие в устройстве защиты мультифазного насоса резервуара для жидкой фазы рабочей среды, датчика жидкой фазы, запорного механизма, а также блока управления запорным механизмом обеспечивает разделение рабочей среды на жидкую и газовую фазы, накопление определенного резервного объема жидкой фазы и позволяет осуществлять дополнительную подачу жидкой фазы во всасывающую полость мультифазного насоса для смазки и отвода избыточного тепла только в периоды с низкой долей жидкой фазы или при «сухом ходе» в виде порций, равных, по меньшей мере, одному рабочему объему мультифазного насоса, через интервалы времени, не превышающие гарантированное время действия смазки. Как показала практика, использование устройств защиты мультифазного винтового насоса позволяет значительно повысить его долговечность за счет уменьшения случаев преждевременного (аварийного) разрушения резиновой зубчатой обкладки статора. В настоящее время ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», обладая высоким научно-техническим потенциалом и многолетним опытом создания винтовых насосов, является лидирующим в России предприятием, способным изготовить и поставить заказчику мультифазные насосные установки повышенной производительности для решения самых сложных задач.

65

LOGISTICS

ADVERTORIAL SECTION

Gazpromneft-Snabzhenie Pursues Leadership in Russia's Integrated Logistics Market «Газпромнефть-Снабжение» выходит в лидеры комплексной логистики на российском рынке

G

О

OGE: What else helped you achieve this high performance within such a short period of time?

Smetskoy: On the one hand, it's consistent building of the organization structure, and on the other – our personnel development program aimed at the development of leadership expertise.

We also worked on the process component, namely on regulations, standards, and methodical guidelines in the area of production and purchase processes, economic and bidding procedures. In 2012, we introduced three standards for the quality management system: ISO 9001:2008 Quality Management System; ISO 14001:2004 Ecological Management System; OHSAS 18001:2007 Professional Health and Safety Management System; and Gazprom SED as well. For me, the quality management system is not just a certain certificate, but confirmation that we can work efficiently.

НГЕ: Что еще помогло достичь высоких результатов за столь короткий срок? Смецкой: С одной стороны, последовательное выстраивание организационной структуры, а с другой, наша программа развития персонала, которая направлена на развитие лидерских компетенций. Мы также работали и над процессной составляющей, то есть над регламентами, стандартами, методическими указаниями в области производственных и закупочных процессов, экономических, тендерных процедур. В 2012 году мы внедрили три стандарта системы менеджмента качества: ISO 9001:2008 – базовый, ISO 14001:2004 – экологический и OHSAS 18001:2007 – в области промышленной безопасности и охраны труда, а в 2013 году – стандарт управления качеством СТО Газпром 9001:2012. Для меня система менеджмента качества – это не просто некий сертификат, а подтверждение того, что мы умеем эффективно работать.

OGE: What is the ratio of the services rendered to Gazprom Neft divisions and to third-party organizations?

Smetskoy: At the start of our activities, a little over 3 percent of services were rendered to the third-party customers (not belonging to Gazprom Neft); last year this indicator reached almost 25 percent, and by 2020, we plan to bring it up to 30 percent. To become an actual market structure, we need to have our own strategic facilities: warehouse, transport and infrastructural. The infrastructure and technology is the first component of suc-

НГЕ: Каково соотношение услуг, оказываемых дочерним обществам «Газпром нефти» и сторонним организациям? Смецкой: Когда мы начинали работать, заказчикам, не входящим в «Газпром нефть», оказывалось немногим более 3% услуг, в прошлом году этот показатель достиг почти 25%, к 2020 году мы планируем увеличить его до 30%. Чтобы стать по-настоящему рыночной структурой, нам нужны свои стратегические мощности: складские, транспортные и инфраструктурные. Инфраструктура и технология – первая составляющая успеха, второе – это

azpromneft-Snabzhenie, a Gazprom Neft subsidiary, which was established in 2011, has managed to achieve significant results in the area of transportation and warehouse logistics within a short time. OGE is talking to Gazpromneft-Snabzhenie general manager Sergei Smetskoy about successes and challenges awaiting the company, its priorities and prospects. ­­ Oil & Gas Eurasia: What accomplishments of the company are most significant for you?

Sergei Smetskoy: First of all, our activity has been focused on the development of our core business, which includes services on warehouse and transport logistics rendered to the affiliates and subsidiaries of Gazprom Neft. We also significantly expanded our regional coverage from four regions to eight. We achieved substantial growth of the portion of revenues coming from our work for the customers not belonging to the Gazprom Neft Group – last year it exceeded 20 percent. We realized several technological development projects. One of them is a STEP project (warehouse and transport efficiency of the processes) implemented in three divisions of the company. And finally, over three years, the personnel of our company turned into a real team. It’s no secret that it's rather difficult to manage a company having a network of branch offices, especially if this is a b2b company. By means of forming-up relations with customers and contractors, inter-division relations, and also relations between the divisions and the main office, we managed to achieve the required level of quality and cost reduction.

66

снованная в 2011 году дочерняя компания «Газпром нефти», «Газпромнефть-Снабжение», за короткий срок смогла добиться впечатляющих результатов в области транспортной и складской логистики. Об успехах и сложностях развития компании, приоритетах и планах на будущее НГЕ беседует с генеральным директором «ГазпромнефтьСнабжения» Сергеем Смецким. ­­ Нефть и газ Евразия: Сергей Геннадьевич, какие достижения компании для вас являются наиболее значимыми? Сергей Смецкой: Прежде всего, мы работали над развитием своего основного бизнеса, который заключается в оказании услуг складской и транспортной логистики для дочерних и зависимых обществ «Газпром нефти». Кроме того, мы значительно расширили свое региональное присутствие – с четырех регионов до восьми. Добились существенного роста доли выручки от работы с заказчиками, не входящими в группу компаний «Газпром нефть» – в прошлом году она составила более 20%. Реализовали несколько проектов технологического развития. Один из них – проект СТЭП (складская и транспортная эффективность процессов), внедренный в трех филиалах компании. И, наконец, за три года коллектив нашей компании стал настоящей командой. Не секрет, что предприятием с разветвленной сетью филиалов достаточно сложно управлять, особенно если это предприятие b2b. Благодаря выстраиванию отношений с заказчиками и подрядчиками, отношений между филиалами, между филиалами и головным офисом мы достигли требуемого уровня качества и снижения затрат.

