Oil&Gas Eurasia Dec13-Jan14

#12-1 TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

2013-2014 DECEMBER-JANUARY ДЕКАБРЬ-ЯНВАРЬ

Galloping into the New Year

Вперед, в новый год

Russia Hopes to Hold Steady on the Reins

Россия надеется сохранить стабильность

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

p. / стр. 16

Lone Star State Welcomes Surgutneftegaz «Сургутнефтегаз» в «Штате одинокой звезды»

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

When “Revolution” Is Simply History Repeating Itself Когда «революция» – это просто очередной виток истории

Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

S

hale, shale, shale – it’s the new mantra of the oil and gas industry. Production of hydrocarbons from reservoirs with low permeability is destined to make the United States energy independent in the very near future. It’s a “revolution” – The Shale Revolution – say journalists and analysts worldwide.

And now that same “Shale Revolution” is spreading throughout the world. True? Well, the media says so – repeatedly on the 24/7 news feeds that have to say something to fill those 24/7 slots. And there is the “let’s hype this or that stock” factor so prevalent in analyst commentary.

So are we in the midst of a “revolution” and if so, what sort of revolution is it? Wikipedia says that the term “revolution” comes from the Latin word “revolutio” which means “a turn around.” A revolution, “is a fundamental change in power or organizational structures that takes place in a relatively short period of time,” Wiki says. In this respect the results of increased production of oil and gas from shale development technologies is indeed a revolution.

But that is the case in the United States and it’s a revolution because the U.S. is becoming energy independent and even a net exporter (in the case of LNG.) That shifts the balance of power in world energy flows. The technology itself and the methods by which shales are produced are not a revolution in themselves.

Fracking has been around for decades. It is just that fracking (an absolute necessity when producing shales) is expensive, and so it took $100 a barrel oil to make its everyday use economic.

Also, the U.S. economic system is different from the economic systems of other countries. I read recently a Moscow Times report on a meeting of Western-leaning economists held in Moscow which pointed out that 60 percent of oil produced in the U.S. and 85 percent of shale oil, is produced by small, independent companies.

And that the current boom in hydrocarbon production is driving economic growth in oil-bearing regions of the U.S. That’s all true. But it doesn’t mean that the U.S. experience is transferable in all cases. Please bear in mind that the U.S. domestic oil industry is governed by a legal system based on private property and land ownership. If you travel to oil-bearing regions of the U.S. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

С

ланцы, сланцы, сланцы – вот новая «мантра» нефтегазовой промышленности. Добыча углеводородов из пластов с низкой проницаемостью призвана обеспечить энергетическую независимость США в ближайшем будущем. Это настоящая революция – «сланцевая революция», как утверждают журналисты и аналитики из разных стран. Сегодня «сланцевая революция» «набирает обороты» во всем мире. Но так ли это в действительности? СМИ круглосуточно, семь дней в неделю, сообщают, что дело обстоит именно так, а комментарии аналитиков, согласно общепринятой практике, призваны «подогреть» интерес аудитории к данному событию. Итак, в мире сейчас происходит «революция», но что конкретно под этим подразумевается? Согласно «Википедии», термин «революция» является производным от латинского «revolutio», что переводится как «полный оборот». Там же говорится, что революция – это «фундаментальное изменение власти или организационной структуры, происходящее в относительно короткий период времени». В этом отношении, увеличение добычи нефти и газа в результате применения технологий разработки сланцев можно считать революцией. В случае США речь действительно идет о революции, поскольку страна не только обретает энергетическую независимость, но также становится экспортером СПГ, что неизбежно приведет к изменению баланса сил в мировых энергетических потоках. Однако технологии и методы, используемые для разработки сланцев, сами по себе не революционны. В частности, гидроразрыв пласта применяется уже на протяжении десятилетий, но эта технология (абсолютно необходимая при разработке сланцев) весьма дорогая, и ее широкое применение экономически оправдано лишь при цене на нефть в $100 за баррель. Кроме того, экономическая система США отличается от экономик других стран. Недавно The Moscow Times напечатала заметку о состоявшейся в Москве встрече «прозападных» экономистов, которые отмечали, что в США 60% нефти и 85% сланцевой нефти добывается небольшими независимыми компаниями. И сегодняшний подъем добычи углеводородов способствует экономическому развитию нефтеносных регионов США. Все это верно. Но это не означает, что опыт США универсален. Необходимо помнить, что внутри страны нефтяная промышленность регулируется законодательством, основанным на частной собственности и землевладении. В США, путешествуя по нефтеносным штатам, вы увидите станки-качалки для механизированной добычи нефти на сельскохозяйственных полях, на автостоянке у торгового центра и даже на заднем дворе обычного частного дома. В каждом случае, землевладелец предоставляет права на разработку минеральных ресурсов в аренду нефтяной компании на определенный период времени, а нефтяная компания должна ему за это платить. Я встречала представителей среднего класса, имевших инвестиционный портфель, состоявший из одной нефтяной скважины. Уровень добычи может быть столь низким, что эта скважина не будет представлять интерес для нефтяной компании. А для отдельной семьи? Подумайте сами. В России, как и в ряде других стран, действует совершенно иная система. Права на недра принадлежат государству, и во многих странах только госкомпании обладают правами на их разработку. Участие в процессе частных производителей углеводородов возможно лишь в том случае, если в этом заинтересовано государство.

1

PUBLISHER’S LETTER you may notice “nodding donkeys” for artificial lift in farm fields, on the parking lot of a shopping mall, and even in the backyards of a single-family home.

In each case, the owner of the land has leased the mineral rights to an oil company for a set period of time.

And the oil company is required to pay money to the landowner. I know people of middle class means whose investment portfolio includes one oil well. Production might be so low that the well would be of no interest to an oil company. But to one family? Do the math.

The system is totally different in Russia – and much of the rest of the world for that matter. The state owns the mineral rights and, for the most part, only state-owned companies have the right to produce those minerals. Private hydrocarbon producers who get involved, do so at the behest of the state.

And like it or not, there is no “right or wrong” in either system – they are just different and each has positives and negatives.

Let’s look at the definition of another word: ethos. Again, I refer to Wikipedia where I found this: ethos is from a Greek word meaning “character” that is used to describe the guiding beliefs or ideals that characterize a community, nation, or ideology.”

In the U.S. system, based on private ownership, the ethos is to produce hydrocarbons as quickly as possible so as to pay back your investment and start making profit. I personally like that idea. Individuals become rich, build private businesses that create more jobs, and the state collects more taxes to support the overall public good.

But I also see wisdom in the ethos of other nations – including Russia – which view the state as the guardian of the country’s natural resources. Once you frack a well, there isn’t much more you can do to keep it producing. Production rises as a result of the frack; it peaks and then declines again. Since the reservoir surrounding the well has been reduced to rubble, there is nothing that can be fracked again.

That is why the “frack till you drop” model works so well in the U.S. where all involved – oil company, landowner, government – measure success in short-lived production gains.

In the 1990s, Russia’s most Western-leaning private oil majors, Yukos and Sibneft (today part of state-owned Rosneft and Gazprom Neft respectively), fracked their West Siberian fields heavily. This was necessary to reverse the decline in West Siberian production that had begun in the 1980s and was seriously affecting state revenues.

However, the fracking activity that kept West Siberia in business, also killed reservoirs in the sense that, after the initial postfrack peak in production, it became impossible to sustain hydrocarbon flows. In a way, the “to frack or not to frack” debate in Russia in the 1990s resembled the centuries-old tug-o-war between the Slavophiles and the Westernizers.

And so here we go again.

West Siberia is again in decline and that decline must be reversed to sustain state revenue. How to do it? Companies will need to start fracking to flush hydrocarbons out of reservoirs with low permeability – tight, hard-to-produce reservoirs. That’s why the state has issued tax incentives to make it more economical for companies to produce oil and gas from difficult reserves.

Does this mean the “shale revolution” has come to Russia? No. It means that state-run companies such as Rosneft, which took over Yukos; and Gazprom Neft, which acquired Sibneft, will have a lot more technology flashbacks to the 1990s. And if development of unconventional resources really becomes a state imperative, it might mean that Russia’s “bigger is best” ethos will need rethinking.

Just don’t expect a privatization of subsoil rights that suddenly turns every dacha owner, however small, into a potential oil production company.

2

#12 /1 December 2013 / January 2014

Нравится вам это или нет, нельзя сказать, что какая-то из систем неправильна – они просто разные, и каждая имеет свои положительные и отрицательные стороны. А теперь давайте посмотрим определение другого слова – «ethos». И снова обращаемся к «Википедии», где написано следующее: «Существительное „еthos“ – греческого происхождения, обозначает такое понятие, как „идея“ (моральные принципы), и употребляется для описания основных представлений или идеалов, характеризующих общность людей, нацию или идеологию». В американской системе, основанной на частной собственности, идея заключается в том, чтобы добывать углеводороды как можно быстрее с целью окупить вложения и начать получать прибыль. Мне лично нравится эта идея. Отдельные лица богатеют, создают частные предприятия, которые обеспечивают больше рабочих мест, а государство собирает больше налогов для поддержки общественных интересов. Однако в ряде стран (включая Россию) система основывается на другой идеологии, согласно которой государство является хранителем национальных природных ресурсов. В отношении ресурсов проблема заключается в том, что, после проведения гидроразрыва в скважине, добыча повышается, достигает пика, а затем начинает снижаться. При этом способов поддерживать добычу больше не остается: после ГРП пласт вокруг скважины больше походит на руины, и повторному гидроразрыву подвергать уже нечего. В США, где все участники процесса – нефтяная компания, землевладелец, правительство – измеряют успех на основе краткосрочного прироста добычи, модель «рви пласт, пока не наступит спад» успешно работает, и в 1990-е годы наиболее «прозападные» из российских крупных компаний – «ЮКОС» и «Сибнефть» (первая, в итоге, вошла в состав «Роснефти», последняя – стала «Газпром нефтью»), проводили интенсивные работы по гидроразрыву на месторождениях Западной Сибири. Это было необходимо для преодоления спада добычи в регионе, начавшегося в 1980-е годы и серьезно влиявшего на доходы государства. Однако операции по гидроразрыву пласта, сохранившие добычу в Западной Сибири, в итоге уничтожили продуктивные пласты, поскольку добычу, выросшую после гидроразрыва, впоследствии невозможно было удержать на высоком уровне. В некотором отношении, дискуссия на тему «рвать пласт или не рвать?», разгоревшаяся в России в 1990-е годы, напоминала многовековой спор между «славянофилами» и «западниками». В итоге все «вернулось на круги своя» – Западная Сибирь вновь переживает спад, и этот спад необходимо преодолеть для поддержания доходов государства. Как это сделать? Компании должны вернуться к ГРП, чтобы добыть углеводороды, залегающие в низкопроницаемых, плотных, трудноразрабатываемых пластах, поэтому правительство ввело налоговые льготы, которые позволят компаниям более выгодно добывать нефть и газ из трудноизвлекаемых запасов. Означает ли это, что «сланцевая революция» пришла в Россию? Нет. Это означает, что госкомпаниям, таким как «Роснефть» и «Газпром нефть» придется гораздо чаще обращаться к технологиям 1990-х годов. И если разработка нетрадиционных ресурсов действительно станет настоятельным требованием государства, традиционно сложившееся в России представление о нефтяных компаниях – «чем больше, тем лучше» – возможно, придется пересмотреть. При этом, однако, владельцам дачных участков, независимо от площади, не стоит тешить себя напрасными надеждами – до приватизации прав на недра дело вряд ли дойдет, так что пополнить ряды «производителей нефти», им, скорее всего, не удастся.

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

When “Revolution” Is Simply History Repeating Itself Когда «революция» – это просто очередной виток истории

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 8

2013 TECHNICAL EXCELLENCE TEXAS TOUR | ОБУЧАЮЩИЙ ТУР «ТЕХАС-2013» 16

Lone Star State Welcomes Surgutneftegaz In early December, Oil&Gas Eurasia launched its first Technical Excellence Tour to the United States.

«Сургутнефтегаз» в «Штате одинокой звезды» В начале декабря НГЕ Е провел первый обучающий тур для российских нефтяников в США.

GAS TRADING | ТОРГОВЛЯ ГАЗОМ

Gas Tariffs: Independents on the Offensive

Газовые тарифы:

24

Наступление независимых

GAS STORAGE | ХРАНЕНИЕ ГАЗА

Gazprom Puts Stakes on Dutch Gas Storage Project «Газпром» разыграл голландскую карту

30

ARCTIC | АРКТИКА

Canadian Arctic Is Next Destination for Global Majors Канадский сектор Арктики – следующая цель ведущих мировых компаний

34

IT

Capital Construction: IT Investments Pay Off Handsomely Капстроительство: Вложения в IT окупаются сторицей

40

VALVES | ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА

Czech Ace Up Rimera’s Sleeve The managing company upgrades its MSA plant, boosting production capacity and expanding its product range

Чешский козырь «Римеры»

48

Управляющая компания модернизирует предприятие MSA, увеличивая объем производства и расширяя линейку арматуры

4

Oil&GasEURASIA

#12 /1 December 2013 / January 2014

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION SENSORS | ДАТЧИКИ

Efficient, Reliable Accutech Sensors for Various Industries Экономичные, надежные датчики Accutech для различных отраслей промышленности

58

DRILLING | БУРЕНИЕ

ООО «Газпром бурение»: Детали определяют успех

60

BURINTEKH, Ltd. Consolidates in the Middle East «БУРИНТЕХ» укрепляет позиции на Ближнем Востоке

62

МОНИТОРИНГ

Аршином общим не измерить

64

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

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

Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка

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

Schneider Electric. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Smit Lamnalco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

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

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

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

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Боян Шоч soc@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук edit@eurasiapress.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com

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

SENIOR EDITOR Olga Hilal

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал

DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com

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

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

www.oilandgaseurasia.com

66

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

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

is a Member of:

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

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

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

Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate #77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: supplement #2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry #45834), Pochta Rossii (entry #12632), Rospechat (entry #84552), Rospechat NTI (entry #66790).

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2013, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

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

ISSN 1812-2086 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Emerson Launches Enhanced Reservoir Emerson выпустила расширенный Modeling Software программный комплекс для моделирования пласта-коллектора Emerson Process Management has released Roxar RMS 2013, the latest version of its reservoir modeling software. RMS 2013 now comes with model driven interpretation capabilities and new, innovative solutions for seismic interpretation that are tightly linked to geological model building and provide users with a full seismic to simulation workflow.

RMS 2013’s model driven interpretation enables users to not only create the geological model while conducting seismic interpretation, but also capture uncertainty during the interpretation. This ability to provide users with unique tools for quantifying geologic risk early in the interpretation process will lead to better decision-making and improved investment returns.

RMS 2013 Key Benefits

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

Capturing Uncertainty. Rather than creating one model with thousands of individual measurements, with RMS 2013 modelers create thousands of models by estimating uncertainty in their interpretations. The software then generates statistically significant ensembles of models based on these probability distributions providing immediate value to the geoscientist. For example, uncertainty maps can be used to investigate key risks in the prospect or to quickly identify areas for further study. By capturing uncertainty at the beginning of the geoscience workflow, operators gain the best possible picture of their subsurface risks. Тhe Model Is the Interpretation. Instead of a serial workflow for interpretation and geomodeling, model driven interpretation allows geoscientists to guide and update a 3D geologically consistent structural model directly from the data. This allows clients to focus their efforts directly on where the model needs more detail and on challenging and complex geometries so common in reservoirs today. Model

8

Emerson Process Management выпустила Roxar RMS 2013, новейшую версию программного комплекса для моделирования пласта-коллектора. Комплекс RMS 2013 имеет возможности интерпретации на основе моделирования и предлагает инновационные решения для интерпретации сейсмических данных, которые тесно привязаны к построению геологической модели и полностью обеспечивают пользователя технологией работ от сейсмики до моделирования. Интерпретация на основе моделирования, обеспечиваемая комплексом RMS 2013, позволяет пользователям не только создавать геологическую модель в процессе интерпретации сейсмических данных, но также фиксировать неопределенность в процессе интерпретации. Возможность обеспечить пользователей уникальными средствами количественной оценки геологического риска на раннем этапе процесса интерпретации позволит усовершенствовать процесс принятия решений и достичь более высокой рентабельности инвестиций.

Основные преимущества комплекса RMS 2013 Фиксация неопределенности. Вместо того чтобы создавать одну модель с тысячами отдельных измерений, пользуясь комплексом RMS 2013, специалисты по моделированию создают тысячи моделей, оценивая неопределенность при интерпретации. Далее программный комплекс строит статистически достоверные совокупности моделей на основе полученных распределений вероятностей, что сразу же обеспечивает ценность для геологов и геофизиков. Так, например, карты неопределенностей можно использовать для изучения основных рисков в поисковом объекте, или для быстрого выделения участков для дальнейшего изучения. Фиксируя неопределенность в начале геолого-геофизического процесса, операторы получают оптимальную картину рисков в недрах. Модель – это интерпретация. Вместо последовательного технологического процесса по интерпретации и геологическому моделированию, интерпретирование на основе моделирования позволяет специалистам формировать и обновлять геологически непротиворечивые структурные 3D модели непосредственно из данных. Это позволяет клиентам направлять усилия непосредственно на те участки, где требуется более высокая детальность модели, а также на

● RMS 2013 unites the geophysicist and the geologist on a common platform to unlock the value of the geologic models in ways never previously possible ● Комплекс RMS 2013 объединяет геолога и геофизика на общей платформе, что позволяет реализовать ценность геологических моделей так, как это было невозможно прежде For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

driven interpretation also provides a platform for cross-disciplinary interactions. Geophysicists, with a strong understanding of the complexities of the seismic data, can work together with geologists and their understanding of lithologies and facies.

Unlocking the Full Range of Models. RMS 2013 also brings new tools to market for analyzing the full range of structural uncertainties. Geoscientists can create suites of model realizations that satisfy many external constraints – from well picks and zone logs to velocity uncertainty and horizon or fault positional uncertainty. These model realizations also allow operators to sample and quantify uncertainty in their subsurface parameters further down the value chain.

Emerson’s flagship reservoir modeling solution, Roxar RMS features more than 20 fully integrated software modules, including seismic interpretation, structural model building, 3D gridding, facies and petrophysical modeling, flow simulation, well planning and uncertainty modeling tools. RMS 2013 operates on Red Hat Enterprise Linux 5 64-bit, Windows XP and the Vista 64-bit platform as well as the Windows 7 64-bit version.

GE Power Conversion Launches Ecomagination MV6 Series MediumVoltage Drive

SOURCE / ИСТОЧНИК: GE

GE’s Power Conversion business is amplifying its range of medium-voltage variable frequency drives with the addition of the ecomagination qualified MV6 Series.

This mid-range general purpose unit is characterized by a versatility that will enable it to be used across a broad spectrum of industries.

The air-cooled MV6 Series uses a simple IGBT power stack architecture to achieve high reliability, availability and low cost of ownership. It extends coverage of markets currently served by the MV7000 and the soon-to-come MV4000. The MV6 Series is a great expansion in GE Power Conversion’s Medium-Voltage Drive portfolio.

● The air-cooled MV6 Series ● MV6 Series с воздушным охлаждением Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ сложные и проблемные геометрические элементы, так распространенные сейчас в пластах. Интерпретирование на основе моделирования обеспечивает также платформу для междисциплинарных взаимодействий. Геофизики, обладающие хорошим пониманием сложностей сейсмических данных, могут работать совместно с геологами, имеющими представление о литологии и фациях. Реализация полного диапазона моделей. Комплекс RMS 2013 представляет также новые средства для анализа полного диапазона структурных неопределенностей. Геологи и геофизики могут создавать серии реализаций моделей, соответствующих множеству внешних ограничений – от точек по скважинам и каротажных диаграмм до неточности значений скорости и неопределенности положения горизонта или сброса. Эти реализации моделей также позволяют операторам выбирать и количественно выражать неопределенность глубинных параметров далее по цепочке создания ценностей. Основное решение Emerson по моделированию пласта Roxar RMS состоит из более чем 20 полностью интегрированных программных модулей, включая интерпретацию сейсмических данных, построение структурных моделей, 3D гридинг, фациальное и петрофизическое моделирование, гидродинамическое моделирование, проектирование скважин и средства моделирования неопределенностей. Комплекс RMS 2013 работает на базе платформ Red Hat Enterprise Linux 5 64-bit, Windows XP и Vista 64-bit, а также – версии Windows 7 64-bit.

GE Power Conversion начинает выпуск частотно-регулируемых приводов среднего напряжения Ecomagination MV6 Series GE Power Conversion расширяет диапазон своих частотно-регулируемых приводов (ЧРП) среднего напряжения, добавив серию MV6, соответствующую критериям корпоративной программы ecomagination. Эта установка среднего диапазона и общего назначения характеризуется эксплуатационной гибкостью, которая позволит использовать ее в ряде отраслей промышленности. В приводах MV6 Series с воздушным охлаждением используется простая стековая архитектура энергетических модулей IGBT, что позволяет добиться высокой надежности, доступности и невысоких эксплуатационных издержек. Это расширит охват рынка, обслуживаемого в настоящее время приводом MV7000 и ожидаемым в ближайшее время приводом MV4000. Выпуск приводов MV6 Series ознаменует значительное расширение ассортимента приводов среднего напряжения, выпускаемых GE Power Conversion. Этот новый привод GE Power Conversion предназначен, прежде всего, для разивающейся нефтегазовой промышленности, а также для других отраслей, таких как горная промышленность и производство электроэнергии. Компания видит возможности применения привоНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Lost Circulation Control is Not a Problem Anymore!

SOUR RCE: MIRR M RICO / ИСТОЧН ТОЧНИК: ИК: МИРР ИР И ИКО КО О

Now drillers can eliminate lost circulation of different degrees within a few hours.

It became possible thanks to an innovative technology Quick-Stone™, developed at the Research Engineering Center of Russia’s Sovremennye Servisnye Reshenia company (part of Mirrico Group).

A unique technology enabled successful lost circulation control in the course of drilling of Bashneft’s well #926G at the Spasskoye field.

The geological environment in this region is characterized by the presence of thick beds; and in the course of drilling of these intervals, drilling mud losses of a medium or even catastrophic intensity can happen. Also, often in the course of well drilling, in the upper intervals interlayers can be encountered, which

produce formation water with hydrogen sulfide presence.