Oil&GasEURASIA

ЛОГИСТИКА cess, the second one is long-term contracts with the partners, and the third one is the development of the client base.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

долгосрочные контракты с партнерами, и третье – это развитие базы клиентов.

НГЕ: Что компания может предложить OGE: What could the company offer to the рынку? market? Смецкой: Уже сегодня – полный комплекс Smetskoy: Today – a complete package логистических услуг. Во-первых, это классичеof logistics services. First, it is a traditional ская складская транспортная логистика. Затем, warehouse transport logistics and then comes проектная логистика. Иногда мы работаем над the project logistics. Sometimes we work крупными проектами, когда нет ни дорог, ни on large projects, with no roads, no logistics логистической инфраструктуры, ни даже пониinfrastructure, and even no understanding how мания, как доставить материалы требуемого to deliver materials of the required quality in качества в нужный срок. Бывает, для новых проdue time. Sometimes we execute new projects ектов мы работаем в условиях большой неопреunder high uncertainty: no definite plans for the деленности: отсутствуют четкие планы постуmaterials delivery and no mature contractors пления материалов, нет сложившегося рынка market. As an example, for the projects of Novy подрядчиков. Например, по проектам Новый Port and Messoyakha we actually built the Порт и Мессояха мы фактически создавали contractors market from scratch, and today our рынок подрядчиков с нуля, и сегодня наши тариservice rates are lower compared to the rates in фы на услуги ниже, чем были три года назад в the same regions three years ago. тех же регионах.

Now we are capable to render services on the Сейчас мы способны оказывать услуги по ●● Gazpromneft-Snabzhenie general manager freight customs clearance, including services for таможенному оформлению грузов, в том числе, Sergei Smetskoy zero customs duty rate. We mastered internationпод нулевую ставку таможенных пошлин. ●● Генеральный директор «Газпромнефтьal delivery. A number of complex projects on mulОсвоили международную доставку. Реализовано Снабжения» Сергей Смецкой timodal transportation from abroad were realized. несколько сложных проектов по мультимодальWe also offer services on procurement activiным доставкам из-за рубежа. ties. Possessing our own service centers in various Также мы предлагаем свои услуги по закупочregions and having rather high turnovers, we are ready to offer significant- ной деятельности. Обладая собственными сервисными центрами в разных ly more beneficial terms of cooperation compared to our competitors. This регионах и работая с достаточно большими оборотами, готовы предложить is a serious advantage. гораздо более выгодные условия сотрудничества по сравнению с конкуренApart from everything else, we render services on integrated logistics тами. Это серьезное преимущество. support, essentially providing outsourcing of the warehouse and transПомимо прочего, мы оказываем услуги по комплексной логистике, по port logistics. We are ready to build a turnkey logistical infrastructure for the сути, обеспечивая аутсорсинг складской и транспортной логистики. Готовы customer, provide its support, and implement information systems for the под ключ создавать логистическую инфраструктуру для заказчика, обеспеwarehouse management: in spite of the relatively young age of our compa- чивать ее поддержку, внедрять информационные системы по управлению ny, we already have the appropriate experience. складом – несмотря на сравнительную «молодость» компании, у нас уже есть соответствующий опыт.

OGE: Тhe topic of offshore development is particularly interesting today and we know that your company is currently setting up an integrated НГЕ: Тема шельфа сейчас особенно актуальна, и мы знаем, что компаcoastal base in Murmansk for offshore projects. Could you, please, provide ния работает над созданием единой береговой базы для шельфовых проекan update on the ongoing work? тов в Мурманске. Расскажите, как идет работа в этом направлении.

Smetskoy: Currently, an investment decision is being made for the Смецкой: В данный момент принимается инвестиционное решение по base establishment. We already have a concept, and have signed contracts созданию базы. У нас уже есть концепция, заключены контракты с междуwith international companies having experience of work offshore. We are народными компаниями, имеющими опыт работы на шельфе. Мы уже окаalready rendering services to them in this area. Therefore, when we have an зываем им услуги в этом направлении. Соответственно, когда у нас будет integrated base, our interaction will be expanding. комплексная база, взаимодействие будет только расширяться.

OGE: How do you envision the company’s priorities and prospects?

Smetskoy: We intend to keep extending our geographic footprint, first of all, through the Eastern Siberia and High Arctic Region. We need not only to actively implement new technologies, but also learn to efficiently circulate our best practices. Procurement activity is the next area of our endeavors. It is necessary to increase several-fold the volume of purchases in rubles and tons and, ultimately, we must come to a new level of qua lity in respect of the competence of the personnel involved in the procurement activity. This will include training and communication with the corporate center and customers; operational standardization; internal audits of the procurement activity; quality control of materials and equipment; freight forwarding and a number of other tasks.

In addition, currently we are realizing an integrated project aimed at efficiency improvement on the basis of Lean 6 Sigma – “lean production”, which is becoming an inherent tool in our activity, and in the future it will become part of our management philosophy. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НГЕ: Какими вы видите приоритеты компании и планы на будущее? Смецкой: Мы намерены и дальше расширять географию присутствия – за счет, прежде всего, Восточной Сибири и Заполярья. Мы должны не только активно внедрять новые технологии, но и научиться эффективно тиражировать свои наработки. Следующее направление развития – это закупочная деятельность. Необходимо кратно увеличить объем закупок в рублях и в тоннах и, самое главное, нужно выйти на новый качественный уровень по компетенциям персонала, занятого закупочной деятельностью. Это и обучение, и коммуникации с корпоративным центром и с заказчиками; стандартизация деятельности; внутренние аудиты закупочной деятельности; контроль качества материалов и оборудования; экспедирование грузов и ряд других задач. Кроме того, сейчас мы ведем комплексный проект повышения эффективности на основе Lean 6 Sigma – «Бережливое производство», которое уже сейчас становится неотъемлемым инструментом нашей деятельности, а в перспективе будет частью философии управления.

67

OILFIELD CHEMICALS

ADVERTORIAL SECTION

Технологии ремонтно-изоляционных работ в высокотемпературных скважинах от «Зиракс» Сергей Демахин, Андрей Меркулов (ООО «Зиракс») Владимир Тушев, Валерий Етеревсков (ООО «Зиракс-нефтесервис»)

«З

иракс» – международная компания, которая разрабатывает, производит и поставляет своим клиентам по всему миру высококачественные солевые системы для глушения, цементирования и заканчивания углеводородных скважин, а также комплексные кислотные составы, позволяющие нефтегазодобывающим компаниям снижать свои капитальные и операционные расходы по текущему и капитальному ремонту скважин, и заодно существенно увеличивать отдачу углеводородных пластов с действующих нефтяных и газовых скважин. Солевые системы «Зиракс» включают в себя как стандартные решения для скважин с небольшой обводненностью, так и модернизированные системы для щадящего глушения скважин с помощью блок-пачек, которые позволяют успешно проводить текущий и капитальный ремонт скважин без осложнений, обеспечить сохранение коллекторских свойств ПЗП на длительный срок. «Зиракс» обеспечивает комплексную логистическую поддержку при поставке про-

дукции своим клиентам. Дочерняя компания «Зиракс-Нефтесервис» позволяет выполнять работы «под ключ». Одним из важных направлений деятельности компании является ограничение водопритока и борьба с высокой обводненностью скважин. Проблема обводнения нефтяных скважин является одной из важнейших задач нефтяной отрасли промышленности. Уровень средней обводненности скважин в России в настоящий период превышает 85%, на ряде месторождений Западной Сибири этот показатель уже выше 90%, а многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98-99%. Высокий уровень обводнения приводит к снижению рентабельности добычи нефти, увеличивает затраты на утилизацию попутно добываемой воды, а самое главное – снижает дебит скважин по нефти и уменьшает конечную нефтеотдачу пластов. Прорыв воды в добывающие скважины и их полное обводнение наступают задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины. Нефтеотдача многих месторождений не превышает 30-40%, и до

●● Техника компании «Зиракс-нефтесервис» за работой

68

50-70% промышленных запасов нефти остаются в пласте. Многие скважины приходится ликвидировать из-за преждевременного прогрессирующего обводнения. При этом успешность работ по ограничению водопритока зачастую не превышает 50-60%. Причиной этого является как сложность решаемых задач, так и недостаточная эффективность ряда применяемых технологий РИР, которые не могут обеспечить надежную водоизоляцию в широком спектре геолого-технических условий. Поэтому разработка и внедрение новых, более эффективных технологий ремонтно-изоляционных работ, является весьма актуальной задачей. Компания «Зиракс-нефтесервис» специализируется на разработке и применении эффективных технологий для нефтегазовых компаний, с целью щадящего глушения скважин, интенсификации дебита скважин, повышения нефтеотдачи пласта и ремонтно-изоляционных работ. Сегодня компания внедряет новую разработку – состав «Зиракс-смола», на основе карбамидоформальдегидной смолы с комплексом модифицирующих добавок. Низкая вязкость состава позволяет ему легко фильтроваться даже в низкопроницаемые породы и мелкие трещины, где в течение времени реагирования (четыре-шесть часов) он превращается в твердую тампонирующую массу (фото слева и в центре, стр. 69), способную выдерживать значительные перепады давления. Состав предназначен для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с целью: ●● отключения отдельных обводнившихся пропластков; ●● ликвидации заколонных перетоков; ●● устранения негерметичности эксплуатационной колонны; ●● ограничения поступления подошвенной воды; ●● селективной обработки с целью изоляции наиболее проницаемых интервалов, по которым вода поступает в скважину.

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●● Образец отвердившегося реагента из

●● Отвержденная тампонажная масса состава «Зиракс-смола»

●● Рис. 1 Негерметичность

эксплуатационной колонны с заколонными перетоками, вид сверху и снизу на скважине № 262 Озек-Суат

скважины с глубины 2 600 м

ных растворителей и наполнителей, позволивших сделать процесс отверждения контролируемым в интервале температур до 160 °С. При этом были не только сохранены, но и увеличены прочность образующейся тампонажной массы и адгезия материала к поверхности породы и оборудования, а также снижена усадка образующейся тампонажной массы. Именно данные возможности состава позволили использовать его для ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и заколонной циркуляции на высокотемпературных (130-150 °С) скважинах Ставропольского края (ООО «РН-Ставропольнефтегаз»). Отличительная особенность месторождений ООО «РН-Ставропольнефтегаз» – высокие пластовые температуры (до 160 °C), большие глубины (до 3 500 м) и старые колонны, зачастую с отсутствием цементного камня

получить образец отвердившегося в скважине реагента (фото справа, стр. 69), представляющего собой плотную твердую резиноподобную массу. Состав также может применяться для селективной изоляции водопритока, обусловленного поступлением закачиваемой и краевой воды по продуктивному пласту. Селективность состава основана на разнице в скоростях образования и прочности тампонирующей массы в водо- и нефтенасыщенных интервалах. Перспективно применение состава для ограничения поступления подошвенных вод при наличии конусообразования, путем установки водонепроницаемого экрана вблизи ствола скважины. Поскольку такой вид работ требует закачки значительных объемов реагентов, применение дорогостоящих составов, например, на основе полимеров, не всегда оправдано. С другой сто-

№ п/п

№ скважины

●● Табл. 1. Результаты работы скважин ООО «РН-Ставропольнефтегаз» после РИР

Месторождение

1

262

Озек-Суатcкое

2 525,6-2 523,0

2

40

Озек-Суатcкое

3

98

Русский Хутор

Места и Температура на интервалы глубине нахождения нарушений э/к, м нарушений э/к