In the course of construction of well #926G at the Spasskoye field by BashneftBureniye, at the depth of 1,150 meters mud loss started at the rate of over 30 m3/ hour, and also production of the formation water containing hydrogen sulfide with density 1.06 g/cm3 (Upper Carbonic 522769 meters), which resulted in incompat-

Ликвидация поглощений теперь не проблема! Справиться с поглощениями буровых растворов различной степени теперь можно всего лишь за несколько часов. И все это – благодаря инновационной технологии QuickStone™, разработанной в научно-инжиниринговом центре российской компании «Современные сервисные решения» (Группа компаний «Миррико»). Уникальная технология позволила успешно ликвидировать поглощения в ходе бурения скважины № 926Г Спасского месторождения ОАО «НК Башнефть». Горногеологические условия данного региона осложнены наличием пластов высокой мощности, при бурении которых возникают поглощения бурового раствора – как средней, так и катастрофической интенсивности. Кроме того, часто в ходе бурения скважины в верхних интервалах

10

присутствуют пропластки, изливающие пластовую воду с присутствием сероводорода. В ходе строительства скважины № 926Г ООО «Башнефть-Бурение» на глубине 1150 м началось поглощение бурового раствора интенсивностью более 30 м3/ час и проявление пластовой воды с сероводородом плотностью 1,06 г/см3 (верхний карбон 522-769 м), что приводи-

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

#12 /1 December 2013 / January 2014

ible drilling conditions. Application of the common methods during well drilling (use of viscoelastic compositions, gel-cements, etc.) brought no results, or a short-term effect.

To eliminate the problem, specialists of Mirrico Group pumped in 5 m3 of compound Quick-Stone™ with density 1,560 kg/ m3. As a result of the technology application, mud loss intensity decreased from the full loss to 1-2 m3/hour, which enabled the drillers to resume drilling in 6 hours (for reference: 41 days passed from the start of mud loss). Thus, a single remedial operation with application of the technology of Mirrico Group enabled the drilling company to significantly cut down the well construction costs and reduce the time of the problem elimination by several times. It is possible to apply the material Quick-Stone™ both in the integrated drilling mud service, and locally – in the problematic wellbore interval.

ло к несовместимым условиям бурения. Использование в ходе строительства скважины стандартных методов (применение вязко-упругих составов, гельцементов, и т.д.) не дало результата, или приносило кратковременный эффект. Для ликвидации осложнения специалистами ГК «Миррико» было закачано 5 м3 состава Quick-Stone™ плотностью 1560 кг/м3. В результате применения технологии интенсивность поглощения снизилась с полного до 1-2 м3/час, что позволило буровикам продолжить углубление скважины уже через 6 часов (для сравнения: с начала возникновения поглощения прошли 41 сутки). Таким образом, единичная изоляционная операция с применением технологии ГК «Миррико» позволила значительно сократить затраты на строительство скважины и сократить время на решение проблемы в несколько раз. Применение Quick-Stone™ возможно как в процессе оказания комплексного сервиса бурового раствора, так и локально – на осложненном участке скважины.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

GE’s Power Conversion business is aiming the new drive in particular at the expanding oil and gas industry as well as in other industries such as mining and power generation. The company sees opportunities in applications such as pumps, compressors, fans, conveyors, centrifuges, turbines, extruders and mixers.

Variable frequency drives (VFDs) from GE regulate motor speed to control the flow and pressure of blowers or pumps without dampers or throttling valves. Because they manage power based on actual demand and use only the energy required by the driven equipment at any particular time, they provide valuable energy savings and produce no output waste. In addition, GE’s VFDs provide a soft start to the motors, reduce stress on driven load and help cut maintenance costs.

A key feature of the MV6 Series is that users have a choice of input rectifier. The drive can be fitted with either a 36-pulse diode front-end (DFE) or an active front-end (AFE), both of which provide clean harmonic input signatures. The DFE, with its integrated transformer, is easy to install and commission. It is ideal for applications that require only a two-quadrant motoring operation. The AFE is the best choice for applications that require motoring and regenerative breaking operations. Its transformer-less design provides very high efficiency (over 97.5 percent), reducing operating costs. In addition, it greatly reduces control room heat load, therefore requiring less space and air conditioning requirements. As one of the smallest and lightest drives on the market in this power range, it also is easier to transport and install and can be fitted to spaceconstrained needs.

Whatever the choice of input rectifier, the MV6 Series more than meets industry requirements for harmonic limits, without the need for external filters. It is compliant with the IEEE 519-1992 standard on harmonic limits.

The MV6 Series has a modular construction, with simple wire connections (three cables in, three cables out) for “plug and play.” In the unlikely event of a failure, a power module can be replaced quickly and easily. The MV6 Series utilizes rugged IGBT power modules that provide high reliability with a low life-cycle cost.

Krylov State Research Center Designed a Floating Ice-Resistant Production Platform Specialists of the Federal State Unitary Enterprise (FSUE) Krylov State Research Center have developed a conceptual design of a floating ice-resistant production platform of the BUOY type with a detachable spider buoy for extremely severe conditions of the deep-water arctic shelf. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

дов в таких устройствах, как насосы, компрессоры, вентиляторы, конвейеры, центрифуги, турбины, экструдеры и смесители. Частотно-регулируемые приводы GE регулируют частоту вращения двигателя для управления скоростью потока и давлением в компрессорах или насосах без задвижек или дроссельных клапанов. Так как ЧРП регулируют потребление мощности на основе реальной потребности в ней, и в каждый момент времени используют только энергию, необходимую для приводимого в движение оборудования, они обеспечивают заметную экономию энергии и отсутствие потерь мощности. Кроме того, выпускаемые GE ЧРП обеспечивают плавный пуск двигателей, за счет чего уменьшается нагрузка на приводимый механизм и сокращаются затраты на техническое обслуживание. Основной особенностью приводов MV6 Series является то, что пользователи могут выбирать входной выпрямитель. Привод может быть оснащен либо 36-пульсным входным диодным выпрямителем (ВДВ), либо активным выпрямителем (АВ), при этом оба обеспечивают ясные рисунки гармонической входной волны. ВДВ, имеющий интегрированный трансформатор, легко устанавливать и запускать. Он идеален для случаев, когда требуется только двухквадрантная работа двигателя. АВ будет лучшим выбором для случаев, когда требуется работа двигателя и операция по его отключению с регенерацией энергии. Его бестрансформаторная конструкция обеспечивает очень высокий коэффициент полезного действия (более 97,5%), что уменьшает эксплуатационные затраты. Кроме того, значительно снижается тепловая нагрузка в операторной, благодаря чему снижаются требования к занимаемому пространству и кондиционированию воздуха. Так как это один из самых маленьких и легких приводов на рынке в данном энергетическом диапазоне, его легко доставлять и устанавливать даже в ограниченном пространстве. Независимо от выбора входного выпрямителя, привод MV6 Series более чем соответствует требованиям промышленности в отношении пределов гармонических искажений, без необходимости во внешних фильтрах. Он соответствует стандарту IEEE 519-1992 по пределам гармонических искажений. Привод MV6 Series имеет модульную конструкцию, с простым проводным соединением (три вводных кабеля и три выводных кабеля) по принципу «подключи и работай». В случае отказа, вероятность которого чрезвычайно низка, энергетический модуль можно быстро и легко заменить. В приводах MV6 Series используются устойчивые энергетические модули IGBT, обеспечивающие высокую надежность при низкой стоимости жизненного цикла оборудования. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

11

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ● The platform is able to function in the 150400-meter range depth ● Платформа предназначена для работы на глубине 150-400 м

SOURCE: FSUE KRYLOV STATE RESEARCH CENTER ИСТОЧНИК: ФГУП «КРЫЛОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР»

The platform is intended to accept well production from the subsea production unit, and also for crude oil treatment, storage and further loading to oil tankers. The central part of the Barents Sea (oil source rocks within the Fedynsky dome and Admiralteysky ridge) is considered to be a possible area of operation of the platform.

The main properties of the designed facility: ● Sufficient deck area for process equipment placement; ● Significant space inside the platform hull for storage of the treated oil prior to its transportation; ● Possibility of functioning in the depth range of 150400 meters; ● The lowest operational air temperature – minus 45 С; ● The hull shape which allows minimizing the impact of ice fields and motion parameters; An opportunity of prompt disconnection of the plat● form from the spider buoy (with an anchor leg mooring system and risers) in case of emergency conditions caused by the formation of critical ice bodies; ● Independent maneuvering and dynamic positioning ensured by the propulsion system.

The main characteristics of the platform: ● Largest diameter Dmax = 120.0 meters; ● Hull height H = 56.5 meters; ● Maximum draft T = 36.5 meters; ● Ice draft Tice =33.0 meters; ● Empty weight approximately 130,000 tons; ● Maximum deadweight approximately 260,000 tons; ● Planned oil production approximately 15,000 m³/ day ; ● Cargo tank capacity approximately 115,000 m³; ● Number of personnel: In the period of normal operation – 95 persons; In the period of commissioning and start-up – 180 persons. ● Self-sustaining period: By fuel, water and food supplies – 30 days; By the process facility supplies – 30 days; By oil loading - approximately 7 days.

The following was done in the framework of scientific and engineering support of the project: ● Recommendations were developed and realized for optimization the shape of the ice-resistant floating production platform hull, these recommendations based on the modern numerical and experimental methods of the facility behavior assessment; ● A set of design and experimental studies was performed in respect of the hull design, analysis of the

12

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

#12 /1 December 2013 / January 2014

«Крыловский государственный научный центр» cпроектировал ледостойкую плавучую добычную платформу Специалисты ФГУП «Крыловский государственный научный центр» разработали концептуальный проект ледостойкой плавучей добычной платформы типа BUOY с отсоединяемым спайдерным буем для эксплуатации в особо сложных условиях глубоководного арктического шельфа. Платформа предназначена для приема продукции скважин с подводного добычного комплекса, а также для подготовки, хранения и дальнейшей отгрузки нефти на танкеры. В качестве предполагаемых районов эксплуатации платформы рассматривается центральная часть Баренцева моря, нефтематеринские структуры в пределах свода Федынского и Адмиралтейского вала. Основные свойства спроектированного объекта: ● достаточная площадь палубы для размещения технологического оборудования; ● значительные объемы внутри корпуса для организации хранения подготовленной к экспорту нефти; ● возможность функционирования в диапазоне глубин 150-400 м; ● минимальная эксплуатационная температура воздуха -45 °С; ● форма корпуса, позволяющая минимизировать воздействие ледовых полей и параметры качки; ● возможность оперативного отсоединения платформы от спайдерного буя (с якорно-швартовой системой удержания и райзерами) в случае возникновения экстремальных условий, вызванных критичными ледяными образованиями; ● самостоятельное маневрирование и динамическое позиционирование, обеспечиваемое движительным комплексом. Основные характеристики платформы: ● наибольший диаметр Dmax = 120,0 м; ● высота корпуса H = 56,5 м; ● осадка максимальная T = 36,5 м; ● осадка ледовая Tлед = 33,0 м; ● масса порожнем – около 130 тыс. т; ● максимальное водоизмещение – около 260 тыс. т; ● планируемый объем добычи нефти – около 15 тыс. м³/сут.; ● объем грузовых цистерн – около 115 тыс. м³. ● Численность персонала: в период нормальной эксплуатации – 95 чел.; в период пуско-наладочных работ – до 180 чел. ● Автономность: по запасам топлива, воды, провизии – 30 сут.; по запасам технологического комплекса – 30 сут.; по отгрузке нефти около – 7 сут. В рамках научно-технического обеспечения проекта: ● разработаны и реализованы рекомендации по оптимизации формы корпуса ледостойкой плавучей добычной платформы (ЛПДП), базирующиеся на современных численных и экспериментальных методах оценки поведения сооружения; ● выполнен комплекс расчетно-экспериментальных исследований, касающийся конструкции корпуса, ана-

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

facility behavior under the ice and wind-wave conditions, and anchor leg mooring system.

The designers suggest considering the conceptual design of the ice-resistant floating production platform as a basis for further design work, taking into account specific character and peculiarities of the facility operation at the particular arctic offshore fields in Russia.

лиза поведения сооружения в ледовых и ветро-волновых условиях, якорной системы удержания. предлагают рассматривать Разработчики концептуальный проект ЛПДП в качестве основы для дальнейшего проектирования, принимая во внимание специфику и особенности эксплуатации сооружения на конкретных месторождениях арктического шельфа России.

Mitsubishi Electric Corp. Presents New FX3S Controller

Mitsubishi Electric Соrp. представила новый контроллер FX3S

By releasing a new FX3S controller, Mitsubishi Electric Corp. completed development of controllers of this series.

FX3S is an economically advantageous successor of FX1S, and this technological successor should become a breakthrough based on many criteria: ● Data processing rate (FX3S performs the main instructions within 0.32μs, the same as FX3G, and three times faster than FX1S); ● Extended memory (FX3S can encompass programs up to 4,000 steps, and also up to 12,000 steps of file registers and comments, which in total amounts to 16,000 steps); ● Increased amount of commands: FX3S has 116 applied instructions including instructions with a floating point.

By a dedicated channel, it is easy to set communication with an invertor (now it is possible to connect up to eight invertors).

Выпуском нового FX3S Mitsubishi Electric завершила серию контроллеров данной серии. FX3S является экономически выгодным преемником FX1S, и эта технологическая замена станет прорывом по многим критериям: ● скорость обработки данных (FX3S выполняет основные инструкции за 0.32μs, так же, как FX3G, и в три раза быстрее, чем FX1S); ● увеличенный объем памяти (FX3S может вместить программы объемом до 4 тыс. шагов, а также до 12 тыс. шагов файловых регистров и комментарий, что в общей сложности составляет 16 тыс. шагов); ● увеличение количества команд: FX3S имеет 116 прикладных инструкций, включая инструкции с плавающей точкой. По выделенному каналу связи также легко настроить связь с инвертором (теперь есть возможность подключения до восьми инверторов). Расширенные коммуникационные возможности: ● Кроме встроенного интерфейса RS-422, FX3S также имеет порт USB; ● Доп. возможности расширения (до четырех аналоговых каналов); ● Улучшенные возможности расширения (в контроллере FX3S может быть использованы специальные адаптеры для управления

SOURCE / ИСТОЧНИК: MITSUBISHI ELECTRIC

● New FX3S controller ● Новый контроллер FX3S ● ● ●

Extended communication capabilities: In addition to the built-in interface RS-422, FX3S has also a USB port; Additional extension capabilities (up to four analog channels); Improved extension capabilities (special control adapters can be used in the controller FX3S)

NIS Drills First Horizontal Well in Serbia NIS completed drilling of the first horizontal well in Serbia at the Kikinda Varos oilfield. The obtained results made it possible to confirm the geological model of the field created previously by the NIS specialists.

The well depth is 2,670 meters, the horizontal section length is 250 meters, and the total period of operations amounted to 30 days. At present, the well is under testing,

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

NIS пробурил первую горизонтальную скважину в Сербии На расположенном в Сербии нефтяном месторождении Кикинда Варош, разработку которого ведет NIS, успешно завершено бурение первой в стране горизонтальной скважины. Полученные результаты позволили подтвердить созданную ранее специалистами NIS геологическую модель месторождения. Глубина скважины составила 2,67 км, длина горизонтального участка – 250 м, на выполнение работ потребовалось 30 дней. В настоящее время продолжается испытание скважины, на которой получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом порядка 40 т/сут. Горизонтальная скважина на месторождении Кикинда Варош – первый успешный опыт реализации подобных проектов не только на территории Сербии, но и стран бывшей Югославии. В будущем NIS планирует использовать эту технологию для осуществления нового перспективного проекта – эксплуатации месторождения тяжелой высоковязкой нефти Гай, разработка которого с применением традиционных методов бурения невозможна. Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

#12 /1 December 2013 / January 2014

SOURCE: GAZPROM NEFT / ИСТОЧНИК: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

● The first horizontal well drilled in Serbia is under testing ● Продолжаются испытания первой горизонтальной скважины, пробуренной в Сербии

Schlumberger представляет наземный многофазный расходомер нового поколения

during which a natural flow of water-free oil was received at a flow rate of approximately 40 tons a day.

This horizontal well at the Kikinda Varos field is the first successful realization of such a project not only on the territory of Serbia, but all over the countries of former Yugoslavia. In the future, NIS plans to apply this technology in a new advanced project – production from the viscous heavy oil field Gaj, development of which using common drilling methods is impossible.

Schlumberger Introduces New Generation Surface Multiphase Flowmeter

Schlumberger объявила о выпуске наземного многофазного расходомера Vx Spectra*, который представляет новейшее поколение многофазных расходомеров для работ как на море, так и на суше. Новый многофазный расходомер позволяет операторам получать измерения расхода флюида в ходе испытаний скважин на приток, а также проводить непрерывный мониторинг. В новом расходомере используется полная гаммаспектроскопия, что позволяет обеспечить высочайшую точность при измерениях многофазной продукции. В расходомере предусмотрено два новых размера горловины трубки Вентури, адаптированных к расширенному диапазону дебитов. 19-миллиметровый вариант Vx Spectra предназначен для мониторинга малодебитных добывающих скважин – до 30 барр./сут, а 40-миллиметровый вариант трубки Вентури используется в многофазном расходомере среднего диапазона, имеющем высокую эксплуатационную гибкость, что позволяет использовать его при различных дебитах нефти и газа. Благодаря модульной конструкции система легко встраивается в добычное оборудование оператора. Для подтверждения метрологических характеристик наземного многофазного расходомера Vx Spectra были проведены обширные испытания с использованием более чем 400 точек замера на четырех испытательных стендах стандартных промышленных измерительных систем. Испытания проводились с различными флюидами при разных давлениях и режимах потока.

Schlumberger announced the release of the Vx Spectra* surface multiphase flowmeter, which is the latest generation of multiphase flowmeters for offshore and land applications. The new multiphase flowmeter enables operators to obtain flow rate measurements in production testing and permanent monitoring.

The new flowmeter uses full gamma spectroscopy to provide the highest accuracy in multiphase production measurement. The flowmeter introduces two new venturi throat sizes adapted to an extended range of flow rates.

The Vx Spectra 19mm monitors low-rate producing wells down to 30 barrels per day, and the 40-mm venturi ver488-метровый корпус плавучей установки для сжиsion introduces a mid-range multiphase meter with high жения природного газа (СПГ) под названием Prelude flexibility to match oil and компании Shell был спущен на воду из сухого дока gas production flow rates. судостроительной верфи компании Samsung Heavy Modular design configuraIndustries (SHI) в Гиоджи , Южная Корея, где в настоtions offer easy integration ящее время осуществляется строительство установwith operators’ production ки. После завершения строительства, Prelude станет facilities. крупнейшей плавучей установкой в мире. Она откроTo confirm the metroет доступ к новым морским энергоресурсам и будет logical performance of the производить около 3,6 млн т СПГ в год для удовлетVx Spectra surface multiворения растущего спроса. phase flowmeter, extenПлавучая установка позволит Shell добывать sive testing was conducted, ● Vx Spectra delivers accurate flow rate природный газ в морских условиях, сжижать его и acquiring more than 400 measurements for oil and gas production затем перекачивать непосредственно на суда, которые будут доставлять его клиентам. Она даст возможtest points at four industry monitoring and allocation reference flow loop meter- ● Расходомер Vx Spectra ность разрабатывать ресурсы газа в широком диапаing facilities. Tests were con- обеспечивает точные измерения зоне от групп небольших удаленных месторождений ducted with various fluids расхода для мониторинга добычи и до потенциально более крупных месторождений с and at different pressures планирования дебитов нефти и газа использованием множественных промысловых объand flow regimes. ектов, когда, по ряду причин наземная разработка SOURCE / ИСТОЧНИК: SCHLUMBERGER

Shell спустила на воду корпус крупнейшей в мире плавучей установки

14

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

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

The 488-meter-long hull of Shell’s Prelude floating liquefied natural gas (FLNG) facility has been floated out of the dry dock at the Samsung Heavy Industries (SHI) yard in Geoje, South Korea, where the facility is currently under construction. Once complete, Prelude FLNG will be the largest floating facility ever built. It will unlock new energy resources offshore and produce approximately 3.6 million tons of liquefied natural gas (LNG) per annum to meet growing demand.

FLNG will allow Shell to produce natural gas at sea, turn it into liquefied natural gas and then transfer it directly to the ships that will transport it to customers.

It will enable the development of gas resources ranging from clusters of smaller more remote fields to potentially larger fields via multiple facilities where, for a range of reasons, an onshore development is not viable.

This can mean faster, cheaper, more flexible development and deployment strategies for resources that were previously uneconomic, or constrained by technical or other risks.

Prelude FLNG is the first deployment of Shell’s FLNG technology and will operate in a remote basin around 475 kilometers northeast of Broome, Western Australia for around 25 years. The facility will remain onsite during all weather events, having been designed to withstand a category 5 cyclone.

SOURCE / ИСТОЧНИК: SHELL

Shell Floats Hull for World’s Largest Floating Facility

● Prelude will be producing about 3.6 million tons of LNG per annum ● На Prelude ежегодно будет производиться около 3,6 млн т СПГ нецелесообразна. Это означает возможность реализации более быстрых, дешевых и гибких стратегий разработки ресурсов, которая ранее считалась экономически неоправданной или ограниченной техническими или прочими рисками. Плавучая установка Prelude станет первым случаем реализации технологии Shell по плавучим установкам СПГ, она будет эксплуатироваться в удаленном бассейне около 475 км к северо-востоку от Брума, в западной Австралии в течение примерно 25 лет. Установка будет оставаться на месте проведения работ при любой погоде, так как она спроектирована так, чтобы противостоять циклонам пятой категории.