Режим после РИР

Qж, м3/сут

% обв

Qн, т/сут

Qж, м³/сут

% обв

Qн, т/сут

132 ºС

19

100

0

15

67,4

4,9

3 190-3 190,5

142 ºС

30

99,9

0,02

63

48,8

32,2

2 746

125 ºС

125

100

0

50

57,2

21,4

Одной из важных особенностей состава является способность расширения температурного интервала его применения (до 140-160 °С). Ранее, применение составов на основе карбамидных смол сталкивалось со сложностями при обработке высокотемпературных скважин (более 80 °С), вследствие быстрого и неконтролируемого отверждения при высоких температурах. Даже лабораторное моделирование таких составов связано с определенными сложностями по причине вскипания воды, входящей в состав смолы. Тем не менее, эту задачу удалось решить путем введения специальНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Режим до РИР

и множеством нарушений, а также наличие заколонных перетоков (рис. 1). Поэтому на данных скважинах требуется применение специальных технологий и составов, подходящих для данных условий. Состав «Зиракс-смола» успешно применялся на ряде скважин ООО «РН-Ставропольнефтегаз» для изоляции негерметичности эксплуатационной колонны с докреплением цементным раствором (табл. 1). В процессе работ на одной из скважин, при разбуривании моста, оставленного напротив нарушения в стволе скважины, удалось

роны, цементные составы, как более дешевые, также не могут использоваться для этого из-за необходимости продолжительной закачки реагентов на достаточное расстояние вглубь пласта. Состав «Зиракссмола» выгодно выделяется в этом плане, обладая высокими фильтрующими способностями при относительно невысокой стоимости. Внедрение состава «Зиракс-смола» расширяет спектр деятельности компании «Зиракс», создает возможности для успешных ремонтно-изоляционных работ в различных геологических условиях.

69

МОДЕЛИРОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Нефтегазовый рынок переживает бум информационного моделирования

В

современном высокотехнологичном мире конкуренция крупнейших компаний в нефтегазовой отрасли достигла своего апогея. Поэтому управление эффективностью объектов и сокращение расходов на этапах проектирования, строительства и эксплуатации стали важнейшими задачами предприятий, нацеленных на максимальный бизнес-успех. Лидер в области программных решений для поддержки инфраструктуры в течение всего жизненного цикла – компания Bentley Systems – создает продукты, которые позволяют решать эти задачи оптимальным образом. В условиях глобальной конкуренции нефтегазовых компаний каждая из них заинтересована в значительном сокращении расходов и увеличении производительности. На сегодняшний день бюджеты капитальных проектов достигают $40-50 млрд, а значит, рациональный подход к экономии времени и ресурсов на этапе проектирования и строительства объектов может принести нефтегазовым компаниям многомиллионную прибыль. Эта тенденция актуальна во всем мире, и российский рынок не исключение. Конкуренция рождает стремление к наивысшей эффективности при создании новых объектов, особенно ярко это требование времени видно на примере сферы морских сооружений для нефтедобычи. Поиск месторождений в море ведется на все больших и больших глубинах, что неизбежно ведет к ощутимому росту расходов. К тому же нефтегазовые компании постоянно нуждаются в огромных резервуарах. Так на первый план выходят эффективность при проектировании и производительность на этапе строительства на верфях, поскольку после введения платформы в эксплуатацию становится труднее найти способы максимизации прибыли. Компании, которым удается успешно решить задачу обеспечения эффективности, получают ощутимое конкурентное преимущество на ближайшие 5-10 лет.

Новые инструменты для управления эффективностью «Революционные перемены произошли в использовании информации на этапе проектирования нефтегазовых объектов, – поделился наблюдениями Джон Риддл, cтарший вице-президент Bentley Systems по промышленным объектам и гражданскому строительству.

– Компании осознали роль информационного моделирования в деле повышения эффективности при управлении нефтегазовыми объектами и обеспечения их безопасности. Эти вопро-

70

сы приобретают ключевое значение при планировании и реализации крупномасштабных проектов. Ведь чем крупнее проект, тем больше в нем задействовано оборудования и человеческих ресурсов, которые необходимо защитить от рисков». Компания Bentley выделяется на фоне других поставщиков программных решений для нефтегазовой отрасли и помогает организациям оптимизировать эксплуатацию объектов, решая задачи повышения эффективности и безопасности одновременно. В состав решений Bentley входят инструменты отслеживания состояния оборудования. С их помощью можно точно определить объемы ресурсов и снизить риски аварий. «Функционал приложений Bentley включает в себя инструменты для технического обслуживания подвижного оборудования, части которого находятся под воздействием трения, – рассказал Риддл. – В то же время для НПЗ и морских платформ огромную роль играет трубопровод, который нуждается в регулярном обслуживании на основе анализа на коррозионный износ, что означает проведение проверок состояния.

Bentley – ведущий поставщик решений для таких проверок. Мы сотрудничаем с рядом нефтегазовых компаний, которые на своем опыте убедились, что проверки на состояние, в особенности испытания на коррозионную стойкость, обеспечивают безопасность платформ и перерабатывающих заводов, а также позволяют добиться снижения расходов за счет продления срока службы объектов». Таким образом, в настоящее время инспектирование нефтегазовых объектов с учетом рисков и защита от коррозии становятся весомыми конкурентными преимуществами решений Bentley Systems.

Гибкое информационное моделирование – ключ к успеху Конкурентная гонка технологий требует от компаний смотреть на пару шагов вперед, выбирая уникальные решения для бизнеса, которые позволят оставаться в числе лидеров рынка. Инструменты Bentley Systems для информационного моделирования обладают ценным преимуществом. «Особенность нашего подхода состоит в том, что мы не предлагаем единственную модель для всех объектов. В каждом проекте задействуются разные субподрядчики и участники, которые генерируют информацию, что делает невозможным использование шаблонной базы данных», – пояснил Риддл.

●● Джон Риддл, старший вице-президент

Bentley Systems по промышленным объектам и гражданскому строительству Bentley использует не имеющую аналогов в мире технологию iRING и стандарт ISO 15926. Так, приложение OpenPlant было создано специально для работы по стандарту ISO 15926, благодаря чему пользователи могут собирать информацию из специфических систем, работать с ней и внедрять ее в модель для получения целостной картины. В дальнейшем эта же информация может быть использована на этапе сдачи объекта, его эксплуатации и технического обслуживания.

Bentley Systems давно работает над концепцией информационного моделирования BIM и не ограничивает сферу её применения конкретным типом инфраструктурных объектов. Информационная мобильность понимается шире, чем просто использование мобильных устройств для удаленного доступа ко всей нужной информации о проекте. Данные, созданные, например, в Bentley OpenPlant, могут свободно и корректно использоваться в других приложениях. Таким образом, вся проектная информация защищена от падения качества и потерь данных при конвертации. «Преимущества Bentley уже оценили передовые нефтегазовые компании. Так, на одном из своих проектов CNGS Engineering использует целый ряд наших решений для проектирования морских сооружений – SACS, AutoPIPE, OpenPlant, Structural Modeler и AECOsim – в рамках единой системы. Этот проект стал финалистом Международной премии Be Inspired и был представлен на конференции «Год в инфраструктуре» в 2013 году, – отметил Риддл. – Кстати, призываю всех, кому интересно узнать, как ведущие инженеры-проектировщики используют возможности BIM для создания выдающихся инфраструктурных проектов без финансовых и временных потерь, принять участие в нашей конференции в ноябре 2014 года!»

Oil&GasEURASIA

VALVES

ADVERTORIAL SECTION

BROEN – the Ball Valves of Your Choice! Если шаровые краны, то – BROEN!

D

Д

BROEN Ball Valves for Oil and Oil Products

Шаровые краны BROEN для нефти и нефтепродуктов

A particular feature of design of BROEN steel ball valves for oil and oil products is a sealing system that allows to compensate for all linear changes of materials the ball valves are made of, as well as changes in the volume of liquid that is locked between the body and the

Особенностью конструкции стальных шаровых кранов BROEN для нефти и нефтепродуктов является система уплотнений, позволяющая компенсировать все линейные изменения материалов, из которых сделан шаровой кран, и объемные изменения жидкости, замкнутой между

anish manufacturing company BROEN is a global leader in production and supply of shutoff and control valves for gas distribution systems, water supply, oil industry and other branches of industry.

BROEN products boast affordable prices and the flexibility of technological lines, being ready to manufacture products as per individual client requests. In June 2010, BROEN opened a steel ball valve manufacturing plant in Kolomna, guaranteeing that its products match the most modern European quality standards. The launch of manufacturing in Russia will enable the company to considerably slash valves delivery time and will provide an opportunity to clients to follow all stages of manufacturing of a specific product item, from offloading Europe-made components to testing and packaging finished products in Kolomna.

72

атская производственная компания BROEN является мировым лидером в области производства и поставок запорной и регулирующей арматуры для систем газораспределения, водоснабжения, нефтяной отрасли, а также иных отраслей промышленности.

BROEN выгодно отличают демократичные цены и гибкость технологических линий – готовность внедрять в производство продукцию по индивидуальному заказу клиентов. В июне 2010 года BROEN открыла завод по производству стальных шаровых кранов в Коломне, гарантируя соответствие своей продукции самым современным европейским стандартам качества. Запуск производства на территории России позволяет существенно сократить сроки поставки арматуры, а также дает возможность заказчикам отследить все этапы изготовления конкретной единицы продукции: от разгрузки европейских комплектующих до тестирования и упаковки готового изделия на складе в Коломне.

Oil&GasEURASIA

АРМАТУРА

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

valve. Apart from this, a standard ball valve make includes spark protection (antistatic version) and rules out leaks via mounting spool seal. Upon a client’s request we manufacture fireproof valves, install a pressure release system and an additional system of lubrication and a secondary seal for ball seats used for cleaning and restoring the seal’s tightness in case it is damaged.

High quality shutoff valves guarantee efficiency of technological process of transportation and storage of oil and oil products, including liquefied hydrocarbon gases.

BROEN Ball Valves for Jet Kerosene BROEN’s product range includes ball valves especially designed for jet kerosene. The main task for modern-day aviation is to ensure flight safety, which directly depends on the quality of jet fuel. The quality of jet kerosene can be achieved by means of its thorough filtration at each stage (reception – storage – distribution), but specific requirements are set forth primarily in regard to quality of shutoff valves and pipelines.

BROEN’s reliable partner in Russia, TAUBER engineering company, delivers BROEN shutoff valves and also performs a full-scale set of operations to upgrade and build industrial facilities in the oil and gas industry, offering the latest technical solutions to for successful implementation of important projects in Russia’s fuel sector.

Jointly with TAUBER we have equipped the following facilities: ●● Sheremetyevo airport – Gazpromneft Aero’s warehouse for storing fuel and lubricants ●● Gazprom Neft – Omsk oil refinery ●● Pulkovo airport – hydrant sprinkler system at a new terminal Under the TAUBER brand leading European pipeline equipment factories have been manufacturing since 2008 steel pipes with internal epoxy coating and external anti-corrosive coating, especially made for pumping Jet-1 and TS-1 brands of jet kerosene.

BROEN ball valves used on TAUBER-manufactured pipelines comply with the latest requirements for ball valves used with jet fuel and present a finished technical solution in designing facilities for airports’ fuel infrastructure systems.

●● A kerosene-fueling complex at the building site of the

Sheremetyevo airport’s new terminal ●● Керосиновый заправочный комплекс на территории строящегося терминала аэропорта Шереметьево Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

корпусом и краном. Кроме того, стандартное исполнение шарового крана включает защиту от образования искр (антистатическое исполнение) и исключает протечки через уплотнение штока. По требованию заказчика выполняется противопожарное исполнение арматуры, установка системы стравливания давления и дополнительной системы смазки и вторичного уплотнения прокладок седел шара для очистки и восстановления герметичности уплотнения в случае его повреждения. Качественная запорная арматура – залог эффективности технологических процессов транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов, включая сжиженные углеводородные газы.