What we do

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

The leading provider of marine support services

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

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

SMITLAMNALCO.COM

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

15

2013 20 2 013 13 T TECHNICAL EC EC CHN HN NIC I AL LE EXCELLENCE XC CEL ELLE LE ENC NCE TE TEXAS EX XA AS TOUR UR R

Lone Star State Welcomes Surgutneftegaz

«Сургутнефтегаз» в «Штате одинокой звезды»

I

ннача але ле декабря НГ Н Е пр п овел пер е вый обуч буч учаю аю-щийй туур для ро осс ссий ийск ий скиихх неф фтя т ниикко о ов в СШ США. А В теече ч ниее по почти двух неддель орга г низато то оры с г упппой инженеров тр гр треетттье ьей по ье по ур ро овнню до доб бы ычии российско ой нефтекомпании, «Су С рггут у нефт фттегаз а а», по осещали завод одды по по про оииззводс водст во дсству тву пр тв ром о ысло лово вогго вого во о обо орудо ова ания и слан а це цевые пр п омысллы в Тех ехас ех ехас асе, а также провод о илии ввсстр треч е и с пр ред едсставиттееллями опера атор о ов и с рв се рвис исныхх ко комп мпан аний ий.. В со ий сост став рос оссийской дееле легации из 10 0 чел еловек, возглавляеемой гллаввнны ым ин инже нже жене неро еро ром Н НГГД ДУ У «Б Быс ы тр трин инскнееф фттьь»» Рос осттииисславво ом м Кузой,, во вош шлли на нача ача чалььниики ки цех ехов ов до об бычи семи НГД ДУ «С «Суг угруутнеф фтега тега те аза а». Сред еедди д компан а ий ан и -х -хоззяе яевв от отме меети тим не тим нефт ефттег егаззоввы ыхх тяж яжеловесо ов межддун у ародного о мас асшт асшт штаб аб аба ба – Lu L fkkinn Ind ndustriees,, GE O l&Ga Oi l&G s,, Schlu l& chluum ch mb berger и Ba Bake ker Hu Hug ghhes,, а та акж кже независи ви симы ых ппр роизводителей ей,, ддо об бы ывающ ыв ющих щих их угл г ев еводор род о ы на сла на анц нц ы нцевых ыхх пр ро омы мыслах в Пермском м ба басссеййне не Тех еха ехас асса, одно од ном из из кр руупнней е ших добы до об вающ ющих рееггионо ющ ио оно ов СШ С А, А и на сла на анц нцеввом о мессто оро р жден ении ии Игл Фор рд.. В рам амка мка ах об обу-ча ающейй про рограм мм мы ы гос ости имели лии во озм змож ожно ност сть по посети тить ти техн х ологич иччеесски кие це ц нт нтры р аме мериика ме анских ко омп м а анниийй, по пооб ооб общатьься с ино ностра анн нным ным ыми ми ко колл ллегам а и в форм рм ма атте «ккрууглых ы стол олов», », поб обыв ыва атть на ме местор ор ро ож ждениях, и оз ознакомиться ся на а мес есте те с обо бору р дованием м и тееххно ноло логичееск с ими проц сс це ссами. Учи читы чи ыва ая ввееддуущу щ ю ро роль «Суур рггууттнефтег т газ аза» а в Ро Р сссии ии в обл блас бл ас и добычии тр асти ас руудднно оиззвлек оиз е ае а мой нефти, госсттей го ей из России иии бол ольш ше всег ввссег его ин его инте тере р со ре ова вал уп вал упра р вллееннч сккийй опы че ыт ам а ерик еер рикан икан ик а ск ских иихх коллег на н про ромыслах, мног о остадий ст аддииййны ные ые ГГРРП, опт п им миз и ацциияя до об быч ыччии и ггееофизическа ая о енк оц енка ен ка заллеж ежей тру рудн днои оиизв звлеекаемой неф еф фти. НГЕЕ зании м ет ма ется ся орг рган аниз изац ацие иейй де дело лло овы вых вс в треч и обучающих програм гр амм ам м в со отр труд удни ниче чест стве ве с «Межд жддунар уннар роддным ииннс нстит ститут уттом м сотр со тр руд удни ниичеест ства а Вос о то токк-За За апад» (МИВЗ ВЗ З) и др рууггим и и ро оссиийс йскиими ми ком омпа мпа ани ниям ияям ми, спе п цииаллиз изир ирующи щиим миися с на пр роведе ве дени де н и тр ни т ен енин инго го ов. В пла ана нах НГЕ – провед еден ед е иее нов о ых ы трен тр еннин инго гов ов в ра рамк мккахх оче чере рее й Оfffshoree Technolo редной e og gyy Conf Co nfer nf erren eren e ce (OT O C) C , ко к то ора ая в мае эттог ого го г да пройддет ет в Хьюс Хь юсто юс то оне н . По Пове в ст стка ка буд у еетт рас асши шиире рена,, в частности, и за а ссччет ет вкллюч ючееннния ияя сек екто то ора ра пер ерер еработки и добычи угле л водоро водо во ро р одо дов нна а шельф ь е. За а бо б ле л е по одробной др р информ р ациией по бу будущиим турам о буду об бра раща щ йтес есьь к из изда зда дате ате телю елю лю НГЕ Пээт Дэ Дэви висс Ши Шимч м ак ак (ээллек ектр тронна р на ная ая по почт чтта а:: p p..sz szym zym ymcz czak czak ak@ k@ euura eura rasi siap apre r ssss.ccom, телефо фон он: н: +7 92 25 51 5 8 4441 1).

n ea arly De Dece ceemb mber, Oi O l& &Ga Gas Eu Eura Eura rasi s a la auunc n he h d ititss fifirs rst Te rs Techni n ca ni al Exce ceellen ennce c Tourr tto o the Un ted Unit Un e Sta ate t s. s. OG OGE leed d pet etrro ole oleeum um eng gin inee inee eers rss reepr pre res esen enti nting titing ng Rus u si s a' a s third--la larg rg geesst oi o l pr prod oducer,, Surrg Su gut gut utne tne neftf eg gaz az, on a two wo-w wo o-w weeek tou tour acrros to osss Te Texa xas, s, visi sititing ng eq ng quuip ipm ment me nt manuffa accttuuri ring g pla lan s,, shha lant allee field al iieelld d ds, s annd me a meet eet etin ing in ng field d operat atto orrs an and seerrvvic ice ce co companies.

Bystri By rinssknef e t ch chieef enngi gineeer er Ro osstitisl slav lav a Kuz uza he uza head a ed the 10-m 10 man Rus u sian an delegatio io on tthhatt inc nclu lude deed d prod prod pr oduc ucttiionn uc depa de part rtme m nt n chi h ef efs fs frrom om sev even even en Surgu gutn tnnef efte tega gazz prod pr oduc ucctition o sub bsi sidi diaries. Theirr U.S S. ho hos osts in incl c uded d innte tern rnat atio iona al he h avvyweighhts ts such uch ass Luffki uc k n Inndu d stri riies es, GE Oil & Gas as,, Ba akkeer Hu Hugh ghes and d Sch chllu lumb beerrge ger ass weellll as innde depe pend nd den ent produc uccer ers op opeerrat atinng on atin on sha halee hale playys inn the pl he Permi ermian er miiann Bas m asiinn, thhe la arg ges est oiil-pr p od duccinng regi re g on in th gi thee U Unnitited Sta tate tes, s,, annd d at Ea Eagl glee Fo ord d sha ha ale lee fifiel e d. Thee tra el rain inin inng pr prog og gra ram m offfe fere red d vi visi issiito torss a firrst stha tha and d op ppo p rt rtun unnitityy to unit o tour ur te tech chhnno chn olo logy gy cen entte ters rs, en enga age in trai tr raini aini ai n ng rou ound nd dtab ta abl bles es,, ass wel elll as vis isititt wel elll ssiitees tto o ins n peect c e ui eq u pm pmen entt annd vi en view w fie ield d man anag nag agemen agem eennt p prroc oces oces esse ses. s.

Give Gi Give ven Su ven Surg rguttne neft efftteg egaz gaz az'ss leea az's a adi diing d ng rol ole in ole in devvel e op opin ing g tit gh ghtt oill inn Wes oi estt Si Sibe berria, the Rus be ussi sian ann vis isiiittor orss we w re re espec spec sp ecia iall allyy innte tere ere rest ested ed d in U. U S. exp per erie ienc ncee inn fie i ld man a ag gem emen ment,t, mulltltimu i-sttag a e hyydr drau aulilicc fr frac actu turi ring ng,, pr prod oduc ucctition o op pttiimi mizati za ation o and on nd geo eoph phhys p ysic ical al evva alu luat attio ionn of tig ght oilil..

O E par OG artn tner e s with the Mos er osco coww-ba base sseed ed Ea East st-W Weesst Inte In tern te rnna attio i na n l In Insst stititut utee fo forr Co C op operat oper atio io on (M (MIV VZ) Z) and nd othherr Russ Ru sssia ia a-b -bas aseed d tra rainin innin ing gr grou ouups o ps in pr prov ovid ov vid diinng b buussiine nessss meetinngs me gs annd d trai ra ain ining ings in gs in th t eU Unnitited d Sta tate ate tes. s. Fut u uurre pro pr prog og gra r ms ms are r pla anned nned nn e dur urin ing the thhe up up pco comiing co ng OTC C in Houussto Ho t n, n as we w ll as ttrrip rip ps to to sttuudy dy thee U.S S. do d wn wnst sttream ream re a secttor and se d offffshor sshhor ore o op per erat atio iio onss. To To lea earn rnn mor o e,, co onnta acctt OG OGE GE pub blilish ishher er Pat at Dav avis is Szyymc mcza mcz zak at p. p sz szym ym mcz czak zak ak@ eeuura ura assiiap apre ress ress ss.c .com om m or ca c ll +7 92 925 51 5 8 44 4441 41..

16

В

Oil& & GasEURASIA Gas EURASIA SIA S IIA

ОБУЧАЮЩИЙ ТУР «ТЕХАС-2013» Тhe trip kicked off in Houston, with a visit to GE Oil & Gas. In recent years, GE has been acquiring artificial lift, well automation and production optimization companies, most recently Lufkin Industries, which adds beam pumping, hydraulic lift, gaslift, well automation and downhole sensoring tools to GE's ESP portfolio. Lee Hallock, region leader for Russia and CIS, Artificial Lift, briefed Surgutneftegaz engineers on GE's global strategy in developing its artificial lift business. Hallock's colleague, Cameron Wallace, communications leader – Drilling, delivered a presentation on GE's drilling business. Later, visitors toured GE's blowout preventer manufacturing facility before heading across town to Lufkin Automation in Missouri City, TX.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Поездка началась с визита в хьюстонский офис GE Oil & Gas. В последние годы GE активно приобретает компании, работающие в области механизированной добычи, автоматизации и оптимизации добычи. Не так давно GE пополнила собственный портфель активов в области мехдобычи за счет приобретения Lufkin Industries (кроме УЭЦН, теперь туда входят и станкикачалки, гидравлические подъемники, оборудование для газлифтной эксплуатации скважин, оборудование для автоматизации работы скважин и скважинные датчики). О стратегии развития этой ветки бизнеса GE гостям из России рассказал Ли Хэллок, руководитель сектора механизированной добычи по России и СНГ. Его коллега Кэмерон Уоллас, руководитель коммуникаций в секторе бурения, представил вниманию сургутской делегации презентацию о буровом бизнесе GE. Чуть позже гости отправились на экскурсию в цех по производству противовыбросового оборудования, после чего посетили подразделение Lufkin Automation в расположенном неподалеку Миссури Сити.

17

2013 TECHNICAL EXCELLENCE TEXAS TOUR At Lufkin Automation, the group saw pump controllers, VSDs and other production optimization systems in production. A representative of Zenith Oilfield Technology Ltd. lectured on downhole sensoring devices. The group then traveled to Lufkin International Lift Systems in West Houston.

18

В Lufkin Automation посетителям из России показали производство контроллеров, частотно-регулируемых приводов и других систем для оптимизации добычи. Представитель компании Zenith Oilfield Technology Ltd. провел презентацию на тему скважинных датчиков. Следующим пунктом в расписании участников тура значился визит в компанию Lufkin International Lift Systems, которая расположена в западной части Хьюстона.

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЙ ТУР «ТЕХАС-2013» A surprise ice storm greeted the visitors as they arrived in the twin cities, MidlandOdessa, the heart of the Permian Basin, 450 miles west of Houston near Texas' border with New Mexico. At 1.3 mbl/d, the Permian is the United States’ most prolific domestic oil basin. Today, nearly all of that crude is from shale. Lufkin Industries played host for two days. Sessions included a Q&A with Paul Treadwell, vice president of Parsley Energy, a leader among the hundreds of independent companies producing in West Texas. Parsley invited the group to inspect one of their well sites.

The group also toured a rod pump repair plant of Quinn Oilfield Supply (a Canadian company aquired by Lufkin in 2011).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Ледяной дождь стал неприятным сюрпризом для членов сургутской делегации по прибытии в Мидленд-Одессу – города-близнецы, расположенные в сердце Пермского бассейна, в 450 км к западу от Хьюстона, недалеко от границы Техаса со штатом Нью-Мексико. Пермский бассейн – самый продуктивный нефтяной бассейн в США, в котором ежедневно качают 1,3 млн баррелей нефти. Сегодня практически весь этот объем добывается из сланцевых пород. В течение двух дней роль хозяев примерили на себя представители Lufkin Industries. В рамках подготовленной программы сургутские нефтяники пообщались с Полом Трэдуэллом, вице-президентом Parsley Energy, компании-оператора, которая является одним из лидеров среди сотен независимых компаний, добывающих нефть в Западном Техасе. По приглашению Parsley гости из России чуть позже побывали на одном из окрестных промыслов компании. Тур завершал визит в цех по ремонту штанговых насосов Quinn (производитель насосов – канадская компания Quinn’s Oilfield Supply Ltd. была приобретена Lufkin Industries в сентябре 2011 года).

19

2013 TECHNICAL EXCELLENCE TEXAS TOUR Back in Houston, international service companies Schlumberger and Baker Hughes, briefed the Surgut delegation on their most advanced technologies used to develop unconventional resources: multistage fracking, geophysical assessment of well and frack placement, and artificial lift, especially ESPs.

20

По возвращении сургутских нефтяников в Хьюстон, представители международных сервисных компаний Schlumberger и Baker Hughes рассказали им о самых передовых технологических разработках, используемых в освоении нетрадиционных ресурсов: многостадийных ГРП, геофизической оценке коллектора и выборе места проведения ГРП, а также о технологических достижениях в области механизированной добычи, в особенности – за счет применения УЭЦН.

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЙ ТУР «ТЕХАС-2013»

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

21

2013 TECHNICAL EXCELLENCE TEXAS TOUR Nalco Champion, an Ecolab company, is a leading producer of chemical agents used in hydraulic fracturing. Surgutneftegaz visited their warehouse and product distribution center in Karnes City, TX, a three-hour bus ride to the Eagle Ford shale fields southwest of Houston.

Eagle Ford produces 1.1 mbl/d and like the Permian Basin, is produced by small- and medium-size, independent companies.

22

Nalco Champion, компания, принадлежащая Еcolab, – один из ведущих производителей химреагентов, применяемых в ГРП. Делегация «Сургутнефтегаза» посетила склад и центр по распространению продукции Nalco Champion в Карнс-Сити, техасском городке, расположенном в трех часах езды к юго-западу от Хьюстона, в районе сланцевого месторождения Игл Форд. На этом месторождении добывается 1,1 млн баррелей нефти в сутки, и, также, как и в Пермском бассейне, львиная доля этой добычи приходится на малые и средние независимые компании.

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЙ ТУР «ТЕХАС-2013» Nalco's client, EOG Resources, a leading operator in Eagle Ford, hosted the group at a nearby well site where Surgutneftegaz engineers viewed production operations, automation and field management processes. An evening in San Antonio wrapped up the tour.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Клиент Nalco, компания EOG Resources, один из ведущих операторов на месторождении Игл Форд, провела для гостей экскурсию на одном из своих промыслов. Здесь члены делегации «Сургутнефтегаза» смогли посмотреть процесс добычи, ознакомились с работой систем автоматического управления и технологиями управления эксплуатацией месторождения. Тур завершился вечерним визитом в Сан-Антонио.

23

GAS TRADING

Газовые тарифы:

Independents on the Offensive

Наступление независимых

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Gas Tariffs:

Svetlana Kristalinskaya

A drop in domestic gas consumption and difficulties with filling state coffers have led to a new round of battle in Russia’s gas market between Gazprom and independent producers. Experts say the market is ripe for restructuring and reform that could ultimately result in splitting up Gazprom.

Падение потребления газа на внутреннем рынке и проблемы с наполнением бюджета привели к новому витку борьбы на газовом рынке между «Газпромом» и независимыми производителями. Эксперты видят предпосылки реструктуризации и реформ на газовом рынке, вплоть до разделения «Газпрома».

I

етом текущего года, когда стало понятно, что либерализации экспорта сжиженного природного газа (СПГ) в России не миновать, глава «Газпрома» Алексей Миллер, комментируя последствия этого решения для монополиста, заявил: «Вообще-то монополия на экспорт газа – это не преференция (...), поскольку в настоящее время за счет той выручки, которую мы получаем на внешнем рынке, поддерживаем внутренний рынок». Цены на газ в России считаются низкими, в связи с чем в 2006 году российское правительство начало предпринимать ряд мер для развития газового рынка, в частности, обещало установить в 2011 году равнодоходные с европейским рынком цены (за вычетом стоимости транспортировки и экспортных пошлин). Затем эти сроки были перенесены на 2014–2015 годы, теперь рассматривается временной интервал не ранее 2017–2018 годов. Впрочем, Федеральная служба по тарифам (ФСТ) индикативно рассчитывает равнодоходную цену, и сейчас российская цена вдвое ниже европейской и даже немного ниже цены американского Henry Hub. Понимая сложности газового сектора, семь лет назад правительство не повышало для отрасли налог на добычу

n the summer, when liberalization of LNG export became imminent, Gazprom CEO Alexei Miller, commenting on the implications for the monopolist, noted: “In fact, gas export monopoly is no preference (...) since part of our revenue from gas sales abroad is used to support the domestic market.”

Russia’s local gas prices are considered to be low.

That is why in 2006 the government began to introduce a series of steps aimed at developing the domestic gas market. In particular, the Cabinet had promised that by 2011 it would establish equal netback pricing with European market tariffs (minus transportation costs and export duties). Subsequently, the move was postponed until 2014–2015, and now there’s talk about further delay until at least 2017– 2018.

Meanwhile, Russia’s Federal Tariff Service (FST) has been using indicative parameters to calculate netback parity. According to those, domestically traded gas is twice as cheap as the gas traded in Europe and even slightly cheaper than the gas traded at Henry Hub in the United States.

24

Светлана Кристалинская

Л

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

ТОРГОВЛЯ ГАЗОМ

Understanding the complexity of the gas sector, the Russian government back in 2006 decided to keep the subsoil use tax rate (NDPI) intact for gas producers.

However, difficulties with providing budget revenues nudged the Finance Ministry to take a closer look at the gas industry. Since 2011, NDPI has risen from 147 rubles to 237 rubles per 1,000 cubic meters of gas, and last year Gazprom had to pay 509 rubles per 1,000 cubic meters.

Meanwhile, the government took notice of the independent producers’ argument that they lack high-yield exports while domestic netbacks are still below parity with foreign sales, and eased their tax burden, setting the subsoil tax for independents in 2012 at a mere 251 rubles per 1,000 cubic meters.

This year, NDPI rose and in 2014 the government will introduce a formula-based subsoil tax with the actual rate depending on production conditions, domestic and foreign gas market prices and transportation costs.

According to Finance Ministry experts, higher gas prices in the foreign market would mean a higher NDPI rate for Gazprom. Higher gas transportation tariffs also mean higher expenses for the gas giant – in that case the subsoil tax rate for independent producers would go down and Gazprom would have to fork out the difference.

полезных ископаемых (НДПИ) в части газа. Но сложности с наполнением бюджета заставили Минфин обратить свой взгляд на газовиков. С 2011 года НДПИ был увеличен со 147 до 237 рублей за 1 тыс. м3, а с 2012 года налог для «Газпрома» повысили до 509 рублей за 1 тыс. м3. При этом для независимых производителей, внемля аргументам, что высокодоходного экспорта у них нет, а внутренняя цена так и не достигла равнодоходности, сделали послабление – их НДПИ в 2012 году составил лишь 251 рубль за 1 тыс. м3. В 2013 году НДПИ вырос еще, а с 2014 года вводится формульный НДПИ, зависящий от условий разработки месторождений, цен на газ на внутреннем и внешнем рынках, а также тарифа на его транспортировку. При этом, если цена газа на внешнем рынке вырастет, то увеличится и ставка НДПИ для «Газпрома», поясняли в Минфине. А если растет тариф на транспортировку газа, то для независимых НДПИ снижается, и на соответствующую величину увеличивается налог для «Газпрома».

В погоне за рентабельностью р

Что касается выручки, то цена на газ в России неуклонно росла, стремясь к равнодоходности в соответствии с обещаниями правительства. Так, с 2006 по 2012 год газ для промышленных потребителей дорожал в среднем на 17% в год, а тариф на транспортировку газа для независимых производителей – на 16%.

Pursuing g Profitabilityy При этом для «Газпрома» цены на газ регулируютТhe price of gas in Russia has been increasing steadily, aiming for netback parity in accordance with ся, независимые же производители могут продавать the government’s promises. In 2006-2012, the gas price его по свободным ценам. До кризисного 2008 года газ for industrial consumers had been averaging a 17-per- независимых производителей продавался с премией к cent rise annually, while the gas transportation tariff for ФСТ. «Газпром» также получил право с 2007 года продаindependent producers kept going up by 16 percent per вать газ новым потребителям по annum. цене с премией к ФСТ, при этом We need to note here that for Gazprom gas price ведомство регулирует этот преis regulated while independent producers can sell their дел. По коммерческим ценам volumes at market prices. Before the crisis hit in 2008, «Газпром» реализует порядка independent producers had sold their volumes at a pre10% газа на внутреннем рынке. mium to FST. In 2007, Gazprom also received the right Однако, по расчетам Credit to sell gas to new customers at a premium to FST (with Suisse, после 2009 года газ на the watchdog monitoring the margin). Today, Gazprom российском рынке стал проsells about 10 percent of its gas at commercial prices in даваться с дисконтом к ФСТ. Так, «Роснефть» в прошлом году the domestic market.

However, Credit Suisse suggests that after 2009 заключила контракты с «Интер Russian gas has been sold in the domestic market at a РАО» со скидкой к ФСТ примерdiscount to FST. Rosneft, for example, inked но в 10%. deals last year with Inter RAO at a discount «Газпром» снова остался of about 10 percent to FST. в неконкурентных условиях Yet again, Gazprom was stripped of its на внутреннем рынке, снижая competitive edge in the Russian market, долю присутствия, которая с subsequently seeing its share fall from 80 2008 года сократилась с 80% до percent in 2008 to 73 percent today. нынешних 73%.

The discounts offered to FST rates and Предоставление скидок к other pricing terms (including supply flexФСТ, а также другие ценовые ibility, advance payments, etc) allowed indeусловия (включая гибкость pendent producers to scoop up the sweetпоставок, авансирование и Russian gas consumers’ total debt to Gazprom est deals – contracts with large industrial т.п.) позволило независимым as of November 2013 consumers, who pay regularly and consume производителям «взять» самые Суммарные долги российских потребителей about 40 percent of Russian gas in secлакомые кусочки – крупных газа перед «Газпромом», ноябрь 2013 tors such as power generation, metallurgy, промышленных потребителей, Gazprom's revenue from domestic sales in 2012 agricultural chemistry and cement industry. которые исправно платят и Выручка «Газпрома» от продаж газа на Also, independent producers sell gas near потребляют порядка 40% газа внутреннем рынке в 2012 году their production fields. Last year, they comв России – это электроэнерге*Billion rubles / млрд рублей тика, металлургия, агрохимия, pletely covered gas demand in Sverdlovsk

740*

100*

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

25

#12 /1 December 2013 / January 2014

GAS TRADING PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

and Chelyabinsk regions, each of цементная отрасль. Кроме того, независиwhich consumes about 15 billion cubic мые производители продают газ вблизи от мест добычи. В 2012 году газом независиmeters of gas. To put things in context, their gas consumption is comparable мых производителей полностью обеспечиto that of Poland. Independent proвались Свердловская и Челябинская облаducers supply a large proportion of the сти – каждый регион потребляет порядка 15 total gas to the Khanty-Mansy autonoмлрд м3 газа, что, к примеру, сопоставимо с потреблением Польши. Большую долю mous district (73 percent) and the в общих поставках газа в регион незавиPerm territory (72 percent).

In 2013, NOVATEK began catering симые производители занимали в Хантыto Gazprom’s energy firms, supplying Мансийском автономном округе (73%), Пермском крае (72%). gas to Mosenergo, the Russian capital’s power utility company. According Более того, с 2013 года «НОВАТЭК» to sources at Gazprom, independent начал снабжать «газпромовскую» энергетиgas producers are able to sell cheaper ку в лице Мосэнерго. По признанию самого because of its low production cost, not in «Газпрома», у независимых производителей the least due to a lower subsoil tax, which ● The gas price freeze in the late газ дешевле из-за низкой себестоимости (как минимум из-за НДПИ, который в два is twice as expensive for the monopolist. 1990s came at a cost for Gazprom, Meanwhile, Gazprom bears the says Yelena Karpel раза ниже). burden of debt owed by individual ● По словам Елены Карпель, «Газпром» же исправно несет бремя consumers. According to data released замораживание цен на газ в долгов за потребленный газ со стороны населения. Так, по данным на ноябрь текуin November, all categories of consum- конце 1990-х дорого обошлось ers owe Gazprom 100 billion rubles монополисту щего года, долги за газ всех категорий потребителей перед «Газпромом» достигли ($3.06 billion) for consumed gas, while its revenue from domestic sales in 2012 totaled 740 bil- 100 млрд рублей, при том, что в прошлом году его выручка от реализации «голубого топлива» на внутреннем рынке lion rubles ($22.68 billion).

“In our opinion, the status of Gazprom as a state составила 740 млрд рублей. company creates more risks than opportunities in a situ«По нашему мнению, статус „Газпрома“ как государation where the government is under pressure of weak ственной компании создает больше рисков, чем возможGDP growth and the budget deficit, which means either ностей, в ситуации когда правительство находится под an increase of social burden or a higher tax,” note Credit давлением слабого роста ВВП и дефицита бюджета, предSuisse analysts. полагая рост социальной нагрузки или более высокого налогообложения», – отмечают аналитики Credit Suisse. Исходя из данных представленных в таблице, можно увидеть, что каждый кубометр, проданный на российском рынке, все-таки приносил «Газпрому» больше выручки, чем «НОВАТЭКу», однако рассчитать прибыльность каждого кубометра газа не представляется возможным, поскольку компании не раскрывают отдельно себестоимость газа. Впрочем, «Газпром» приводит данные, согласно котоАverage annual growth rate of gas tariffs for Russia’s рым, внутренний рынок для него нерентабельный. На industrial consumers in 2006–2012 положительный результат компания смогла выйти только Средний годовой рост тарифов на газ для в 2009 году. До 1996 года, напоминает начальник департамента экономической экспертизы и ценообразования промышленных потребителей в 2006–2012 годах «Газпрома» Елена Карпель, цены на газ изменялись на величину изменения цен на промышленную продукцию.

Based on statistical data (see Table), we can see В 1997 году цены были заморожены на три года. При этом, that every cubic meter of gas sold in the Russian market по ее словам, за тот же период цены на другие товары still generated higher revenue for Gazprom than for в России выросли в 2,4 раза. Учитывая, что после этого NOVATEK, but calculating the profitability margin per цены росли быстрее инфляции, упущенную индексацию cubic meter is impossible since the companies don’t dis- догнать не удалось. close gas production costs separately. На российском рынке цена на газ служит для правиAt the same time, Gazprom quotes certain figures тельства инструментом контроля за инфляцией, подчерwhich indicate that the domestic market is unprofit- кивает Credit Suisse. able for the company, and had begun earning money С 2009 года «Газпрому» удалось выйти на положительhere only in 2009. Prior to 1996, recalls Yelena Karpel, ную рентабельность поставок газа на внутренний рынок, head of Gazprom’s Economic Expert Analysis and Pricing в 2011 году рентабельность достигала 19,1%, а в 2012 году Department, gas prices were changing by the same margin из-за роста НДПИ, рентабельность снова упала до 4,8%. as prices for industrial products. In 1997, gas prices were frozen for three years, while over the same period prices С открытым р забралом р for other goods jumped 2.4 times, says Karpel. Taking into Когда российский бюджет стал испытывать новые account that since then the prices kept going up ahead of проблемы, и газовикам было объявлено, что цены на газ inflation, Gazprom has been unable to catch up with the на 2014 год замораживаются, роптал только «Газпром». Но Минэнерго и ФСТ выступили с инициативой разрешить lost indexation.

26

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

ему продавать газ с 20%-й скидкой к цене ФСТ, чтобы конкурировать с независимыми производителями, после чего засуетились уже последние. Они предложили снизить тариф на транспортировку, но ФСТ пока не горит желанием идти им навстречу, аргументируя свою позицию тем, что тариф на транспортировку рос не выше оптовых цен, а в будущем не превысит инфляцию.

Braving g the Freeze When new budget issues emerged Представитель «Газпрома» попытался and the government announced that it успокоить независимых производителей would freeze the price of gas in 2014, тем, что с учетом низкой рентабельности the only one grumbling was Gazprom. продаж на внутреннем рынке, монопоUltimately, Russia’s Energy Ministry лист не сможет демпинговать больше, чем and FST started lobbying a 20-percent 5-7% к цене ФСТ. По расчетам «Газпрома» discount to FST tariffs for Gazprom’s ● Pavel Zavalny proposes a move в 2014 году рентабельность поставок на sales in the domestic market, arguing it from direct government regulation of внутренний рынок с учетом заморозки would level the playing field with inde- gas prices to the model of price limits тарифов составит 7,5%, в 2015 году – 5,6%. pendent producers. This, in turn, made linked to alternative fuels В Белом доме пока не дают четких ● Павел Завальный independents uneasy. сигналов относительно тенденции измеThey offered to reduce the trans- предлагает перейти от прямого нения цен на газ в будущем. Сейчас звучат мнения, что цены на газ являются нашим portation tariff, but so far FST’s response госрегулирования цен на газ has been lukewarm as it argued that к установлению предельных конкурентным преимуществом, за счет the transportation tariff’s growth never значений с привязкой к которого нужно развивать промышленtopped wholesale prices and wouldn’t альтернативным видам топлива ность, работающую с использованием exceed inflation in the future. газа. Кстати, США так и поступили со Gazprom’s spokesman tried to своим сланцевым газом, начав активно calm down independent producers saying that given развивать в стране газохимию. В результате европейские the low profitability of domestic sales, the monopolist страны стали испытывать избыток не только газа, невосcould not dump more than 5-7 percent off the FST требованного в США и заполонившего Европу, но и химиprice. According to Gazprom calculations, in 2014 the ческих товаров, сопровождаемый обрушением цен и падеcompany’s profit margin for domestic sales, consider- нием выручки европейских химических предприятий. ing the frozen tariffs, is expected at 7.5 percent, in 2015 Аналитики Credit Suisse считают, что ситуация с пере– at 5.6 percent. избытком газа в России продолжится, поскольку незавиFor the time being, the Russian government is not симые производители продолжают наращивать добычу. giving any clear signals about future trends in gas prices.

Currently there is an opinion that gas prices are Russia’s In 2014 the government will introduce a formula-based competitive advantage and must be used to develop industrial sectors that use gas as a fuel. This is exactly subsoil tax with the actual rate depending on production what the United States has done with its shale gas revo- conditions, domestic and foreign gas market prices and lution, using it to boost the country's gas chemistry sec- transportation costs tor. As a result, European countries have faced an oversupply of both natural gas after the volumes unclaimed C 2014 года вводится формульный НДПИ, зависящий

by U.S. consumers flooded Europe and chemical prod- от условий разработки месторождений, цен на газ на ucts. The excess of gas and chemicals knocked down внутреннем и внешнем рынках, а также тарифа на его local prices and triggered a plunge of European chemi- транспортировку cal companies’ revenues.

Credit Suisse analysts believe that the situation with excessive gas supply in the Russian market will continue При этом, отмечают они, «мы видим, что разработка as independent producers keep growing their output fig- новых месторождений, таких как „газпромовские“ Чаянда ures. At the same time, they note, “we see that the devel- и Ковыкта и Южно-Тамбейское „НОВАТЭКа“, не зависят opment of new fields, such as Gazprom’s Chayanda and от динамики внутреннего спроса на газ». «Ситуация более Kovykta, or NOVATEK’s Yuzhno-Tambeyskoye, doesn’t рискованна для „Роснефти“ как компании, которая предdepend on the dynamics of domestic gas demand.” “The принимает значительные усилия, чтобы достичь заявленsituation is more risky for Rosneft as the company tries ной цели по добыче 72 млрд м3 газа к 2017 году с текущих very hard to meet the announced production target of 41 млрд3», – пишут эксперты Credit Suisse.

72 billion cubic meters by 2017 from the current 41 bilВ какой-то мере это соотносится со словами главы lion cubic meters,” write Credit Suisse experts. «НОВАТЭКа» Леонида Михельсона, который в июне текуTo a certain extent this coincides with the words щего года говорил о том, что вряд ли компания будет of NOVATEK head Leonid Mikhelson who said in June стремиться увеличивать свою долю на внутреннем рынке. that the producer was unlikely to increase its share Так, в «НОВАТЭКе» активнее заговорили об удвоении плаin the domestic market. At the same time, NOVATEK нируемых к строительству мощностей по сжижению газа is talking enthusiastically about doubling the future на Ямале до 25-30 млн т в год. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

According to Credit Suisse, the government uses the price of gas as a tool to keep inflation in check.

Since 2009, Gazprom is officially “in the black.” In 2011, its profit margin in the domestic market reached 19.1 percent, and then fell to 4.8 percent last year due to the growth of subsoil tax.

ТОРГОВЛЯ ГАЗОМ

27

#12 /1 December 2013 / January 2014

GAS TRADING Production Figures g and Financial Performance of Gazprom p and NOVATEK Производственные и финансовые показатели «Газпрома» и «НОВАТЭКа» Gazprom’s revenue from domestic gas sales (billion rubles) / Выручка «Газпрома» от продажи газа на внутреннем рынке (млрд рублей) Gazprom’s revenue growth from domestic gas sales / Темп роста выручки «Газпрома» на внутреннем рынке

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

356.1

399.5

474.3

494.9

614.7

723

740.3

11%

16%

4%

19%

15%

2%

Gazprom’s domestic gas supply (bcm) / Объем поставок газа «Газпромом» на внутренний рынок (млрд м3)

316.3

307

287

262.6

262.1

265.3

249.7

Gazprom’s revenue per 1 bcm of gas (billion rubles) / Выручка, приходящаяся на 1 млрд м3 газа «Газпрома» (млрд рублей)

1.13

1.30

1.65

1.88

2.35

2.73

2.96

-2.9%

-6.5%

-8.5%

-0.2%

1.2%

-5.9%

1125

1301

1653

1885

2345

2725

2964

28.05

35.6

45.65

53.6

71.06

110.9

142.6

28.6

28.3

30.4

32.4

37.2

52.9

56

0.98

1.26

1.50

1.65

1.91

2.10

2.55

27%

28%

17%

33%

56%

29%

-1.0%

7.4%

6.6%

14.8%

42.2%

5.9%

80%

77%

77%

76%

73%

SOURCE: COMPANY DATA / ИСТОЧНИК: ДАННЫЕ КОМПАНИЙ

Growth rate of Gazprom’s domestic gas sales / Темп роста продажи газа «Газпромом» на внутреннем рынке Average selling price (rubles per 1,000 cubic meters) / Средняя цена реализации (руб./1 000 м3) NOVATEK’s revenue (bln rubles) / Выручка «НОВАТЭКа» (млрд рублей) NOVATEK’s production / Добыча «НОВАТЭКа» NOVATEK’s revenue per 1 bcm of gas (billion rubles) / Выручка, приходящаяся на 1 млрд м3 газа «Газпрома» (млрд рублей) NOVATEK’s revenue growth / Темп роста выручки «НОВАТЭКа» от продажи газа NOVATEK’s production growth rate / Темп роста добычи «НОВАТЭКа» Gazprom’s share in the domestic market / Доля «Газпрома» на внутреннем рынке LNG plant’s capacity on Yamal Peninsula to 25-30 million tons per year.

In general, gas market players are in favor of its new model based on market principles, because although price regulation in the gas industry does solve opportunistic, social or industrial goals, comprehensive approach is still lacking.

Pavel Zavalny, deputy chairman of the State Duma Energy Committee, proposed a move from direct government regulation of gas prices to the model of price limits linked to alternative fuels (fuel oil, coal). According to Zavalny, the competitive market requires a minimum of five suppliers, at least five transportation routes, diversification of gas shipping methods (pipelines, LNG, pressure gas), production regions, etc.

There are more radical opinions, too. For example, Credit Suisse analysts believe that “the current structure of the Russian gas market will eventually lead to Gazprom’s exclusion from the pipeline business, just like it happened in the oil industry where statecontrolled Transneft provides market participants with pipeline access on a non-discriminatory basis.”

“However, as Gazprom plans to increase investment in its pipeline business, we do not expect any radical changes in the near future,” reads the report.

28

В целом же, участники газового рынка высказываются за создание его модели на рыночных принципах, поскольку до сих пор регулирование цен на газ в отрасли решает конъюнктурные, социальные или отраслевые цели, но нет комплексного подхода. Так, заместитель председателя комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный предложил перейти от прямого госрегулирования цен на газ к установлению предельных значений с привязкой к альтернативным видам топлива (мазут, уголь). По его мнению, конкурентный рынок предполагает наличие не менее пяти поставщиков, не менее пяти маршрутов транспортировки, диверсификацию способов доставки газа (трубопроводный, сжиженный, сжатый), регионов добычи и др. Есть и более радикальные мнения. Аналитики Credit Suisse, к примеру, считают, что «текущая структура российского рынка газа в итоге приведет к выделению из „Газпрома“ трубопроводного бизнеса по образу нефтяной промышленности, где контролируемая государством «Транснефть» обеспечивает участникам рынка доступ к своим нефтепроводам на недискриминационной основе». «Однако, мы не ожидаем радикальных изменений в ближайшем будущем из-за планов „Газпрома“ увеличить капиталовложения в свой трубопроводный бизнес», – говорится в обзоре экспертов.

Oil&GasEURASIA

GAS STORAGE

Yekaterina Pokrovskaya

Екатерина Покровская

eliability of gas supply is one of the pillars of energy policy in the European gas market, which has traditionally been Gazprom’s key market. Uninterrupted fuel supply to one of the world’s most power-hungry markets provides not only heat and light for homes, but also ensures reliable delivery of gas to the industrial sector and guarantees its sustainable development. The project to build Europe’s largest underground gas storage (UGS) in the Netherlands, which is nearing completion, perfectly fits this strategy and has been executed with the participation of Russia’s gas giant Gazprom.

Abu Dhabi National Energy Company Co. (Abu Dhabi, UAE), better known as TAQA Energy, announced recently that construction, commissioning of the facility and injection of cushion gas into the Bergermeer underground gas storage in the Netherlands were completed. Gazprom, which has been responsible for injecting gas into the UGS, partnered with TAQA Energy in the project, scheduled to be launched in April 2014.

Cushion gas injection was conducted over four years, Gazprom’s press office told OGE. Next year, after above-ground work is completed, Gazprom will obtain storage capacity in the facility. In exchange for the entire volume of gas pumped into the storage, Gazprom will receive a share of Bergermeer long-term storage

адежность поставок газа – один из основных приоритетов в формировании энергетической политики на европейском рынке «голубого топлива», традиционно являющемся ключевым для «Газпрома». Бесперебойные поставки сырья на один из самых энергоемких рынков мира – это не только тепло и свет в домах, но и надежное подспорье для промышленного сектора, один из залогов его устойчивого развития. В русло такой стратегии газообеспечения идеально вписывается близящийся к завершению проект строительства на территории Нидерландов крупнейшего европейского подземного хранилища газа (ПХГ), участие в реализации которого, в частности, принял и российский газовый гигант.

Abu Dhabi National Energy Company Со. (Абу-Даби, ОАЭ), более известная под сокращенным названием TAQA Energy, объявила недавно, что строительство, отладка мощностей и закачка буферного газа в ПХГ в расположенном в Нидерландах Бергермеере, завершены. Партнером эмиратской компании выступил «Газпром», отвечавший за закачку топлива в хранилище. Ввод объекта в эксплуатацию запланирован на апрель 2014 года. Как сообщили НГЕ Е в «Газпроме», закачка буферного газа продолжалась около четырех лет. После завершения комплекса наземных работ, «Газпром» в следующем году получит запланированные мощности хранения. В обмен

R

30

«Газпром» разыграл голландскую карту

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Gazprom Puts Stakes on Dutch Gas Storage Project

Н

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

ХРАНЕНИЕ ГАЗА

capacities and will also co-own with TAQA Energy BV на весь объем закачанного в хранилище газа «Газпром» the operator company. This will allow the Russian part- на долгосрочной основе получит долю мощностей ПХГ ner to monitor the operating performance of the stor- Бергермеер и, совместно с TAQA Energy B.V., будет владеть долей в эксплуатационной компании. Эта схема age facility.

TAQA Energy and Gazprom established a partner- позволит российскому партнеру осуществлять контроль ship in December 2008 when they signed a memo- за операционной деятельностью хранилища. Начало партнерства двух компаний было положеrandum of understanding on the $800 million UGS Bergermeer joint construction project. In August 2009, a но в декабре 2008 года, когда TAQA Energy подписаconsortium including Energie Beheer Nederland (EBN), ла с «Газпромом» меморандум о взаимопонимании на Dyas BV, Petro-Canada and TAQA Energy BV (TAQA’s предмет совместного участия в проекте строительства Netherlands-based affiliate) signed an agreement with ПХГ Бергермеер с оценочной стоимостью в $800 млн. В Gazprom Export on delivery of cushion gas for the августе 2009 года консорциум в составе Energie Beheer project. Under the agreement, the Russian side pledged Nederland (EBN), Dyas B. V., Petro-Canada и TAQA Energy to pump the entire volume of required cushion gas (4.1 B. V. (голландская «дочка» TAQA) подписал соглашение с billion cubic meters) into the storage in exchange for «Газпром экспортом» о поставке буферного газа в рамках access to 1.9 billion cubic meters of active gas storage проекта. По условиям соглашения, российская сторона and 26.4 million cubic meters of daily retrieval rate. обязалась закачать весь необходимый объем буферного Currently, only the facility in the northern German city газа (4,1 млрд м3) в ПХГ в обмен на доступ к 1,9 млрд м3 of Rehden can boast larger storage capacity (4.4 billion активного объема хранения газа и 26,4 млн м3 суточной cubic meters), but the Bergermeer UGS will claim the производительности его отбора. Большими емкостями top spot in 2015 when its storage capacity is slated to хранения – 4,4 млрд м3 – сегодня может похвастать лишь reach a record 5 billion cubic meters. Gazprom’s booked ПХГ в Редене на севере Германии, но уже в 2015 объем access to 1.9 billion cubic meters entitles the Russian хранилища в Бергмеере будет увеличен до рекордных giant to sell about half of the active gas in the storage.

5 млрд м3. Закрепленный же за «Газпромом» доступ к “TAQA owns 50 percent 1,9 млрд м3, фактически, надеand we will operate the facilляет российскую компанию ity, and 40 percent is owned правом реализации около половины всего активного by the Dutch state-owned energy project developer объема хранения газа.

Energie Beheer Nederland. «ТАQА Energy принадлеGazprom is involved in the жит 50% в проекте и мы будем facility operations as a strate- billion cubic meters – the amount of gas supplied by оператором ПХГ, тогда как 40% находится в собственgic partner from the Russian Gazprom to Western European importers in 2012 side,” Allan Virtanen, head of ности местной энергетичеmedia at TAQA Energy, told млрд м3 – общий объем поставок газа «Газпромом» ской госкомпании Energie OGE. Beheer Nederland. „Газпром“ в страны Западной Европы According to TAQA же вовлечен в операционную в 2012 году Energy, the facility will be деятельность на правах стратегического партнера с росgradually put into operation starting in April 2014. It is expected to operate at full сийской стороны», – рассказал НГЕ Е директор по работе capacity in 2015. By that time, the volume of active gas со СМИ в ТAQA Energy Аллан Виртанен. storage will reach 5 billion cubic meters, with the daily По сведениям ТAQA Energy, ввод в эксплуатацию storage retrieval rate of up to 65.7 million cubic meters. газохранилища начнется в апреле 2014 года, и будет UGS Bergermeer is mainly focused on controlling the осуществляться постепенно. Полная загрузка мощноreliability of natural gas supply through the Nord Stream стей запланирована на 2015 год. К тому моменту объем pipeline, Gazprom said. активного хранения газа будет увеличен до 5 млрд м3, а In 2012, Gazprom supplied 111.13 billion cubic суточная производительность хранилища – до 65,7 млн meters of natural gas to markets in Western Europe, м3. По словам представителя «Газпрома», ПХГ Бергермеер including largest importers – Germany, Italy and the главным образом ориентировано на обеспечение надежUnited Kingdom. Forecasts suggest that over the next ности поставок природного газа по трубопроводу decade EU members’ gas imports could grow by more «Северный поток». than 50 percent. By means of directly linking Russia’s В 2012 году «Газпром» поставил 111,13 млрд м 3 largest gas reserves with Europe’s gas transportation газа на рынки стран Западной Европы, среди которых system, Nord Stream will cover about 25 percent of the крупнейшими импортерами сырья являются Германия, European Union’s additional demand for imported gas. Италия и Великобритания. Согласно прогнозам, импорт “One of the key points is that we are offering a газа странами Евросоюза может увеличиться в ближайglobal gas storage facility to the companies that want to шее десятилетие более чем на 50%. Благодаря прямому store gas. Typically, pumping the gas during the summer соединению крупнейших российских запасов газа с months when the gas is cheaper, and extracting it in газотранспортной системой Европы, «Северный поток» the winter when the prices are higher. That way, indus- сможет удовлетворить около 25% дополнительной trial users can benefit from the price difference that is потребности ЕС в импортируемом газе. «Один из ключевых моментов заключается в том, что reflected in a summer-winter spread,” explains Virtanen.