Шаровые краны BROEN для авиационного керосина В производственной линейке BROEN имеются шаровые краны, специально предназначенные для работы с авиационным керосином. Основная задача современной авиационной отрасли – это обеспечение безопасности полетов, которая напрямую зависит от качества топлива для заправки воздушных судов. Гарантия качества авиационного керосина достигается посредством его тщательной фильтрации на каждой стадии приемки – хранения – распределения, но в первую очередь, при работе с авиационным керосином, особые требования предъявляются к качеству запорной арматуры и трубопроводов. Надежный партнер компании BROEN на территории Российской Федерации – инжиниринговая компании TAUBER – осуществляет поставку шаровых кранов BROEN, а также производит весь комплекс работ по модернизации и строительству промышленных объектов нефтегазовой отрасли, предлагая самые современные технические решения для успешной реализации ответственных проектов топливного сектора нашей страны. Совместно с компанией TAUBER были укомплектованы такие объекты как: ●● аэропорт Шереметьево – склад ГСМ «Газпромнефть-Аэро»; ●● «Газпромнефть» – Омский НПЗ; ●● аэропорт Пулково – гидрантная с/с у нового терминала аэропорта. С 2008 года под маркой TAUBER на ведущих европейских заводах трубопроводного оборудования налажено производство стальных труб с внутренним эпоксидным и наружным антикоррозийным покрытием, специализированных для перекачки авиакеросина марок Jet-1 и TC-1. Шаровые краны BROEN в сочетании с трубопроводами TAUBER отвечают самым современным требованиям, предъявляемым к запорной арматуре, работающей с авиатопливом, и являются готовым техническим решением при проектировании объектов топливной инфраструктуры аэропортов.

73

POWER GENERATION

ADVERTORIAL SECTION

«ОДК – Газовые турбины»: вопросы утилизации ПНГ решаем вместе с заказчиком

Т

ема утилизации, переработки, использования попутного нефтяного газа (ПНГ) не теряет своей актуальности для российских добывающих компаний. Правительство России, постоянно повышая требования по утилизации, тем самым вполне обоснованно стремится к улучшению экологической обстановки в регионах нефтедобычи. Добывающие компании крайне заинтересованы в том, чтобы ценный сырьевой ресурс не сжигался в факелах, а приносил прибыль, чтобы снижалась штрафная нагрузка на предприятия. Ведь штрафы за сжигание ПНГ достигают сотен миллионов рублей в год. Безусловно, в наиболее выгодном положении находятся компании, которые ведут свою деятельность на кустах месторождений с большими объемами добычи, там, где возможно централизованное строительство стационарных перерабатывающих заводов. В этом случае создание развитой трубопроводной инфраструктуры для доставки ПНГ к таким заводам вполне оправдано экономически. Утилизация на таких комплексах стремится к 100%. Между тем, так происходит далеко не везде. И в ситуации, когда заказчик вынужден искать другие решения, компания «ОДК – Газовые турбины» способна предложить свои разработки.

74

Энергетика для месторождений ОАО «ОДК – Газовые турбины» (до 1 апреля 2014 года – ОАО «Сатурн – Газовые турбины») – интегратор и комплексный поставщик высоко-эффективного наземного энергетического оборудования для нужд ОАО «Газпром», энергогенерирующих компаний, предприятий ЖКХ, нефтегазовых компаний, энергоемких промышленных предприятий. «ОДК – Газовые турбины» является головной компанией ОАО «Объединенная Двигателестроительная Корпорация» по производству энергетических и газоперекачивающих агрегатов и комплексному строительству объектов энергогенерации. Предприятие успешно развивает кооперацию с двигателестроительными компаниями, входящими в холдинг, применяя в своей продуктовой линейке широкий спектр силовых установок, которые разработаны и производятся на предприятиях ОДК. Компания производит газопоршневые энергетические агрегаты мощностью от 1 до 4 МВт, газоперекачивающие и энергетические газотурбинные агрегаты от 2,5 до 25 МВт. Разработка и реализация энергетических станций широкого мощностного ряда, использующих в качества топлива попутный нефтяной газ, является одним из основных

направлений стратегии «ОДК – Газовые турбины». Среди заказчиков компании – ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Роснефть», ОАО «Томскнефть», ОАО «Русснефть», ОАО «Славнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ» и другие лидеры отрасли. В декабре 2013 года компания «ОДК – Газовые турбины» сдала в эксплуатацию ГТЭС-24 на Двуреченском нефтяном месторождении ОАО «Томскнефть». В составе электростанции, работающей на попутном нефтяном газе, четыре агрегата ГТА-6РМ. На сегодняшний день в стадии пусконаладки находятся: шесть агрегатов ГТА-6РМ на Тайлаковском нефтяном месторождении «Славнефти», в стадии монтажа три агрегата ГТА-6РМ на Казанском нефтяном месторождении «Томскгазпрома». Таким образом, общее количество агрегатов на нефтяных месторождениях составляет 41 агрегат. Помимо хорошо зарекомендовавших себя агрегатов мощностью 2,5, 6 и 8 МВт, на предприятии освоен выпуск установок мощностью 16МВт. Так, в 2014 году начнется отгрузка шести ГТА мощностью 16 МВт для Новопортовского нефтяного месторождения ОАО «Газпромнефть». Таким образом, заказчик получает более мощное оборудование, которое соответствует его планам по обеспечению объектов месторождений электроэнергией и теплом. Количество поставленных, находящихся в стадии отгрузки и производства агрегатов для нефтяных компаний составляет 51 шт. Безусловным успехом можно считать договор на поставку агрегатов для ГТЭС 40 МВт на месторождении им. М.В. Виноградова ОАО «РИТЭК» (входит в группу компаний ОАО «ЛУКОЙЛ»), согласно которому ОАО «ОДК – Газовые турбины» поставит не менее семи агрегатов ГТА-6РМ в блочно-контейнерном изготовлении. Достижения «ОДК – Газовые турбины» во многом обусловлены оптимальным соотношением качества, надежности и стоимости производимого оборудования. Предприятие соответствует главному на сегодняшний день принципу выбора конфигурации оборудования – комплексная поставка системы газоподготовки , дожимной компрессорной установки и серийноOil&GasEURASIA