The Netherlands is a key player in maintaining the здесь мы предлагаем компаниям, которые хотят хранить EU gas balance. The country operates natural gas stock газ, объект мирового уровня, – отмечает Виртанен. – Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

SOURCE / ИСТОЧНИК: EBN

GAS STORAGE

● B Byy 201 0155,, thhee Beerrggeerm rmee rmee eer ffaaci eer cili ilility ty’s ’s sto toora raage ge cap apac aciitty wi willll reeaacchh

a reeccoordd 5 bilillilioonn cubbicc met eter ers rs ● К2 20 015 15 гоод ду об объе ъем ПХ ПХГ Бееррггер ПХГ ерме меер ер бууд дет ет уве веллиичеен

доо рееккооррд д днны ыхх 5 млр лрд м3 газ аза exchange (Transfer Title Facility, TTF), which trades gas through spot contracts. In 2011, TTF concluded deals for 163.6 billion cubic meters of gas, while physical deliveries reached 38.3 billion cubic meters. TAQA Energy has already booked necessary capacity for TTF exchange contracts for the next 10 years.

Gazprom also confirmed that in parallel to providing greater safety and security of gas supply to consumers, larger storage capacity of UGS Bergermeer would provide extra flexibility during seasonal fluctuations of demand. The link, though, between the growing storage capacity and fluctuating prices will not be the determining factor.

Bergermeer storage facility is mainly focused on controlling the reliability of natural gas supply through the Nord Stream pipeline. ПХГ Бергермеер главным образом ориентировано на обеспечение надежности поставок природного газа по трубопроводу «Северный поток».

The UGS Bergermeer is located just 20 kilometers from the BBL pipeline feeding natural gas from the Netherlands to UK. Last April, Gazprom and local gas giant Gasunie signed a protocol of intent to study options for expansion of the Nord Stream pipeline into the United Kingdom. If the project goes through, throughput capacity of the new trunkline could reach approximately 27.5 billion cubic meters, Gazprom CEO Alexei Miller said. Implementation of such project would provide Gazprom additional access to the UK market, which consumes about 100 billion cubic meters of gas annually.

32

#12 /1 December 2013 / January 2014

Устоявшаяся практика – это когда газ закачивается летом на фоне более низких цен, а отбирается зимой, когда дорожает. Таким образом, промышленные потребители смогут воспользоваться разницей в цене при заключении торговых контрактов, учитывая летний и зимний ценовой спред». Нидерланды являются ключевым игроком в поддержании баланса газа стран ЕС. На территории страны функционирует биржа природного газа TTF (Transfer Тitle Facility), на которой газ торгуется по спотовым контрактам. В 2011 году объем заключенных сделок на TTF составил 163,6 млрд м3 газа, объем физических поставок – 38,3 млрд м3 газа. ТАQA Energy уже зарезервировала необходимые мощности под биржевые контракты на ближайшие 10 лет. В «Газпроме» также подтвердили, что наряду с обеспечением большей безопасности и бесперебойности поставок газа потребителям, рост мощностей ПХГ Бергермеер предоставит гибкость в периоды сезонных колебаний спроса, добавив, что при этом корреляция прироста мощностей ПХГ с колебанием цен на газ не является определяющей. Примечательно, что ПХГ Бергермеер расположено в 20 км от газопровода BBL, подающего газ из Нидерландов в Великобританию. В апреле этого года «Газпром» и голландская Gasunie подписали протокол о намерениях по исследованию возможностей расширения трубопровода «Северный поток» в Великобританию. Как заявил глава «Газпрома» Алексей Миллер, в случае реализации проекта пропускная способность новой нитки магистрали составит около 27,5 млрд м3. Потенциальная реализация такого проекта предоставит «Газпрому» дополнительный доступ к рынку Великобритании, годовой объем газопотребления которого составляет 100 млрд м3.

Oil&GasEURASIA

ARCTIC

Canadian Arctic Is Next Destination for Global Majors Канадский сектор Арктики – следующая цель ведущих мировых компаний

PHOTO / ФОТО: CONOCOPHILLIPS

Ashok Dutta

O

ne of the ground rules for major operators in the global energy industry is to take any opportunity to explore and develop hydrocarbon resources, no matter how geologically challenging and financially demanding they may be.

Evidence of that was amply in hand at the 4th World Petroleum Council Youth Forum held on Oct. 23-25, 2013, in Calgary, where the representatives of leading international oil and gas companies did not mince words as they spoke about their firms’ plans to develop the Canadian sector of the giant and yet largely unknown Arctic Ocean.

While each speaker pointed out there was no hurry, yet they all unanimously agreed that development of these resources remains firmly on their companies’ radar.

34

Ашок Дутта

О

дин из основных принципов деятельности крупнейших игроков мировой энергетической отрасли – это использование любых возможностей для разведки и разработки углеводородных ресурсов, независимо от того, насколько геологически сложными и финансово обременительными эти мероприятия являются. Такой подход был продемонстрирован в полной мере и на IV Молодежном форуме Мирового нефтяного совета, который прошел 23-25 октября 2013 года в Калгари, где представители ведущих международных нефтегазовых компаний в очередной раз открыто заявили о планах по разработке канадского сектора гигантского, до сих пор малоизученного Северного Ледовитого океана. Хотя каждый докладчик и отмечал, что никакой спешки пока нет, все согласились, что разработка арктических ресурсов остается прочно в поле зрения их компаний.

Oil&GasEURASIA

№ №12 / Дек /1 Декабр Де абрь брь 201 2013 3 / Янв Январь а арь 2014 201 0 4

“Nearly 13 percent and 30 percent of the world’s undiscovered crude oil and natural gas potentials respectively are in the Arctic,” Sheila Reader, vice president, Canadian Arctic for ConocoPhillips Canada, told the conference.

Converting percentages to barrels, Canada’s Arctic hydrocarbon resources amount to 19 billion barrels of oil, 1,700 trillion cubic feet of gas and 44 billion barrels of natural gas liquids (NGL), estimated Reader, adding that the figures are likely to be revised upwards as the “shale gas revolution”, which made it possible for oil and gas companies to “scrape the bottom of the barrel” reserves, gains pace.

For its part, ConocoPhillips Canada is due to complete by late 2014 a study to develop its Amauligak acreage in the Beaufort Sea in the Canadian Arctic Ocean.

Reader said her company is currently in the second year of a three-year study that is considering several Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

АРКТИКА

«Почти 13% мировых прогнозных ресурсов нефти и 30% мировых прогнозных ресурсов природного газа сосредоточено в Арктике», – заявила Шила Ридер, вице-президент компании Canadian Arctic, входящей в состав ConocoPhillips Canada. Если проценты перевести в баррели, углеводородные ресурсы канадского сектора Арктики составляют 19 млрд баррелей нефти, 1700 трлн фут3 газа и 44 млрд баррелей газоконденсатных жидкостей. По словам Ридер, эти показатели, скорее всего, будут скорректированы в сторону увеличения, так как набирает темп «революция сланцевого газа», которая дала возможность нефтегазовым компаниям «поскрести по сусекам» существующих запасов. К концу 2014 года ConocoPhillips Canada должна закончить исследование по разработке принадлежащего ей участка Амаулигак в море Бофорта (канадский сектор Северного Ледовитого океана). Ридер добавила, что трехлетнее исследование ведется уже второй год, и его результатом станет подготовка

35

#12 /1 December 2013 / January 2014

ARCTIC issues as a precursor to preparing a design concept to drill wells and develop the offshore field.

At 41,936 acres, Amauligak is “the largest oil and gas” field in the Mackenzie Valley Delta and Beaufort Sea areas in the Northwest Territories (NWT), Reader said.

ConocoPhillips holds a 55-percent interest in the field, with partners Chevron and the Calgary-based ATCO controlling the remaining 40 percent and 5 percent respectively. The field is located about 50 kilometers from the last landfall in the Northwest Territories, and lies at water depths of 30 meters.

Development of the Arctic resources is not a 100-meter sprint, but rather a marathon. Разработка ресурсов Арктики – это не стометровка, а скорее марафон.

“The study will look into regulations, subsurface conditions, environment, stakeholder interests and the potential concepts to develop the field…In the 1980s, we acquired 2D seismic data over the field and also drilled some 10 wells,” Reader said.

ConocoPhillips Canada was among the five companies that in 2011 bought 11 parcels of land in the Northwest Territories with a work commitment of $529 million. The others were ExxonMobil’s Canadian subsidiary Imperial Oil, Husky Energy, Shell and the Calgarybased MGM Energy Corp.

In late September, a joint team of Imperial Oil, ExxonMobil and BP filed a project description with NWT regulators with the aim of drilling for crude in the Beaufort Sea, targeting an area that could require operations in the deepest water yet in the Canadian Arctic. The

проекта по бурению скважин и разработке шельфового месторождения. Месторождение Амаулигак, занимающее площадь в 41 936 акров, является «крупнейшим нефтегазовым» месторождением в районе дельты реки Маккензи и моря Бофорта на Северо-Западных территориях (СЗТ), отметила Ридер.

ConocoPhillips владеет 55%-й долей в месторождении, а ее партнеры Chevron и канадская ATCO (Калгари) контролируют 40% и 5% соответственно. Месторождение расположено на расстоянии примерно 50 км от последней точки выхода на берег СЗТ, на 30-метровой глубине моря. «В исследовании будут рассматриваться нормативноправовые акты, глубинные условия, обстановка, интересы участников и потенциальные концепции для разработки месторождения … В 1980-х годах мы провели на месторождении сейсмосъемку 2D и пробурили около 10 скважин», – пояснила Ридер.

ConocoPhillips Canada была одной из пяти компаний, которые в 2011 году приобрели 11 сухопутных участков в СЗТ с инвестиционными обязательствами на общую сумму в $529 млн. В эту группу также вошли Imperial Oil – канадская «дочка» ExxonMobil, Husky Energy, Shell и канадская MGM Energy Corp со штаб-квартирой в Калгари. В конце сентября Imperial Oil, ExxonMobil и BP совместно передали описание проекта регулирующим органам СЗТ для проведения бурения скважин на нефть в море Бофорта, нацеливаясь на район, в котором могут потребоваться работы на рекордных глубинах в канадской Арктике. Эта заявка – первый шаг на пути к разбуриванию двух совместных лицензионных участков, расположенных на расстоянии 275 км от селения Туктояктук в СЗТ. У ConocoPhillips, однако, имеются более масштабные планы в районе соседнего Северного склона Аляски, где компания вскоре начнет строительство скважин по проекту CD-5. После этого в течение трех лет будут выполняться работы по двум другим новым проектам на Склоне. «Строительство CD-5 планируется начать в январе 2014 года и продолжить зимой 2014–2015 годов», – говорит пресс-секретарь ConocoPhillips Натали Лоуман, уточняя, что начало добычи ожидается в конце 2015 года, а ее объем на начальной стадии должен составить 16 тыс. баррелей нефти в сутки.

Тhe Map of Canada Карта Канады

Другие ру участники у Yukon / Ю н Юко Nor o thw hwees hw est sstt Territories / Северо-За З падные ые те рит тер ритори ри оррриии

Nuun Nun N unavu a t/ av Н аву Ну Нун вут ву

Br British Columb Col u ia / Британ Бри тан а ска каяя Колумб Кол умбия ия Alberta / Альберта

Manito i ba / Saska attchewan / Манитоба a Саскккач а еван Ontario / О арио Онт

Newfoundland & Labrador / Ньюфаундленд и Лабрадор

Quebec / Квебек е

Prince Edward Island / Остров Принца Эдуарда Nova Scotia / Новая Шотландия

New Brunswick / Нью-Брансуик SOURCE / ИСТОЧНИК: HTTP://WWW.PM.GC.CA

36

По словам генерального директора Chevron Arctic Center Билла Скотта, Chevron Canada также укрепляет свои планы относительно бескрайнего Севера. «Нам потребуется еще два-три года для выполнения оценки программы бурения на участке Сирлак в море Бофорта, – сказал он. – В прошлом году мы провели 3 700 км² высококачественной сейсмической съемки, и следующим шагом должна стать выработка стратегии. Эти данные были получены после почти полуторагодичной работы по планированию и проведению сейсмосъемки для получения геологической информации на глубине моря 800-1 800 м».

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

АРКТИКА

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

application is the first step en route to drilling on two jointly held licenses to acreage located about 275 kilometers from Tuktoyaktuk in the Northwest Territories.

However, ConocoPhillips has bigger plans in the adjacent North Slope of Alaska, where the company will soon start well construction on its CD-5 project. This effort will be followed by two other new projects on the slope over the next three years.

“Construction of CD-5 is planned to begin in January 2014 and continue in winter 2014–2015,” ConocoPhillips spokeswoman Natalie Lowman said, adding that first production is expected in late 2015, and the initial gross production rate is estimated at 16,000 barrels of oil per day.

Other Players y Chevron Canada is also stepping up its plans for the vast North, Bill Scott, the general manager of Chevron’s Arctic Center, told the forum in Calgary.

“We are expected to take another two to three years to complete evaluations of a drilling plan at our Sirluaq acreage in the Beaufort Sea,” he said. “Last year, we shot 3,700 square kilometers of high-quality seismic data and our next step will be to come up with a strategy. The data was acquired after nearly 18 months of planning and shooting for geological information at water depths of 800-1,800 meters.”

billion barrels – forecast oil reserves of Canada's Arctic млрд баррелей – прогнозные запасы нефти канадского сектора Арктики Considering development of the Arctic a longterm value proposition, Scott forecast that, as a rule of thumb, Arctic projects would take 20 to 30 years to come to fruition.

Operator Chevron plans to develop the Sirluaq acreage in a 60:40 joint venture with Statoil Canada.

Geir Richardson, Statoil’s vice president of exploration for Canada, said in Calgary that development of the Arctic resources is “not a 100-meter sprint, but rather a marathon” that requires a sustainable business solution.

He did not elaborate on what would be the ingredients of such a solution, but said the Barents Sea in the Norwegian portion of the Arctic was opened for exploration in the 1980s with first production coming from the Statoil-operated Snohvit field 27 years later.

The Wayy Forward Advocating a “measured pace” of developing the mammoth Arctic oil and gas potential, Reader suggested Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Chevron’s Arctic Center general manager Bill Scott

forecast that Arctic projects would take 20 to 30 years to come to fruition ● Гендиректор Аrctic Center компании Chevron Билл Скотт предположил, что отдачу от арктических проектов отрасль получит через 20-30 лет

Разработка арктических ресурсов – залог извлечения долгосрочной выгоды, считает Скотт. По его мнению, предыдущий опыт подсказывает, что арктические проекты начнут приносить положительные результаты лишь через 20-30 лет. Выполняющая роль оператора Chevron планирует разрабатывать участок Сирлак в рамках совместного предприятия со Statoil Canada с распределением участия 60:40. Выступая в Калгари, вице-президент Statoil по геологоразведочным работам в Канаде Гир Ричардсон, сказал, что разработка ресурсов Арктики – это «не стометровка, а скорее марафон», который потребует рационального бизнес-решения. Не останавливаясь подробно на деталях, руководитель отметил, что поисково-разведочные работы в норвежском секторе Арктики в Баренцевом море были начаты в 1980-х годах, а первая нефть была получена Statoil на месторождении Сновит лишь через 27 лет.

Двигаясь вперед р Поддерживая «умеренный темп» разработки колоссального нефтегазового потенциала Арктики, Ридер предложила разработчикам использовать технологии, которые обеспечат лучшие результаты и позволят решать проблемы, связанные с экстремальными температурами, береговой эрозией, вечной мерзлотой, круглосуточной темнотой, летними штормами и другими факторами, которые влияют на разработку. «Контроль ледовой обстановки может стать основной проблемой в процессе бурения и эксплуатации. В ConocoPhillips считаем, что разработка должна начаться в менее осложненных районах, свободных ото льда, а затем смещаться на участки с дрейфующим (паковым) льдом», – сказала Ридер, добавив, что отсутствие экспортной инфраструктуры является дополнительной проблемой, с которой придется столкнуться операторам. «За исключением Арктики, основные нефтяные месторождения, на которых будет вестись добыча после 2030 года, еще предстоит открыть, – сказал Ричардсон. – Мы станем свидетелями освоения российского сектора гигантской Арктики. Основное внимание будет направлено на Охотское море, где первая скважина будет пробурена в 2016 году, за которой последуют еще семь скважин в 2017 году». По словам Скотта, Грэнд Бэнкс на Аляске и Сахалин в России уже находятся в эксплуатации, а следующей целью для крупнейших мировых компаний станет канадский сектор Арктики. «Ожидается, что к 2020 году будет пробурено примерно 320 скважин, что станет началом нового этапа разработки. Уже пробурено пять морских скважин на глубине 80 м, но промышленность ощутит перемены, когда цены разведочных работ и добычи снизятся благодаря новейшим технологическим достижениям», – считает Скотт.

37

ARCTIC developers use technology to yield the best outcome and deal with issues related to extreme temperature, coastal erosion, permafrost conditions, 24 hours of darkness, summer storms and other factors that impact development.

“Ice management can become a major issue for both drilling and operational situations. At ConocoPhillips, we believe development will first start with the less-challenging areas that are ice-free and then move to those with ice packs,” she said, pointing out that the lack of an export facility is another issue that operators will have to deal with.

“The major oilfields that will produce oil after 2030 are yet to be found, with the exception of the Arctic,” Richardson said. “We will see development of the Russian side of the giant Arctic. The focus will be on the Sea of Okhotsk, where the first well be drilled in 2016 and followed by seven more in 2017.”

According to Scott, the Grand Banks in Alaska and Sakhalin in Russia are already in production, while the next destination for global majors will be the Canadian Arctic.

“By 2020, about 320 wells are estimated to be drilled and that will start the wave for a new phase of development. Five wells have already been drilled to 80-meter depths in the Beaufort Sea, but the industry will go through changes as prices for exploration and production will be brought down by the latest technological advancements,” Scott forecast.

Meanwhile, Canadian federal regulator National Energy Board has reaffirmed strict drilling rules for offshore Arctic, making it mandatory for operators to drill a relief well in the same drilling season in the event of any blow-out or any kind of accident.

“We have termed it as the same-season relief policy well and this will have to be strictly adhered to by oil companies,” NEB spokeswoman Sarah Kiley said, adding that the regulatory agency will particularly look for operators to demonstrate financial and technical capabilities to deliver.

“The environment is very fragile in the Arctic and we need to protect it,” she stressed.

Her comments came on the backdrop of NEB issuing the final report last year that reviewed existing laws and liabilities related to drilling in offshore Arctic. The report stated that operators should involve Northern residents who want to have their say in future decisions and to get involved in preparing for future drilling projects, particularly in training for emergencies.

The review came in response to the April 2010 Gulf of Mexico oil spill and following the federal government’s request that NEB take a fresh look at the existing safety and environmental regulations in Canada’s offshore Arctic region.

Prior to the review, clean-up, restoration and compensation in offshore Arctic was governed by the Canada Oil and d Gas Operations Act, Arctic Waterrs Pollution Prevention Act and Th he Western Arctic Claim – The Inuvialu uit Final Agreement. All these statute es were legislated in the late 1960s, Kiley said.

38

#12 /1 December 2013 / January 2014

● According to Statoil’s Vice President for exploration in Canada Geir Richardson, the major oilfields that will produce oil after 2030 are yet to be found, with the exception of the Arctic ● По словам вице-президента по разведке канадского филиала Statoil Гира Ричардсона, за исключением Арктики, крупнейшие месторождения, на которых будет добываться нефть после 2030 года, еще предстоит открыть

Тем временем, федеральный регулирующий орган Канады, Национальное энергетическое управление (NEB), подтвердил строгие правила бурения на шельфе Арктики, сделав обязательным для операторов бурение разгрузочной скважины для глушения в тот же сезон, в котором ведется основное бурение, на случай выброса или любой другой аварии. «Мы называем это политикой разгрузочных скважин в одном и том же сезоне, и нефтяным компаниям придется строго ее соблюдать», – сказала пресс-секретарь NEB Сара Кайли, добавив, что регулирующий орган будет специально подбирать операторов, которые могли бы продемонстрировать свои финансовые и технические возможности в этом отношении. «Экология Арктики очень уязвима, и нам необходимо ее защитить», –подчеркнула она. Ее комментарии прозвучали на фоне прошлогоднего отчета NEB, в котором рассматривалось существующее законодательство и ответственность в отношении бурения на арктическом шельфе. В отчете говорилось, что операторы должны привлекать северных жителей, которые захотят высказаться по поводу принимаемых решений и принять участие в подготовке к будущим проектам по бурению, в частности в обучении действиям в случаях чрезвычайных ситуаций. Этот отчет был подготовлен в ответ на разлив нефти в апреле 2010 года в Мексиканском заливе и последующий запрос со стороны федерального правительства о необходимости свежего взгляда NEB на существующие нормативные требования по безопасности и охране окружающей среды в морском арктическом районе Канады. До подготовки этого доклада, вопросы очистки, восстановления и компенсаций ущерба на арктическом шельфе регулировались ре у Законом о нефтегазовых операциях на территории Канады, Законом о предупреждении загрязнения ния ар арктических вод и Окончательным соглашением с народностью с Инювайлют по их притязаниям на Западную Арктику. По словам Кайли, все эти законодательные акты были изданы в конце 1960-х годов.