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Агрегаты «ОДК – Газовые турбины» работают на месторождениях следующих компаний: Компания (месторождение)

Агрегаты

Количество

Наработка

ОАО «ЛУКОЙЛ» (Южно-Шапкинское)

ГТА-6РМ

5

199 064 часов

ОАО «Сургутнефтегаз» (Тромьеганское, Западно-Чигоринское, Верхненадымское)

ГТА-6РМ

8

399 052 часов

ОАО «Томскнефть» (Игольско-Таловое)

ГТА-6РМ

2

46 266 часов

ОАО «ТНК-ВР» (Каменное)

ГТА-8РМ

9

100 418 часов

ООО «Иркутская нефтяная компания» (Ярактинское)

ГТА-6РМ

4

13 142 часов

го энергетического агрегата необходимой мощности. Компания мобильна в вопросах удовлетворения технических требований заказчиков, в том числе и специфических. Последнее – существенное преимущество перед зарубежными конкурентами. На сегодняшний день позиции компании в этом секторе рынка оцениваются в 30% и выше. Это позволяет говорить о том, что «ОДК – Газовые турбины» занимает лидирующие позиции на рынке, связанном с вопросами генерации при использовании ПНГ. «ОДК – Газовые турбины» высоко оценивает перспективы, связанные с ростом этого сектора рынка. Новые месторождения открываются во все более труднодоступных местах, прежде всего это касается регионов Восточной Сибири и Крайнего Севера. Без собственной генерации в этих районах просто невозможно осваивать новые месторождения. Предполагается развитие месторождений в Иркутской области, связанное с расширением сотрудничества с Китаем. Здесь также будут

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

остро стоять вопросы собственной генерации. Отчетливо видя эти тенденции, «ОДК – Газовые турбины» наращивает объемы предлагаемой продукции – если ранее в списке предложений значились агрегаты мощностью 2,5, 6 и 8 МВт, то на сегодняшний день освоено производство установок 12, 14 и 16 МВт. Компания реализует своим заказчикам газопоршневые станции. Осуществлена поставка для ОАО «НК «Роснефть» шести газопоршневых энергетических установок единичной мощностью 2 МВт. Энергокомплекс полностью обеспечит потребности в тепловой и электрической энергии месторождения Катангли и Углейкуты ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» – дочерней компании «Роснефти». Эти агрегаты также в качестве топлива используют попутный нефтяной газ.

Расширение компетенций в вопросах утилизации ПНГ В компании «ОДК – Газовые турбины» есть понимание того, что количество получаемого ПНГ на месторождении

может быть гораздо больше, чем необходимо для генерации электроэнергии на нужды инфраструктурных объектов. Поэтому на предприятии не ограничивается разработкой новых видов генерирующего оборудования. Планируется участие компании в реализации других проектов по утилизации ПНГ, освоение принципиально новых для предприятия технологий. Активную работу ведут специалисты компании в области создания установок использующих технологию мини-GTL. Эта технология получения синтез-нефти из ПНГ имеет свое развитие в мире, особенно в США. В России установки мини – GTL пока не применяются. «ОДК – Газовые турбины» рассматривают применение в таких установках энергетических агрегатов малой мощности собственного производства, как газотурбинных 2,5 МВт, так и газопоршневых. Кроме того, возможно применение компрессорного оборудования с разными типами приводов. Важно, что КБ «ОДК – Газовые турбины» способно разработать блочно-контейнерную компоновку установки. Это обеспечит заказчику мобильность оборудования, то есть возможность по мере исчерпания запасов ПНГ транспортировать установку на новые месторождения. Еще одно направление развития – участие в совместной разработке установки по сжиганию ПНГ не в турбине, а в выносной топке, с направлением теплового потока на газотурбинный двигатель. Это устраняет необходимость очистки ПНГ от примесей. На выходе из внешней камеры сгорания достигаются высокие экологические показатели. Наиболее эффективно в таком варианте использовать станцию ГТЭС-2,5. Таким образом, сотрудничество с ОАО «ОДК – Газовые турбины» дает нефтедобывающим компаниям целый ряд преимуществ – значительную экономию за счет снижения штрафной нагрузки от сжигания ПНГ, получение электроэнергии на нужды инфраструктуры месторождений, повышение экологических показателей объектов, повышение эффективности использования ПНГ.

75

FILTERS

ADVERTORIAL SECTION

Результаты эксплуатации внутрискважинных фильтров с фильтроэлементами на основе упругих проволочно-проницаемых материалов

Иван Пятов, Юрий Кирпичев, ООО «РЕАМ-РТИ»

С

каждым годом растет фонд скважин с осложненными условиями добычи – это высокий газовый фактор (более 50% об.), повышенные температуры пластовой жидкости (более 120 °С), увеличение глубины подвеса установки (более 2 000 м), вынос со скважинной жидкостью, например, насосного оборудования твердых частиц – пропанта и песка. Борьба с последним фактором имеет несколько направлений: химическое (закрепление механических частиц в коллекторе) и механическая сепарация (фильтрация).

●● Монтаж фильтра ФВПР

76

Считается, что наиболее эффективным вариантом очистки скважинной жидкости является ее объемная фильтрация или 3D фильтрация, примером которого является гравийная система (калиброванный песок). В отличие от щелевых, фильтры с гравийным наполнением не изнашиваются, не подвержены изменению фильтрации из-за износов или деформации в искривленных скважинах. Однако фильтры с гравийным наполнением имеют ограничения, которые препятствуют их широкому использованию: габаритные размеры, стоимость, отсутствие ремонтопригодности (в

случае наличия целесообразности сервисного обслуживания). В целях достижения эффекта ремонтопригодности, сокращения габаритов при одновременной реализации свойств объемной фильтрации с сохранением качества сепарации в период эксплуатации предприятие ООО «РЕАМ-РТИ» при поддержке ОАО «Сургутнефтегаз» разработало и освоило производство фильтроэлементов (ФЭ) по технологии формования проволочных проницаемых материалов (ППМ) и на их основе внутрискважинных фильтров. Ранее технология изготовления деталей из ППМ, основоположником которой является профессор Александр Миронович Сойфер (1906-1969), нашла применение при производстве разнообразных вибропоглащающих устройств, например: виброопор, демпферов, специальных арматур. При этом структура ППМ оказалась уникальной и для целей фильтрации жидких и газовых сред от механических частиц. Особенности структуры ППМ обусловлены тем, что она образована за счет деформации прессованием проволочных спиралей, уложенных и затем совмещенных особым способом. Это позволяет в ФЭ (рис. 1): ●● сохранить упругость структуры; ●● получить лабиринтную щелевую систему каналов с заданными значениями пор в объеме ФЭ (от 10 мкм), отсутствие закрытых (тупиковых пор); ●● обеспечить уникально низкое гидравлическое сопротивление за счет обтекаOil&GasEURASIA

ФИЛЬТРЫ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

●● Рис. 1 Фильтрующие элементы на основе ППМ

ния фильтруемой средой круглой проволоки; ●● возможность регулировать величину щели сжатием структуры; ●● обеспечить коррозионную стойкость за счет доступности широкой номенклатуры нержавеющих сталей. Достигаемая скважность структуры ППМ – более 7.

Конструкция фильтров ориентирована на насосное оборудование как отечественного, так и импортного производства, предназначенного для осложненного фонда скважин, в том числе наличием сероводорода и углекислого газа, коррозионностойкое исполнение с валами из сталей типа «К-монель», «Инконель».

●● Рис. 2 Фильтроэлементы для скважинных фильтров

Освоенные ООО «РЕАМ-РТИ» ФЭ в габаритах 4, 5, 5А, 7А (рис. 2), нашли применение в семействах скважинных фильтров, подвесных и фильтров-входных модулей для УЭЦН, УШГН. ФЭ выпускаются с номинальной величиной фильтрации 100, 200 и 500 мкм. Результаты эксплуатации подтверждают высокую эффективность фильтров с ФЭ на основе ППМ, в том числе за счет нечувствительности к деформации при прохождении искривленных скважин, способности эффективно предохранять насосное оборудование от пропанта (после ГРП) и функционировать при наличии АСПО, меньшей габаритной длины (при тонкости фильтрации 100 мкм на 1 м длины фильтрующего части пятого габарита обеспечивается подача ~50 м3/сут.), способности к регенерации, в том числе, при периодическом отборе жидкости, а также благодаря исполнению ФЭ из нержавеющей проволоки. Фильтры имеют модульное исполнение и способны обеспечить дебит более 800 м3/ сут. в 7А габарите. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●● Рис. 3 Скважинные фильтры

с ФЭ из ППМ

Эффективность эксплуатации фильтров-входных модулей в УЭЦН позволили ОАО НК «Роснефть» выделить фильтры с ФЭ на основе ППМ в особую группу и рекомендовать дочерним предприятиям к применению. А, эксплуатация в ОАО «Ульяновскнефть» подтвердила целесо-образность применения фильтров с ФЭ из ППМ в составе установок ШГН Эффективность фильтров с ФЭ из ППМ подтверждается результатами эксплуатации в условиях Ванкорского нефтяного месторождения (на импортном насосном оборудовании одного из производителей США). При применении фильтров с ФЭ из ППМ прирост наработки составил в среднем более чем в 2 раза. Всего на апрель 2014 года в эксплуатацию в различные регионы РФ и зарубежья поставлено более 550 скважинных фильтров разработки ООО «РЕАМ-РТИ» с ФЭ из ППМ. В связи с высокими требованиями, по содержанию механических примесей для воды, в том числе морской, закачиваемой в пласт, разрабатываются системы фильтрации для установок ППД с тонкостью фильтрации частиц не менее 10 мкм и способностью к регенерации противотоком. Еще одно перспективное направление — это унификация подвесных фильтров для ШГН и фильтров для УЭЦН. И, наконец, сегодня продолжается работа над расширением диапазона габаритов оборудования. В настоящее время ведутся работы над фильтром для установок четвертого габарита. В рамках одного из перспективных направлений развития – работы по применению ФЭ из ППМ в составе внутрискважинных фильтров экранного типа, препятствующих выносу песка в эксплуатационных колоннах, устанавливаемых в зоне перфорации, а также фильтров для открытых стволов.

77

TECHNICAL TRAINING TOURS

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

O

«Н

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.

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.

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 led 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.

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.

78

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

79

БУРЕНИЕ

ЖДЕМ ВАС НА ВЫСТАВКЕ 21-ГО МИРОВОГО НЕФТЯНОГО КОНГРЕССА

© 2014 Weatherford. Все права защищены.

16-19 июня Крокус Экспо Павильон 3 Зал 15 Cтенд B11

Точная настройка для бурения наиболее продуктивных пластов

Приборы Weatherford серии Wave выполняют измерения в режиме реального времени для точной настройки плана бурения и эффективной проводки ствола в наиболее продуктивных пластах. Акустический каротаж с помощью прибора ShockWave® обеспечивает получение информации, необходимой для корреляции время-глубина, а также определения порового давления и пористости в режиме реального времени. В процессе бурения прибор SpectralWave™ предоставляет оперативные данные спектрального гамма-каротажа (K, U, Th), имидж азимутального гамма-каротажа и точную кривую суммарного гамма-каротажа. Эти данные облегчают геонавигацию и дают представление о структуре пласта, что особенно важно для проводки скважин в нетрадиционных коллекторах и их оценки. Прибор PressureWave™ осуществляет высокоточные замеры пластового давления в режиме реального времени, что позволяет корректно определить наличие пластовых флюидов и расчлененность коллекторов. Азимутальный каротаж сопротивлений GuideWave™ помогает точно проводить горизонтальные скважины в специфические геологические цели. В четыре раза больше преимуществ с каротажными комплексами серии Wave. Более подробную информацию можно найти на наших сайтах weatherford.com и weatherford.ru

Оценка пласта

|

Строительство скважин

|

Заканчивание

|

Добыча