Oil&GasEURASIA

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

Геонауки — инвестиции в будущее

Окончание предварительной регистрации 15 марта 2014 г.

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

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

IT

Capital Construction: IT Investments Pay Off Handsomely

Капстроительство: Вложения в IT окупаются сторицей PHOTO / ФОТО: EUROPEANBUSINESSREVIEW.COM

Elena Zhuk

O

il and gas industry, on par with transport, construction and real estate, is a leader in capital construction investments. Moreover, according to forecasts

by Russia’s Ministry of Economic Development, investment growth is slated to continue in coming years.

In global rankings measuring information technology’s contribution to GDP, Russia lies at the bottom of the table. And still, there is ground for optimism – from 2010 to 2015, IT expenditure in Russia will grow on average by 18 percent per year, forecasts suggest. Growing investments will push Russia up the global ranks, closer to the middle section of the rankings, though midlevel players won’t stand still, too, Parma-Telecom (ITPS Group) general director Leonid Tikhomirov told the conference “Managing the Lifecycle of a Capital Construction Project. From Green Field to iField,” which was held Nov. 20 in Moscow. Today, IT industry’s growth dynamics is developing at high speed. A forecast by David House (Intel) suggests that performance of computer hardware doubles every 18 months due to a combination of growing number and performance of transistors used there. According to Tikhomirov, dynamics of development are best characterized by the British classic: “Here we must run as fast as we can, just to stay in place. And if you wish to go anywhere you must run twice as fast as that.” Tikhomirov bases his confidence in IT getting proper development in

40

Елена Жук

Н

ефтегазовая отрасль, наряду с транспортом, строительством и недвижимостью, сегодня является лидером по инвестициям в капитальное строительство среди отраслей экономики и, по прогнозам Минэкономразвития России, в ближайшие годы рост объемов инвестиций продолжится. По доле информационных технологий (IT) во внутреннем валовом продукте (ВВП) Россия располагается в конце мирового рейтинга, но повод для оптимизма есть – согласно прогнозам, с 2010 по 2015 год рост затрат на IT сохранится на уровне 18% в год. Растущие инвестиции позволят России сместиться ближе к середине рейтинга, но ● Parma-Telecom m (I (ITP T S TP

Group) generral directorr Leonid id Tikhomirov ● Генера аль льны н й директор о компании «Па Парма-Те Теле леко к м» (ITPS Grouup) Леонид д Тихоми м ров

PHOTO: PARMA-TELECOM / ФОТО: ПАРМА-ТЕЛЕКОМ

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

IT SOURCE: RUSSIAN MINISTRY OF ECONOMIC DEVELOPMENT / ИСТОЧНИК: МИНЭКОНОМРАЗВИТИЯ РФ

Russia on historically solid R&D base and availability of professional staff.

Defining g Value Is Keyy

● Sergei Budlov, hea ad

of well operations department at LUKO OILL Overseas ● Серг ргей ей Буд удлов, началльни никк оттде ни дела скважи жинн нных нн ыхх операциий «ЛУКОЙЛ Оверсиз»

PHOTO: PARMA-TELECOM / ФОТО: ПАРМА-ТЕЛЕКОМ

The relevance of efficient management of capital construction facilities at all stages of the lifecycle grows alongside investments. Project management experts agree that particular attention must be paid to initial stages used for definition and creation of the project’s value, though quite often just the opposite happens – companies rush into construction almost immediately after the announcement of project schedules. According to Tikhomirov, definition and creation of the project’s value require maximum efficiency, because mistakes at these stages may irreparably damage the result. “Costs in the early stages are small, but their impact on the result is very large,” says Tikhomirov.

Sergei Budlov, head of well operations at LUKOIL Overseas and the lead of the LIFE-Field (LUKOIL Intelligent Functioning Environment) project, agrees with the expert. “For us, it is very important that project management methodology requires a phased approach to project planning and implementation, and that the project’s basic value is defined at early stages,” says Budlov. “If we don’t have the tools to properly plan our actions for preparation and implementation of a major capital construction project, by the operational stage the result will be worse than what could have been achieved,” he adds.

здесь нужно учитывать, что и «серединка» стоять на месте не будет, отметил генеральный директор компании «ПармаТелеком» (ITPS Group) Леонид Тихомиров на конференции «Управление жизненным циклом объекта капитального строительства. От Green Field до iField», прошедшей 20 ноября в Москве. Динамика развития отрасли сегодня очень высокая. Согласно прогнозу Дэвида Хауса (Intel), производительность средств вычислительной техники удваивается каждые 18 месяцев за счет сочетания роста количества транзисторов и их быстродействия. Динамику развития, по мнению Тихомирова, как нельзя лучше характеризует цитата из британской классики: «Нужно бежать со всех ног, чтобы только оставаться на месте, а чтобы куда-то попасть, надо бежать как минимум вдвое быстрее!» Уверенность, что IT получит в России должное развитие, Тихомиров основывает на наличии исторически хорошей научной базы и профессиональных кадров.

Формирование р р ценности – ключевая задача One of such tools is IPMS (Integrated Projects Management System), launched by LUKOIL Overseas from scratch in 2011. As it tweaks the IPMS methodology, LUKOIL Overseas is introducing the system on parallel tracks at its new fields in Uzbekistan and Iraq.

Management g Difficulties? Here’s the Solution!

Successful management of capital construction facilities and contemporary approach to design will succeed only in combination with advanced information technologies. At the conference, Siemens PLM Software, a Siemens subsidiary, unveiled Teamcenter, one of the most efficient products for engineering projects management. Teamcenter is used as part of PLM’s concept of integrated approach to managing information about the structure/facility at all stages of their lifecycle, from initial concept, through design and construction, to use and decommissioning. Teamcenter enables users to find required documents in the complex and growing flow of Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

С ростом инвестиций актуальность эффективного управления объектами капитального строительства на всех стадиях жизненного цикла возрастает. Специалисты в области управления проектами сходятся в том, что особенно важно уделить внимание проработке первых этапов, на которых происходит определение и создание ценности проекта, хотя зачастую происходит противоположное – компании спешат приступить непосредственно к строительству почти сразу после объявления плановых сроков реализации проекта. По мнению Тихомирова, максимально эффективно необходимо работать на этапах определения и создания ценности проекта, потому что недоработки на этих стадиях могут непоправимо ухудшить результат. «Затраты на первых этапах небольшие, но их влияние на результат очень велико», – говорит Тихомиров. С ним согласен и Сергей Будлов, начальник отдела скважинных операций «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и руководитель проекта LIFE-Field (Интеллектуальное месторождение). «Для нас очень важно то, что при планировании и реализации проектов методология проектного управления пред-

41

#12 /1 December 2013 / January 2014

SOURCE: APKIT WITH CONTRIBUTION FROM MCKINSEY & COMPANY ИСТОЧНИК: АПКИТ ПРИ УЧАСТИИ MCKINSEY & COMPANY

IT

regulations, provides options to adjust budgets and timing of project milestones when changes occur, as well as shortcuts for dealing with other similar operational issues. In parallel to seamless integration with a different CAD-systems and MS Office, the product also offers rich visualization capabilities for unified presentation of data from various contractors, suppliers, vendors, design companies, as well as optional creation of tasks for project members involved in project procedures. The data received by Teamcenter can be converted using JT, a standard specifically designed by Siemens for threedimensional systems.

Optimum placement of documents can help companies save substantial funds. Capital construction expenses reach €1-2 million per day – and workflow optimization can cut costs by 29 percent, according to figures cited at the conference by OpenText principal

SOURCE: APKIT WITH CONTRIBUTION FROM MCKINSEY & COMPANY ИСТОЧНИК: АПКИТ ПРИ УЧАСТИИ MCKINSEY & COMPANY

42

усматривает применение пофазового подхода, и то, что на первых стадиях формируется основная ценность проекта, – говорит Будлов. – И если мы не имеем инструментов для того, чтобы правильно планировать наши действия при подготовке и дальнейшей реализации крупного капитального проекта, то к стадии эксплуатации мы получим результат хуже того, который мог бы быть». Именно таким инструментом призвана служить интегрированная система управления проектами (ИСУП), создавать которую в «ЛУКОЙЛ Оверсиз» начали в 2011 году. Параллельно с процессом формирования методологии ИСУП «ЛУКОЙЛ Оверсиз» внедряет систему на новых месторождениях в Узбекистане и Ираке.

Сложности в управлении? Есть решения! р Успешное управление объектами капитального строительства и современный проектный подход можно обеспечить только в сочетании с передовыми информационными технологиями. Один из эффективных продуктов по управлению инженерными проектами, Teamcenter, был представлен на конференции компанией Siemens PLM ● OpenT Text princ Text ncippall sol olut utio ionn

consultaant Mar arcu cuss Ze cu Zele lezn le znyy zn ● Консульта ант по реш ант е ен ения иям ия м

компании OpenText Маркус ус Железны

PHOTO: PARMA-TELECOM / ФОТО: ПАРМА-ТЕЛЕКОМ

Software, являющейся подразделением немецкого концерна Siemens. Этот продукт используется в рамках концепции PLM, интегрированного подхода к управлению информацией об объекте на всех этапах жизненного цикла от первоначального замысла, проектирования и строительства до использования и вывода из эксплуатации. Teamcenter помогает в поиске необходимых документов в их увеличивающемся и усложняющемся потоке, позволяет скорректировать бюджеты и сроки выполнения этапов проектов при возникающих изменениях, а также справиться с другими подобными оперативными проблемами. Продукт, как утверждают в компании, помимо возможности интеграции с различными CAD-системами и приложениями Microsoft Office, также обладает широкими возможностями визуализации в одном месте данных, получаемых от различных подрядчиков, поставщиков, исполнителей, проектных институтов и возможностями выстраивания рабочих заданий для специалиOil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

IT

● Az Azat att Val a ey e eevv, he head ead a

off ele l ct ctro tro roniic do d cu cu-ment me ntt flo low w at Par arma maaTele Te l co com (I (IT TPS S Gr Grou ouup)) ● Азат Вал леев, рукоово ру в ди д тельь напр на п авлеени пр н я э ек эл ектр трон онно н го но доку до куме мент нтоо ообо боро роотаа рота «Пар «П аррма ма-Т Тел елек еком ек ом»» (ITP (I TP PS Gr G ou oup) p)

PHOTO: PARMA-TELECOM / ФОТО: ПАРМА-ТЕЛЕКОМ

стов проекта, которые участвуют в процессе согласования документации. Данные, поступившие в Teamcenter, можно преобразовать в соответствии со стандартом JT, специально разработанным Siemens для трехмерных систем. Размещение документов оптимальным образом способно помочь компаниям сэкономить значительные средства. По данным, которые привел на конференции консультант по решениям компании OpenText Маркус Железны, расходы в капитальном строительстве составляют €1-2 млн в день, а оптимизация документооборота может сократить затраты на 29%. В частности, такие решения OpenText, как Единая Система Документооборота на базе OpenText Content Server 10.0, OpenText Transmittal Management, Brava for OpenText Content Server были использованы компанией «Парма-Телеком» (ITPS Group) при создании системы управления проектно-технической документацией (СУ ПТД) для «ЛУКОЙЛ Оверсиз». На конференции о ней рассказал Азат Валеев, руководитель направления электронного документооборота «ПармаТелеком» (ITPS Group). По словам Валеева, необходимость создания системы была обусловлена широкой географией деятельности заказчика, наличием сотен тысяч документов, различием бизнес-процессов в подразделениях, находящихся в разных странах, а также порядка и последовательности согласования документации. Система, к разработке которой приступили в 2012 году, позволила создать механизм поиска документов по более чем 40 классификаторам, автоматические проверки комплект-

solution consultant Marcus Zelezny. In particular, for creating a Project Design Document Management System (PDDMS) for LUKOIL Overseas, Parma-Telecom (ITPS Group) used such OpenText solutions as an Integrated Workflow System based on the OpenText Content Server 10.0, OpenText Transmittal Management, Brava for OpenText Content Server. At the conference, the system was presented by Azat Valeyev, head of electronic document flow at Parma-Telecom (ITPS Group).

According to Valeyev, the client needed the system due to a broad geographical span of his activities, hundreds of thousands of documents in storage, the difference between business processes in different branches located in different countries; the client also wanted better order and straight sequence for documentation approval. The system development began in 2012. Since then, the software helped create the search engine for documents with over 40 classifying parameters, automatic checks for comPhased process of project Decision-making system pletion of document sets, and development and execution Система принятия the mechanism for reviewing Фазовый процесс разработки решений project documents. The system is и реализации проектов already operating at West Qurna 2 field in Iraq and in Yamamah and Mishrif projects – users have been trained, and accumulated documentation was fully loaded into the system.

Modeling solutions provide Organizational capabilities Methodology (training, certification, IPMS-based invaluable assistance in executt Project team recruitment project assessment, tools, processes, ing oil and gas industry projects. t Ongoing projects support procedures, etc) At the heart of the solution prot In-house consulting Методология posed by Petroleum Experts lies t Staff development strategies (обучение, сертификация, an integrated model that can be Организационные возможности оценка проектов с used by engineers, even without использованием ИСУП, t Создание команды проекта programming skills, for calculaинструменты, процессы, t Поддержка текущих проектов процедуры, tions, various kinds of interpret Внутренний консалтинг подсистемы и т.д.) tation and visualization. We are t Стратегии по развитию talking about digital field techперсонала nology currently implemented by the company. The integrated model enables experts to reproduce the field’s behavior via understanding its physical proSOURCE: LUKOIL OVERSEAS / ИСТОЧНИК: ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ

IPMS elements / Элементы ИСУП

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1

2

4

3

43

IT cesses, to boost production, to predict the behavior under different operating conditions. Currently the Petroleum Experts software serves more than 200 digital fields. Many clients even integrate the requirement to use the Petroleum Experts software into their corporate standards, noted Petroleum Experts engineer Nikolai Kostromin.

Standardization Helps p Save Data The number of control systems and information products created by different companies grows, triggering questions about compatibility of the elements, which are not always efficiently complement and interactive. There is a need to manage the glossary and conceptual range as terminology varies in different companies, organizations and languages, notes Tikhomirov.

According to him, the complexity of aligning terminology, concepts and approaches lies in the fact that the

#12 /1 December 2013 / January 2014

ности пакетов документов, механизм рецензирования проектных документов. Система уже работает на месторождении Западная Курна-2 в Ираке в проектах Ямама и Мишриф – уже обучили пользователей и полностью загрузили в систему накопленную документацию. Неоценимую помощь в реализации проектов нефтегазовой отрасли оказывают решения, связанные с моделированием. В основе решения, предлагаемого компанией Petroleum Experts, лежит интегрированная модель, на основе которой инженеры, даже не обладая навыками программирования, могут строить расчеты, осуществлять различные виды интерпретации и визуализации. Речь идет о технологии цифрового месторождения, внедрением которой занимается компания. Интегрированная модель позволяет воспроизвести поведение месторождения на основе понимания физических процессов, повысить производительность, предсказать поведение месторождения при различных условиях эксплуатации. В послужном спи-

LUKOIL Overseas, a longtime efficient operator of oil and gas projects throughout the world, today takes on complex challenges related to the launch of new fields, in particular – Kandym field in Uzbekistan and West Qurna 2 field in Iraq. Each stage of an asset’s life cycle is often characterized by the need to use modern technology and a new approach to asset management. LUKOIL Overseas has responded to these challenges by introducing two major infrastructure projects.

IPMS (Integrated Project Management System) is used at the initial four stages of project design and implementation (Definition, Selection, Development and Execution). At the same time, notes Sergei Budlov, head of well operations at LUKOIL Overseas, the IPMS focuses on phases 1 and 2 as they create the project’s core value. Ultimately, the system should provide the company with organizational capability to efficiently implement dozens of large and ultra-large projects simultaneously.

“The ongoing project on IPMS development creates rules, methodology and ensures the company’s organizational readiness for efficient field development. It involves a lot of work on creating internal rules, which can subsequently be used in any new project,” said Budlov.

For new fields, putting together the project team is one of the most important system tasks. According to Budlov, the urgency of this issue has to do with the fact that in today’s Russia “there is an acute shortage of project managers who could lead a project worth several hundred million dollars and bring it to fruition.”

“The lack of competencies in project management is related to the fact that Russian producers haven’t launched new fields for quite a long time, with rare exceptions. The fields are producing, but it is a completely different type of activity from development and launch from scratch,” Budlov told OGE. “For example, in our projects in Uzbekistan and Iraq we arrive right into the ‘middle of nowhere,’ with no production infrastructure or utilities whatsoever. In these conditions, we must – in a short time, because the further we postpone the launch, the higher the losses – equip and bring the field on stream in such a way that it runs and makes a profit from Day 1. There will be no time for changing, adaptation or alteration,” he explained.

According to Budlov, project management skills were lost after bringing on stream the largest Soviet fields. Today, these competencies are more available in the West than in Russia. However, the solution lies in search and development of own systems based on collaboration with consultants from different companies, rather than copying the existing models.

44

PHOTO: LUKOIL / ФОТО: ЛУКОЙЛ

LUKOIL Overseas Boosts Efficiencyy of Field Development p & Production with IPMS and LIFE-Field Systems

Creation of IPMS regulatory framework began in 2011. The project is scheduled to run for a few more years in line with project needs. Along with shaping up the system, LUKOIL Overseas is introducing system elements into existing projects in Uzbekistan and Iraq.

The task of LIFE-Field, the project headed by Budlov, is to improve operational efficiency at the stage of production. The company started developing the digital field concept back in 2011. At about the same time, in late 2011 – early 2012, the producer initiated relevant projects at three pilot sites – in Kazakhstan, Uzbekistan and Iraq.

“The scale of the project is large enough; completion of entire theoretical study and proceeding to full-scale implementation is not just difficult but probably impossible given the project’s complexity and scale. So we selected local, understandable solutions with an option to evaluate the result, and then started to implement them in these three projects,” Budlov explained. He specified that LIFE-Field is a business project aimed at optimization of business processes and optimization of decision-making system for operations.

The LIFE-Field project of LUKOIL Overseas includes companies-integrators (Lukoil Inform, Parma-Telecom (ITPS Group), Accenture and IBM), solution providers (Schlumberger, Petroleum Experts, OVS group) and others.

The efficiency of LIFE-Field implementation has already been evaluated – the company developed and implemented Integrated Asset Model (IAM) аt Kazakhstan’s Karakudukmunai company. The pilot projects using the integrated model have already brought success, with LUKOIL Overseas expecting to get both short-term and longterm effect of about $10 million in 2012–2014. Operating efficiency of the asset was improved by integrated modeling that optimized the wells and gathering systems. This resulted in better decisions on production management. * Abbreviation that stands for LUKOIL Intelligent Functioning Environment

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

IT

PHOTO: PARMA-TELECOM / ФОТО: ПАРМА-ТЕЛЕКОМ

● Petroleum Experts engineer Nikolai Kostromin ● Инженер Petroleum Experts Николай Костромин

ске Petroleum Experts более 200 запущенных цифровых месторождений. По словам инженера Petroleum Experts Николая Костромина, для многих компаний-заказчиков использование ПО Petroleum Experts предусмотрено корпоративным стандартом.

Стандартизация р поможет сохранить р данные

modern world is highly dynamic, and the players are at different stages of development. For example, 50 years

«ЛУКОЙЛ Оверсиз» р повышает эффективность освоения и эксплуатации у месторождения р с внедрением IPMS и LIFE-Field Компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз», давно зарекомендовавшая себя в качестве эффективного оператора нефтегазовых проектов в различных регионах мира, сегодня решает сложные задачи, связанные с запуском новых месторождений, в частности, – на месторождениях Кандым в Узбекистане и Западная Курна-2 в Ираке. На любом этапе жизненного цикла нефтегазовых объектов нередко возникает необходимость применения современных технологий и новых подходов к управлению предприятием. На эти вызовы в «ЛУКОЙЛ Оверсиз» ответили внедрением двух крупных инфраструктурных проектов. ИСУП (Интегрированная система управления проектами) применяется на первых четырех стадиях разработки и реализации проекта (Определение, Выбор, Проработка и Реализация). При этом, как отметил начальник отдела скважинных операций компании «ЛУКОЙЛ Оверсиз» Сергей Будлов, основной акцент ИСУП делается на фазы 1 и 2, на которых создается основная ценность проекта. В конечном итоге, система должна обеспечить организационную способность компании эффективно реализовывать в одно и то же время десятки крупных и мега проектов. «Реализуемый сегодня проект по разработке ИСУП создает правила игры, методологию, и обеспечивает организационную готовность компании эффективно осваивать месторождения. Это огромный труд по формированию внутренних правил, которые могут впоследствии быть применены в любом новом проекте», – пояснил Будлов. Для новых месторождений одной из важных задач системы является формирование команды проекта. Актуальность проблемы связана с тем, что, по словам Будлова, в России сегодня «острая нехватка проектных менеджеров, которые могли бы возглавить проект стоимостью несколько сотен миллионов долларов и довести его до конца». «Отсутствие компетенций в проектном управлении связано с тем, что уже достаточно давно, за редким исключением, в России не запускались месторождения. Месторождения эксплуатируются, а это совершенно другой вид деятельности, нежели строительство и запуск месторождений с нуля», – рассказал Будлов НГЕ. «Например, на месторождениях в Узбекистане и в Ираке мы приходим в „чистое поле“, где полностью отсутствует как производственная, так и бытовая инфраструктура. И в этих условиях в сжатые сроки (потому что, чем даль-

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

По мере возникновения все большего количества систем управления и информационных продуктов, создаваемых различными компаниями, встают вопросы «сочетаемости» элементов, которые не всегда эффективно дополняют и взаимодействуют друг с другом. Как отметил

ше компания откладывает запуск месторождения, тем больше она теряет) необходимо обустроить и запустить месторождение, которое будет работать и с первого дня приносить прибыль. Времени на изменение, адаптацию и переделку не будет», – пояснил он. По словам Будлова, компетенции в проектном управлении были потеряны после запуска крупнейших месторождений в Советском Союзе, и на Западе эти компетенции сегодня более доступны, чем в России. Тем не менее, выходом является не копирование существующих систем, а поиск своих путей и разработка собственной системы на базе сотрудничества с консультантами из различных компаний. Нормативную базу ИСУП, к созданию которой приступили в 2011 году, планируется создавать в течение нескольких лет по мере развития компетенций и потребностей проектов. Параллельно с созданием системы идет внедрение ее элементов в существующие проекты в Узбекистане и Ираке. Задача второго проекта, LIFE*-Field, руководителем которого является Будлов, заключается в повышении операционной эффективности на стадии эксплуатации месторождения. Разработкой концепции цифрового месторождения в компании вплотную начали заниматься в 2011 году. Тогда же, в конце 2011 – начале 2012 года приступили к реализации проектов на трех пилотных площадках – в Казахстане, Узбекистане и Ираке. «Масштаб проекта достаточно большой, и сначала сделать полностью всю теоретическую проработку, а потом приступить к полномасштабному внедрению – это не просто сложно, но, наверное, невозможно с учетом сложности и масштабности проекта. Поэтому были выбраны локальные понятные решения с возможностью оценить результат, которые начали внедряться на этих трех площадках», – пояснил выбор Будлов. Он уточнил, что LIFE-Field – это бизнес-проект, направленный на оптимизацию бизнес-процессов, совершенствование системы принятия решения по операционной деятельности. В проекте LIFE-Field компании «ЛУКОЙЛ Оверсиз» участвуют компании-интеграторы «ЛУКОЙЛ-Информ», «Парма-Телеком» (ITPS Group), Accenture и IBM, а также в качестве поставщиков решений – Schlumberger, Petroleum Experts, OVS group и другие компании. Эффективность внедрения LIFE-Field уже оценена на примере разработанной и внедренной модели IAM (Integrated Asset Model) в ТОО «Каракудукмунай» в Казахстане. В рамках опытно-промышленных работ по применению интегрированной модели получен и ожидается краткосрочный и долгосрочный эффект – порядка $10 млн за 2012–2014 годы. Операционная эффективность актива была повышена за счет использования интегрированного моделирования для оптимизации работы скважин и систем сбора. Это привело к повышению качества принимаемых решений по управлению производством. *Аббревиатура LUKOIL Intelligent Functioning Environment

45

#12 /1 December 2013 / January 2014

IT ago, it was possible to create a state-wide GOST standard and use it for a long time, but today this approach doesn’t work. “You can issue 1,000 regulations, but then you will have to cancel 500, freeze 200, and rewrite the remaining 300 after a certain while. It’s like riding a bike on a footpath: you keep adjusting direction of the wheel, turn pedals, speed up or brake. You cannot just select one stationary mode and go. You also need to keep moving in the desired direction,” Tikhomirov cites an example.

When a production asset exists for 30 to 50 years on average, while the average age of technology and software is about three to five years, only the use of some integrating data and system modeling standard can ensure the integrity of the asset’s life-cycle data, thinks IBM’s industrial sector expert Sergei Gumerov. Today, according to Gumerov, ISO 15926 international standard is the only software-independent tool for integrating the asset data.

It provides the most complete description of the asset data throughout its life-cycle. The standard was developed on the initiative of Norwegian and British experts on continuous production. There is a multitude of standards describing industry data (MIMOSA, ISA-95, ISA-88, RESQML, PRODML, WITSML), but ISO 15926 serves as a link between them all.

“A lot of information is lost in the interpretation, communication between people, computers, systems, companies, countries, etc. Errors in data for decisionmaking lead to accumulation of defects in the design

Тихомиров, также существует необходимость управления глоссарием и понятийным рядом, связанная с тем, что терминология «плывет» в разных компаниях и организациях и на разных языках. По мнению Тихомирова, сложность выравнивания терминологий, понятий и подходов сегодня в том, что современный мир очень динамично развивается, и участники процесса находятся на разных этапах этого развития. К примеру, пятьдесят назад лет можно было создать ГОСТ и применять его на протяжении длительного времени, а сегодня такой подход не работает. «Можно написать 1000 нормативов, но при этом 500 из них нужно будет отменить, 200 – заморозить, а 300 – переписать через какое-то время. Это как поездка на велосипеде по тропинке: вы все время регулируете направление рулем, крутите педали, ускоряетесь или тормозите. Нельзя выбрать один стационарный режим и ехать. Но при этом необходимо все равно двигаться в требуемом направлении», – приводит пример Тихомиров. В условиях, когда срок существования производственного актива, в среднем, составляет 30-50 лет, а технологии и ПО – примерно 3-5 лет, целостность данных о состоянии актива на протяжении его жизненного цикла может обеспечить только использование интеграционного стандарта в области данных и системного моделирования, считает эксперт IBM в индустриальном секторе Сергей Гумеров. Сегодня, по мнению Гумерова, единственным независимым от ПО инструментом интеграции информации об объекте является международный стандарт ISO 15926, наи-

Open standards for data in oil and gas industry Открытые стандарты по данным в нефтегазовой отрасли Geology and field development Геология и разработка месторождений

Designing, construction and operation Проектирование, строительство и эксплуатация

Monitoring, diagnostics, servicing of machines Мониторинг состояния, диагностика, обслуживание машин

Standards describing data exchange formats Стандарты описывающие форматы обмена данными

Standards describing integrating classification networks and engineering structures Стандарты описывающие интеграционные классификационные сети и инженерные объекты

Standards describing parameters of equipment condition Стандарты описывающие параметры состояния техники

Energetics WITSML, PRODML, RESQML consortium Консорциум Energetics WITSML, PRODML, RESQML

POSC-Caesar consortium Консорциум POSC-Caesar ISO 15926 MESA association / Ассоциация MESA ISA 95, 88

MIMOSA, O&M initiative alliance Альянс MIMOSA, O&M initiative ISO 18435, 13374

JORD data open library Открытая библиотека справочных данных JORD

MRG NSI 4-d / МРГ НСИ-4д

RU-JORD

National Oil and Gas Institute Национальный институт нефти и газа

SOURCE / ИСТОЧНИК: IBM

46

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

IT

PHOTO: PARMA-TELECOM / ФОТО: ПАРМА-ТЕЛЕКОМ

● IBM’s industrial sector expert Sergei Gumerov ● Эксперт IBM в индустриальном секторе Сергей Гумеров

and operation of the asset at all stages of its life-cycle and translate into reduced probability of achieving an asset’s target technical and economic indicators (production cost, return on investment, accident rate),” says Gumerov. “The accumulation of defects throughout an asset’s life-cycle leads to more frequent failures, and, consequently, to a higher accident rate, particularly for assets with a long life-cycle.”

Among the reasons behind weak integrity management of assets throughout their life-cycle Gumerov names poor coordination of educational programs for engineers (over 50 niche industry-related degrees) at Russian universities, the lack of degree qualification in systems engineering for the oil and gas industry (Petroleum Engineer – someone who ensures integrity of the asset and its implementation program), the lack of a unified system of standards for preparation, exchange and storage of industrial data and documents between the members of the investment project (which means any project, really), the lack of relevant and cohesive description of assets, particularly in the later stages of the life-cycle. All these related reasons hinder the growth of efficiency, reliability and safety of industrial funds management.

Gumerov proposes to enforce unified specification and verification (acceptance, diagnosis) of constructed and operated industrial facilities by using the methods laid down in the ISO 15926 and other datarelated standards. He also believes that – following the example of existing JORD international digital library of normative reference data that contains descriptions of materials, technology and equipment used globally – Russian experts must set up a facility containing digitized version of Russia’s regulatory and technical reference documentation. In fact, the project is already running – inter-sector working group on industrial data (NSI-4D established in the National Institute of Oil and Gas) is prototyping the Russian version of JORD open international database.

According to the IBM representative, the situation will improve if a bigger focus is put on training of engineers responsible for the integrity of the asset, as well as on the creation of mechanisms for digitization, data verification and uniform, platform-independent interchange standard for data, information and modeling. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

более полно реализующий описание данных об активе на протяжении его жизненного цикла. Стандарт был разработан по инициативе норвежских и британских специалистов для непрерывных производств. Стандартов описания отраслевых данных много (MIMOSA, ISA-95, ISA-88, RESQML, PRODML, WITSML), при этом ISO 15926 служит связующим звеном для прочих стандартов. «Большое количество информации теряется при интерпретации, передаче между людьми, компьютерами, системами, компаниями, государствами и т.д. Ошибки в исходных данных при принятии решений является причиной накопления дефектов в конструкции и функционировании актива на всех стадиях его жизненного цикла и выливаются в снижение вероятности достижения целевых технико-экономических показателей актива (себестоимость продукции, рентабельность инвестиций, аварийность), – говорит Гумеров. – Накопление дефектов по жизненному циклу актива приводит к росту отказов, а рост отказов, в свою очередь, – к повышению аварийности, особенно на объектах с длительным циклом эксплуатации». Среди причин слабости управления целостностью активов на протяжении их жизненного цикла Гумеров называет, в том числе, слабую согласованность образовательных программ подготовки инженеров (более 50 узкофунк-циональных отраслевых специальностей) в ВУЗах страны; отсутствие специальности по системному инжинирингу в нефтегазовой сфере (Petroleum Engineer), обеспечивающему целостность актива и программы его реализации; отсутствие единой системы стандартов по подготовке, обмену и хранению промышленных данных и документов между участниками инвестиционного, по сути, проекта; отсутствие актуального и целостного описания активов, в особенности, на поздних стадиях жизненного цикла. Все эти взаимосвязанные причины затрудняют обеспечение роста эффективности, надежности и безопасности управления промышленными фондами. Гумеров предлагает воспользоваться методами, заложенными в ISO 15926 и прочих стандартах по данным, для обеспечения единства в описании и верификации (приемке, диагностике) сооружаемых и эксплуатируемых промышленных объектов. Он также считает, что на основе существующей международной цифровой библиотеки нормативно-справочных данных JORD, содержащей описания материалов, технологий и оборудования, используемого в мире, нужно создать ее российский аналог, содержащий оцифрованную версию российской нормативно-технической и справочной документации. Созданием прототипа русскоязычной версии открытой международной базы данных JORD занимается межотраслевая рабочая группа по промышленным данным – НСИ-4Д, созданная на базе Национального института нефти и газа. По мнению представителя IBM, улучшить ситуацию можно, делая акцент на подготовке инженеров, отвечающих за целостность актива, а также созданием механизмов оцифровывания и верификации данных и единого стандарта интероперабельности данных, информации и моделей, не зависящего от используемых программных продуктов.

47

VALVES

Czech Ace Up Rimera’s Sleeve The managing company upgrades its MSA plant, boosting production capacity and expanding its product range Story: Elena Zhuk Photos: Pyotr Degtyarev

Чешский козырь «Римеры» Управляющая компания модернизирует предприятие MSA, увеличивая объем производства и расширяя линейку арматуры Репортаж: Елена Жук Фото: Петр Дегтярев

48

O il& Gas Oil& Oil&Gas Ga asE asE EU EURA URA U R ASIA RA A SIA S IA I

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА

I

В

Working g Together g Toward Same Goal

Вместе к общей цели

n mid-December, Rimera held a ceremony to unveil середине декабря ГК «Римера» торжественной цереa new workshop at its MSA plant (Dolni Benesov city, монией открытия нового цеха отметила заверCzech Republic), marking the end of a two-year-long шение проходившего в течение двух лет первого first stage of the factory’s modernization. Rimera, ChTPZ этапа модернизации своего чешского предприятия МSA Group’s oilfield services division, acquired one of the oldest (г. Дольни Бенешов). Нефтесервисный дивизион группы global producers of pipe valves in 2006, adding to a port- ЧТПЗ, «Римера», приобрела одно из старейших в мире folio of trunk pipeline equipment manufacturing assets предприятий по производству трубопроводной арматуры (Rimera already manages the Chelyabinsk Pipeline Bends в 2006 году, пополнив портфель активов по производству магистрального оборудования («Римера» уже управляет Plant, SOT). челябинским Trunk pipeline завоequipment manuдом «Соединительные facturing provides отводы трубопровоthe greatest share дов», СОТ). of ChTPZ Group’s Производство revenue. Last year, магистрального обоit accounted for 44 рудования обеспечивает наибольшую percent of turnчасть выручки (44% в over. The Group’s other oilfield ser2012 году) предприvices assets include ятий группы, в состав которой также входят producers of oil компании по произproduction equipводству оборудования ment, pipeline and oil production для нефтедобычи, серequipment servicвису труб и нефтедоing companies, as бывающего оборудоwell as a geophysiвания, а также геофизический актив. cal company. říí Cieńciała , Russian Federation The first stage ● Как отметил на Consul General in Ostrava Andrei Sharashkin, Rimera board member Alexander of MSA’s modernцеремонии открытия Fyodorov and MSA head Vladimir Kononov, right to left, at the opening ceremony председатель ization was marked правin a new shop at the MSA plant by ления MSA Владимир substantial investment reach- ● Министр промышленности и торговли Чешской Республики Иржи Чиенчиала, Кононов, первый этап генеральный консул РФ в Остраве Андрей Шарашкин, член совета директоров модернизации предing about €11.2 ГК «Римера» Александр Федоров и председатель правления MSA Владимир million and the приятия примечаКононов (справа налево) на церемонии открытия нового цеха на заводе MSA implementation телен, прежде всего, that was executed большим объемом without interrupting the manufacturing process, MSA инвестиций – около €11,2 млн, а также тем, что был реалиhead Vladimir Kononov noted at the opening ceremony. зован практически без остановки производства.

SOURCE: RIMERA / ИСТОЧНИК: РИМЕРА

The Czech plant’s upgrade fits the trend Rimera Обновлением мощностей чешского завода группа has been setting in recent years in Russia. The com- ЧТПЗ продолжила ряд проведенных в последние годы проpany opened a new finishing center at ектов по модернизации заводов на терриPervouralsky Novotrubny Plant (PNTZ) Rimera’s revenue тории России. Новый финишный центр in 2009, followed by Zhelezny Ozon breakdown in 2012 был открыт на Первоуральском ново32, an electric furnace workshop a year Структура выручки трубном заводе (ПНТЗ) в 2009 году, годом later. In 2010, Rimera also launched позже там же был запущен электростале«Римеры» в 2012 году Vysota 239, a new workshop for large плавильный комплекс «Железный Озон diameter pipes at the Chelyabinsk Pipe32», а на ЧТПЗ – цех по производству труб 6% Rolling Plant (ChTPZ). большого диаметра «Высота 239».

The MSA project is executed with Чешский проект реализуется при 31% 44% масштабном государственном участии, significant support from the Czech government, which has pledged to invest суммарные инвестиции правительства 19% €2.8 million in 2013–2014. The state в 2013–2014 годах составят €4,2 млн. funds are expected to be recouped in Предполагается, что средства будут возfive years after completing the modвращены в государственный бюджет Trunkline equipment ernization. в течение пяти лет после завершения Магистральное оборудование “Only owing to government supмодернизации.

Oil production equipment «Только благодаря поддержке госуport have we been able to execute the Оборудование для нефтедобычи electric furnace workshop and Vysota дарства мы реализовали проекты электроPipe and oil production equipment 239 projects in the post-crisis period. сталеплавильного комплекса и „Высота servicing / Сервис труб и НДО The same thing happened here – the 239“ в посткризисные годы. То же самое Geophysical operations / Геофизика и здесь – проект реализован благодаря project was implemented thanks to Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

49

VALVES

50

#12 2 /1 December 2013 / Ja anuary 2014 20

Oiiil&G G asEURASIA

№12 /1 Декабрь ь 2013 3 / Январь 2014 4

Неф ефт ь и Газ ЕВ ВРАЗ В З ИЯ

ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА

51

#12 /1 December 2013 / January 2014

the support of the Czech government, which provided almost 25 percent of investment,” Rimera board member Alexander Fyodorov told reporters.

According to Rimera Board Chairman Vitaly Sadykov, the company will invest in 2014 an additional $200 million in various upgrade projects throughout ChTPZ Group. Next in line for modernization is the Alnas plant in Almetyevsk, Tatarstan, which produces electric submersible pumps. The modernization process in Almetyevsk is already under way.

However, public-private partnerships expand beyond the industrial sector, covering educational projects as well, notes Fyodorov. The PNTZ Education Center, created on the basis of the Pervouralsk Metallurgical College, trains specialists for all companies of the group, including MSA. Students learn “white metallurgy,” which had been first introduced at the launch of the Vysota 239 workshop. Having successfully implemented the principles of “white metallurgy” and the new work and manufacturing philosophy in Russia, the group is now doing the same in the Czech Republic.

Top p Brass Tighten g Up p Screws In 2014, MSA’s production is set to grow by 20 percent, with particular emphasis on valves for nuclear power industry, said Kononov. Production of this type of valves is the main purpose of the new workshop whose construction and equipment cost the company 458 million rubles in 2013 alone.

At the opening ceremony, the honored guests including Czech Republic Industry and Trade Minister Jiří Cieńciała and Russian Federation Consul General in Ostrava Andrei Sharashkin were joined by Alexander Fyodorov and Vladimir Kononov as they took turns to tighten the screws, symbolically completing the manufacture of a gate valve. The finished valves were intended for Rosatom’s Novovoronezh nuclear power station.

Most of MSA products are designed for the Russian market – in 2013, the company exported 37 percent of its production to Russia, while in 2014 export deliveries are bound to rise to 40 percent. Rising production volumes should result in larger supplies to other countries, too; apart from Russia, the company focuses on European and Asian countries. In 2013, MSA shipped to customers 7,342 products, a 43-percent rise year-on-

● MS MSA hheead MSA ad Vlad ladi la dimi imir miir m

Koono K nonnoov ttiigh igh ghte tens ns up a scrreew on a gate va valv lve ● П Прред едсе седа сед дател тель те ль прав пр а ле лени нияя MS ни M A Вл Влад адим им мир Кононо Ко ноно но новв закр заакррууччив ивае аетт гайк ае гааййкку на клиино на ново в й заадв движ ижккее

52

SOURCE: RIMERA / ИСТОЧНИК: РИМЕРА

VALVES

поддержке чешского правительства, которое обеспечило практически 25% инвестиций», – рассказал журналистам член совета 30% директоров ГК «Римера» 37% Александр Федоров. По словам предсе33% дателя совета директоров ГК «Римера» Виталия Садыкова, в 2014 году в Russia / Россия модернизацию предприятий группы будет дополOther countries / Прочие страны нительно вложено около $200 млн. Следующий на Europe / Европа очереди – завод «Алнас» в Альметьевске, выпускающий УЭЦН. Модернизация на предприятии идет уже сейчас. Вместе с тем, государственно-частное партнерство развивается не только в области производственных проектов, но и в сфере образования, отметил Федоров. Созданный на ПНТЗ образовательный центр на базе Первоуральского металлургического колледжа готовят кадры для всех предприятий группы, в том числе и MSA. Учащиеся осваивают ● Rimera Board Chairman Vitaly «белую металлургию», о Sadykov ● Председатель совета директоров которой впервые было заявлено в период запуГК «Римера» Виталий Садыков ска цеха «Высота 239». Принципы «белой металлургии», новой философии труда и производства, после внедрения на российских заводах группы теперь применяют и в Чехии.

Supply shares (2013) География поставок (2013)

Руководство у закрутило ру гайки В 2014 году объем производства на MSA будет увеличен на 20%, с акцентом на выпуск арматуры для атомной энергетики, отметил Кононов. На производство этого вида арматуры рассчитаны и мощности нового цеха, на строительство и техническое оснащение которого в 2013 году суммарно было потрачено 458 млн рублей. На церемонии открытия цех запустили в работу почетные гости в лице министра промышленности и торговли Чешской Республики Иржи Чиенчиала, генерального консула РФ в Остраве Андрея Шарашкина, которые в компании Александра Федорова и Владимира Кононова по очереди закрутили гайки, символически завершив изготовление клиновой задвижки. Изготовленная арматура предназначалась для отгрузки на Нововоронежскую АЭС «Росатома». Большая часть продукции MSA предназначена для российского рынка. В 2013 году ее доля составила 37%, а в 2014 должна вырасти до 40%. На фоне растущих объемов производства должны увеличиться и поставки в другие страны, Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

● Ba Balllll vaallve ves ma manu anuufaactur cttur urin i g fo in for llaargge ddiiam amet eteerr piippess is eter

oonne of of MSA A's 's pri riorit oorritie iittie ies ies ● Прои Пррооииззввоод дсттво во шар ароввы ыхх кра раано н в дл но для тр труб убб бооллльььш ш шог ого ог

дииам д амет етра ра − оди диинн из из пррииоррииттееттов тоовв MSA SA

ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА основными же рынками, кроме России, останутся страны Европы и Азии. В 2013 году MSA поставила клиентам 7 342 изделия, рост поставок по отношению к прошлому году составил 43%. По словам Кононова, MSA играет в «Римере» роль экспортного якоря – география поставок чешского предприятия охватывает свыше 40 стран. Среди приоритетов компании – выход на латиноамериканский рынок. Во время экскурсии по предприятию Виталий Кононов показал журналистам заготовку первого шарового крана диаметром 36 дюймов с уплотнением «металл по металлу», предназначенную для поставки газовикам Мексики. Изготовление таких кранов в сварном исполнении, предназначенных для работы в агрессивных средах – одно из назначений нового цеха наряду с производством арматуры для атомной энергетики и криогенной арматуры. В общем объеме продаж арматуры в 2013 году на шаровые краны пришлось 84%.

Даешь арматуру р уру стандарта р API!

year. According to Kononov, MSA is Rimera’s export hub, catering to customers based in more than 40 countries.

One of the company’s top priorities is to gain access to the Latin American market. During a tour

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Проект модернизации нового цеха включал в себя обновление четырех основных участков: монтажа, покраски и экспедиции (к настоящему моменту их строительство уже завершено), а также испытательного центра, который будет закончен в следующем году. В ходе визита Кононов показал журналистам площадку, на которой в 2014 году будет возведен новый участок испытаний арматуры. Сегодня на MSA работает испытательная лаборатория c двумя ямами для испытаний водой и тремя стендами для испытания воздухом. Проектом нового испытательного участка предусмотрены еще три ямы для испытания водой и четыре стенда для испытания

53

#12 /1 December 2013 / January 2014

VALVES

воздухом. К слову, нововведения не только количественные, но и качественные. «Во-первых, максимальное давление воздуха увеличивается с 125 до 350 Бар. Вторая особенность участка 80 заключается в том, что один из стендов предназначен для испытания криогенных арматур, пре4,59 жде всего, используемых в СПГ70 терминалах в установках сжи0,72 жения и хранения газовых сред, – рассказывает Кононов. – Мы 5,07 60 открываем для себя новую стра4,4 60,33 ницу, создавая новый цикл – от 0,68 производства этой арматуры до 1,33 50 ее испытаний. И третья особен1,61 API Standard Challenge g ность заключается в том, что 50,46 создаются специальные стенды The workshop mod5,03 ernization project focused 40 для арматур стандарта API, что 0,77 0,83 позволит нам нарастить объемы on four key areas: installation, painting and shipping производства этих арматур при 2,44 сохранении качества». (to date the construction has 30 34,29 been completed), and the test Более 35% себестоимости center, which will be completарматуры приходится на меха0,85 ed in 2014. ническую обработку. Как рас20 During the visit, Kononov сказал Кононов, два обрабатыshowed journalists the site of вающих центра были установa new valves testing facility, 10 лены в 2012 году и еще один – в which will be built in 2014.

2013 году, при этом каждый из Today, MSA operates a testing центров может работать сразу lab with two pits for water по пяти осям. Это позволяет 0 testing and three stands for сократить количество техно2011 2012 2013 air testing. The project of the логических операций – эконоnew testing facility specifies мия времени составляет от 20 ANSI Program / ANSI программа three more water-test pits and до 40%. Возможности оборудоfour more air-testing stands. вания позволяют обрабатывать DIN Program / DIN программа These changes are not only детали диаметром до 48 дюйValves for nuclear power stations / Арматура для АЭС quantitative but qualitative, мов. Сейчас оно используется too. “First, the maximum air для обработки двух финальных Ball valves / Шаровые краны pressure goes up from 125 to слоев арматуры, где требуется 350 bar. The second feature большая точность подгонки Other MSA sales / Прочие продажи MSA of the facility is that one of поверхностей для проектов с the stands is designed to test cryogenic valves primar- использованием труб большого диаметра – 1 420 мм. Возраст основного парка обрабатывающего оборудоily used in LNG terminals in units for liquefaction and storage of gaseous media. We are turning over a new вания, состоящего, в основном, из вертикальных центров, leaf by creating a completely new cycle, from fittings составляет более 12 лет, поэтому для повышения точноproduction to testing. The third feature is that there сти обработки на предприятии внедряют новую систему will be special stands for API-level valves, so that we can управления. «Одной из составляющих инвестпрограммы и increase production of such valves while maintaining в этом году, и в прошлом, являлось управление с помощью the quality,” explained Kononov. ЧПУ этими центрами. Реализация программы занимает Mechanical treatment of fittings accounts for более четырех лет, в следующем году мы ее практически over 35 percent of the production cost. The company завершим», – говорит Кононов. Каждая арматура изготавливается по индивидуальноlaunched two processing centers in 2012 and a third in 2013. Each center is able to operate on five axes, says му заказу с участием 50 конструкторов предприятия и, по Kononov. This reduces the number of process steps, pro- словам Кононова, по качеству исполнения и требованиям viding 20 percent to 40 percent time savings. The equip- заказчика ее можно сравнить со швейцарскими часами. ment is capable of processing parts of up to 48 inches Для проверки качества арматуры проводится около 1 000 in diameter. Currently, it is being used for processing (!) операций. the final two layers of valves that require high precision В цеху отведено место под новый обрабатывающий alignment of surfaces for projects involving large diam- центр, который будет создан в марте 2014 года и в совоeter (1,420-milimeter) pipes. купности с испытательными мощностями позволит предThe bulk of the processing equipment, mostly fea- приятию увеличить объем производства арматуры станturing vertical centers, is over 12 years old. This has дарта API.

54

Valves sales turnover and EBITDA (million euros) Выручка от продажи арматур и EBITDA (млн евро)

SOURCE: RIMERA / ИСТОЧНИК: РИМЕРА

around the plant, Kononov showed reporters a prototype of the first 36-inch ball valve with a “metal-to-metal” seal, designed for Mexican gas companies. The welded design of such valves makes them fit for use in aggressive environments, which is one of the main purposes of the new workshop, along with production of valves for nuclear power industry and cryogenic valves. In 2013, ball valves sales accounted for 84 percent of total valves sales.

Oil&GasEURASIA

№12 /1 Декабрь 2013 / Январь 2014

ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА

implied introduction of a new management system that На участке сварки с применением автоматизированwill ensure processing accuracy. “One of the investment ных тракторов Oerlikon и Saab на MSA разработали техноprogram’s key components in the last two years has been логию закрытия швов глубиной до 120 мм, позволяющую the computer-numeric control (CNC) of these centers. It изготавливать сварные шаровые краны для высоких давtakes over four years to implement the program, and we лений до 420 Бар класса 2 500. На производстве запущена will complete it next year,” says Kononov. линия новых фрезеровочных станков DBF 630 немецкой Each valve is custom-made by up to 50 designers Starrag Group. and, according to Kononov, is comparable in terms of quality workmanship and customer requirements to Swiss-made timepieces.

About 1,000 (!) operations are conducted to check the quality of valves.

Special area has been designated in the workshop to house the new processing center to be set up in March 2014. Together with the billion rubles – MSA's sales turnover in January-October 2013 test facilities this will ensure the boost of the company’s API-level output of valves. млрд рублей – объем выручки MSA от реализации продукции MSA experts also developed technology за 10 месяцев 2013 for sealing up to 120-milimeter-deep joints for the welding bay (using Oerlikon and Saab automated welding tractors), so the company can produce welded ball valves withstanding up to 420 Ускоренная р доставка bar high pressure (2,500 Class). The workshop has just Уже сейчас на предприятии начали вести учет операstarted using new DBF 630 milling machines manufac- ций с использованием штрих-кодирования, считывая техtured by Germany’s Starrag Group. нологическую карту после каждой операции. В следующем году планируется внедрить штрих-кодирование на каждом Speeding p g Up p Deliveryy рабочем месте, что позволит оптимизировать временные The company already keeps manufacturing затраты. records by using barcode technology that reads a card На следующем этапе модернизации планируется автоafter each operation. Next year, MSA plans to introduce матизация стеллажной системы с целью снижения потребbarcoding at each workplace for the purpose of time ности в складских площадях и совершенствования логиoptimization. стики отгрузки. На центральном складе, рассчитанном

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

55

VALVES

#12 /1 December 2013 / January 2014

● In n 20 0112 2--2 20 013 13, th thrreee nneew pprroces oceessssiinngg cente oc enntteers weerre

innst s al alle led at at MS SA A. Th Theeyy arree curre urrreentlyy usseed ur ed fo f r high high pre reci ci-sion si on prrooce cessssin ing ooff thhee two wo fiinnal al layyers of of valve vess ● В 20 201212-2 12 -20 0113 го годах даах ннаа MSA бы д ылли уст уссттаановлены но три ноовых тр вых обррааббааты вы тыва вающ ющих их цееннтрраа.. Сей ейча час онни исппооллььзу ис зую юттся тся ся длляя выс ысооккоотточ ысо очнноой об обра рабо ботткки двух у финнааллььных фи ных ссллое ны оев ар арм маату туры туры ры

At the next stage of modernization it is planned to computerize the racking system in order to reduce the need for storage space and improve shipping logistics.

Over the last two years, three automated vertical storage 3,500-piece systems have been installed in the central warehouse that holds basic devices and tools. Each system stores up to 33 tons of cargo, whereas space economy is palpable: what used to be stored over 200 square meters now occupies only 8 square meters. Higher equipment production rates and improved logistics will reduce delivery time to 16 to 20 weeks.

Modernization: To Be Continued Along with the installed equipment, the new workshop’s bright, spacious building painted in Russian and Czech flags’ colors is the centerpiece of MSA’s modernization program.

The upgrade will facilitate MSA’s higher valves output rates that match the market’s needs. Installation of a new testing center, assembly and painting lines provides a guarantee of quality workmanship. The company will also be able to manufacture new types of products, including “metal-to-metal” ball valves and Class 2,500 fittings for 420-bar pressure, simultaneously expanding its range of API-compliant products.

The €3.7-million-per-annum economic effect is expected to be reached primarily owing to higher output rates, lower operational costs and developed services.

In 2014, MSA plans to complete the tech upgrade program of the SP-1 workshop, to be followed a year later by an upgrade of heavy valves workshop. By 2016, the company plans to invest €17 million in the modernization.

56

на 3 500 мест, где хранятся основные приспособления, инструменты, за два последних года уже установлены три автоматизированные вертикальные системы хранения. Каждая из них вмещает 33 т груза, и то, что раньше размещалось на 200 м² складских площадей, сейчас занимает лишь 8 м². Повышение производительности оборудования и усовершенствование логистики позволит при отгрузке продукции уложиться в 16-20 недель.

Модернизация: р продолжение р следует у Вместе с размещенным оборудованием светлое просторное помещение нового цеха в колористическом исполнении российского и чешского флагов – главный объект модернизации MSA. Основной эффект от обновления производственных мощностей, на который рассчитывает компания – рост объема производства арматуры в соответствии с потребностями рынка. Установка нового испытательного центра, монтажа и покраски обеспечивает гарантию качества сборки. Также предприятие получает возможность производить новые виды продукции: шаровые краны «металл по металлу» и арматуры класса 2 500 для давления 420 Бар, расширить программу производства API арматуры. Экономического эффекта от проведения модернизации в размере €3,7 млн в год на предприятии рассчитывают достичь, прежде всего, за счет увеличения объема производства, а также оптимизации операционных затрат и развития сервисных услуг. В следующем году должна завершиться программа, связанная с технологическим обновлением цеха СП-1, а еще через год MSA предстоит модернизировать цех по выпуску тяжелых арматур. Инвестировать в модернизацию предприятия до 2016 года планируется €17 млн.

Oil&GasEURASIA

SPECI O F F E RA L

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION

REACH OUT TO THE BIGGEST B-2-B AUDIENCE IN RUSSIA’S PETROLEUM INDUSTRY! ● Trying to break into a new market? ● Want to expand your current pool of clients? ● Hav ave a tool, technology or product that could be a hot sell in a vibrant market? uggl glin i g to mak ke an impact with a tight ● Strug advertising bu ad budg dget e?

If any of the abov ve, call our adverttis isin ing g managers NOW to boo ook k space in the nex extt issue of Oil & Gas Eura Eu rasi sia. a W offer the bestt ra We rate tes for placem men entt of o corporate advertor oria ials ia ls.. Tu ls T rnkey editorria iall se s rvices provi vide ded d to tai ailo lor your needs ds. Ou Our advertisers ha have ve a proven track record rd of ge generating new ew w bus u iness through h OG GE.

Your new cllient may be justt one phone call away y.

Dial +7 499 678 2553 for details.

СПЕЦИАЛ Ь ПРЕДЛОЖ НОЕ ЕНИЕ

РЕКЛАМА В ЖУРНАЛЕ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» ЭТО КРАТЧАЙШИЙ ПУТЬ К САМОЙ КРУПНОЙ B-2-B АУДИТОРИИ В РОССИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ! ● Пытаетесь выйти на новый рынок? ● Хотите расширить клиентскую базу? ● У вас есть технология/продукт, который может стать хитом продаж на динамично развивающемся рынке? ● Ограни иче ченн н ый рекламный бюджет меша шает ет вам громко о за заяв я ить о себе? Если ли на любой из выш ышеп еперечисленных ых вопросов вы ответили ут утве верд р ительно, вам необходимо СРОЧ ОЧНО НО связаться с наш ашим и и менеджер рам ами и по рекламе и заб абро ронировать пло лоща щадь дь в следую юще щем м номере НГЕ ГЕ. Мы пре редл длагаем вам лу дл учш чшие ие цены для размещен дл ния рек е ламных стате тей, й, а наш редакцио ионн нный коллектив ив в – про р фессиональ льну ную ю подд по ддержку в созд дд дан ании ии материала а. В то том, что НГЕ – гене не ера рато тор р нового биз зне неса са уже убедили ли ись деся ятк тки и наших рекл клам амод ам о ателей. од

Убедитесь и вы!

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

SENSORS

ADVERTORIAL SECTION

Efficient, Reliable Accutech Sensors for Various Industries Экономичные, надежные датчики Accutech для различных отраслей промышленности Article courtesy of Schneider Electric

Статья предоставлена компанией Schneider Electric

n Russia, oil and gas fields are developed primarily in the northern latitudes, in extremely low temperatures and in environments that often lack appropriate infrastructure. Sensors often fail under such conditions due to a number of causes such as subzero temperatures, power shortages or cable lines torn up by heavy machinery. In these situations autonomous wireless sensors might be the best solution.

Schneider Electric is offering its Accutech autonomous wireless sensors for temperature, pressure, flow and level measurements.

азработка месторождений нефти и газа в России осуществляется преимущественно в северных широтах, в условиях экстремально низких температур и инфраструктурных ограничений. В таких условиях датчики часто выходят из строя: не выдерживают низких температур, перебоев с электропитанием, кабельные линии срывает тяжелая техника. Оптимальным решением в такой ситуации могут стать автономные беспроводные датчики. Компания Schneider Electric представляет автономные беспроводные датчики Accutech для измерения температуры, давления, расхода и уровня.

I

Р

Operation Principles Accutech modules are compact devices with a widescreen display that automatically measure a given parameter and transmit data to a control center. Inside, the device houses a power source (battery), a sensor and a radio transmitter relaying a radio signal at a given frequency. For Russia, the company developed devices operating on the countrywide open frequency of 2.4 GHz. The signal is transmitted at a configurable interval (from 1 second to 1 minute). Thanks to modern and reliable software the device can be tasked with different sampling frequencies, depending on the operating conditions. In case of an emergency or a spike exceeding permitted values, the sampling rate increases in compliance with a predetermined algorithm. When the situation comes back to normal, the sensor returns to standard operation.

No Recharging or Maintenance Needs The modules use a durable lithium battery that runs for several years without the need to charge or change it. Depending on climatic conditions, type of sensor and volume of information, the device can operate from three to 20 years. Of course, the user can monitor charge levels – a few months before the battery life is slated to expire, a special program will alert the operator about the need for replacement. A depleted battery can be easily replaced. Accutech devices are energy efficient – between samplings they go into sleep mode, saving internal energy.

This provides a double economic benefit – first, there is no need to spend money on laying cable routes and providing an additional supply source. Second, all Accutech equipment requires no maintenance or servicing. Each Accutech base station supports up to 100 field sensors. A company can set up a network of 256 stations in case it needs to enhance its measuring system; convenient configuration and testing simplicity mean that the entire network can be deployed in just a few

58

Принцип работы Модули Accutech внешне представляют собой компактные устройства с широким дисплеем, которые автоматически производят замеры заданных параметров и передают данные на пункт управления. Внутри датчика находится источник питания (батарея), сенсор и радиопередатчик, который и осуществляет трансляцию радиосигнала на заданной частоте. Для России разработаны устройства, работающие на общеразрешенной в стране частоте 2,4 Ггц. Передача сигнала осуществляется с конфигурируемой периодичностью в диапазоне от 1 секунды до 1 минуты. Благодаря современному и продуманному программному обеспечению устройствам может быть задана различная частота опроса в зависимости от условий работы. При внештатной ситуации или серьезном превышении допустимых значений частота опроса увеличивается согласно заданному алгоритму. При исправлении ситуации датчик возвращается к работе в нормальном режиме.

Батарея без подзарядки, не требуется обслуживания В модулях установлен долговечный литиевый аккумулятор, который не нужно заряжать или менять в течение нескольких лет. В зависимости от климатических условий, типа датчика и объема обмена информацией может служить от 3 до 20 лет. При этом пользователь может контролировать состояние заряда: за несколько месяцев до предполагаемой даты исчерпания ресурсов аккумулятора специальная программа подаст сигнал о необходимости провести замену. Выработавший свой ресурс аккумулятор можно легко заменить на новый. Устройства Accutech энергоэффективны – между опросами они переходят в спящий режим, экономя внутренние энергозатраты. Таким образом, мы видим двойной экономический эффект: во-первых, нет нужды тратить средства на прокладку кабельных трасс и предусматривать дополнительный источник питания. Во-вторых, все Oil&GasEURASIA

ДАТЧИКИ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

оборудование Accutech не нуждается в обслуживании и проведении сервисных работ. Каждая базовая радиостанция Accutech поддерживает до 100 полевых датчиков. При этом есть возможность создания сети из 256 радиостанций в целях расширения измерительной системы. А удобство конфигурации и простота тестирования позволяют развернуть всю сеть за несколько часов. По подсчетам специалистов, окупится такая система в среднем за один-два года.

Сертифицированное оборудование и ПО

hours. Experts estimate that the payback period for this type of system averages between one and two years.

Certified Hardware and Software Accutech products, including NEMA4 and NEMA4X protection rated equipment, are designed for use in difficult environments; the devices are also certified as per CSA Class 1, Category 1 and ATEX/IECex (-ai and -d). The simple interface allows configuration in hazardous operating conditions. Accutech Manager, proprietary software used to manage field modules, has a simple interface and is used for deploying Accutech network, remote configuration, device diagnostics, visualization of the measured data, program updates. Sophisticated software ensures comprehensive diagnosis, identification of the field modules by base radios, as well as analysis and data collection.

Practical Application Autonomous sensors work on offshore rigs as well as on onshore oil and gas fields.

Accutech sensors’ potential is not limited to oil and gas sector: absence of cabling and additional supply sources means that autonomous sensors are essential in major construction projects or projects using heavy transport trucks. Accutech can be used across a wide range of industries, including energy, remote industrial water and wastewater facilities. The company can optionally manufacture explosion-proof equipment, too, for work in potentially explosive environments. In the basic version, Accutech sensors can operate at temperatures from -40 C. The line of wireless sensors from Schneider Electric includes temperature sensors (using RTD and thermocouple as actual sensor), sensors of absolute, excessive and differential pressure, level sensors, input-output modules and other various equipment for setting up a field measurement network. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Продукция Accutech, включая исполнения по уровню NEMA4 и NEMA4X защиты оборудования, предназначена для применения на объектах с жесткими внешними условиями, а также имеет сертификацию CSA класс 1, Категория 1 и ATEX/IECex (-ai и -d). Простой интерфейс позволяет конфигурировать устройства в опасных производственных условиях. Программное обеспечение Accutech Manager, управляющее полевыми модулями, обладает простым интерфейсом и применяется для развертывания сетей Accutech, дистанционного конфигурирования, диагностики устройств, визуализации измеренных данных, обновления программ. Именно за счет грамотного современного программного обеспечения производится комплексная диагностика, идентификация полевых модулей по базовым радиомодулям, а также анализ и сбор данных.

Практика применения Автономные измерительные устройства подходят для работы не только на континентальных месторождениях нефти и газа, но так же хорошо справляются со своей задачей на добывающих морских платформах. Нефтегазовой сферой возможности применения Accutech не ограничиваются: отсутствие кабельных связей и дополнительных источников питания делает автономные датчики незаменимыми на участках, где ведется активное строительство и работы с использованием тяжелой транспортной техники. Accutech может также применяться практически во всех сферах промышленности, включая энергетику, удаленные промышленные объекты водоснабжения и водоотведения. Оборудование может быть изготовлено во взрывозащищенном исполнении для работы на взрывоопасных участках. В базовом варианте датчики Accutech могут работать при температуре от -40 0С. В линейке беспроводных датчиков от Schneider Electric есть датчики температуры, использующие в качестве чувствительного элемента термосопротивления и термопары, датчики абсолютного, избыточного и дифференциального давления, датчики уровня, модули ввода-вывода и другое разнообразное оборудование, с помощью которого можно создать собственную полевую измерительную сеть.

59

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

ООО «Газпром бурение»: Детали определяют успех

Статья предоставлена ООО «Газпром бурение»

За последние годы на рынке нефтесервисных услуг произошли серьезные изменения в технологиях и подходах к строительству скважин. Они, в первую очередь, продиктованы стремлением к повышению качества, сокращению сроков строительства и получению ожидаемого результата от пробуренных скважин.

В

настоящее время отмечается рост категорий сложности скважин: буровые компании выходят в регионы, условия работы в которых осложнены не только суровым климатом, но и геологическим разрезом, осуществляют бурение скважин на шельфе, а, следовательно, повышаются требования к каче-

60

ству буровых растворов и их экологичности. Кроме того, глубина скважин увеличивается вместе с тем, как увеличивается их проектное смещение, горизонтальные участки становятся продолжительней, интервалы отбора керна переходят из привычных вертикальных участков в наклонно-направленные, а иногда и практически в горизонтальные. Помимо этого, растут требования к объему, качеству и точности получаемой в процессе бурения геологической информации, крепление скважины требует тщательной подготовки ствола и инженерной точности в проведении работ по цементированию. Все это задает определенный тон в самом подходе к организации и планированию работ, а также

требует тщательного анализа возможных рисков, подбора технологий и инженерного сопровождения процесса бурения. Буровые компании, находясь в постоянной конкуренции, не стоят на месте, при этом, основным элементом конкурентоспособности является качество бурения скважин. Способность демонстрировать рост в условиях жесткой конкуренции – наиболее точная оценка сегодняшнего развития ООО «Газпром бурение» – генерального подрядчика по строительству скважин на месторождениях и площадях полуострова Ямал, Восточной Сибири, Дальнего Востока и Приразломном месторождении в Печорском море.

Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ Обладая серьезным опытом бурения всех видов скважин и мощным производственным потенциалом, ООО «Газпром бурение» применяет весь спектр современных технологий, используемых в процессе бурения, технические и программные средства, а также привлекает специалистов с уникальным опытом строительства скважин. Начиная работу над проектом по строительству скважин различных категорий сложности, специалисты ООО «Газпром бурение», прежде всего, ставят перед собой задачу – сдать заказчику в срок качественно пробуренную по всем критериям скважину. Успех всего проекта определяют эффективный подбор технологий, профессионализм сотрудников, правильная организация процессов и налаженная коммуникация между различными сторонами – участниками проекта. На этапе планирования специалисты ООО «Газпром бурение» моделируют процесс бурения скважины и переносят эту модель на бумагу. Модель обсуждается как внутри компании, так и с сервисными подрядчиками, чьи технологии наиболее подходят для реализации конкретного проекта. Процесс

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

бурения отрабатывается до тех пор, пока не будут решены все задачи и минимизированы риски, в итоге создается модель качественной скважины. Отдельные проекты требуют применения уникальных технологий, предоставить которые могут лишь несколько мировых компаний. Налаженное взаимовыгодное сотрудничество ООО «Газпром бурение» с этими компаниями является также частью модели качественной скважины. Наиболее высокотехнологичным на сегодняшний день проектом, в котором ООО «Газпром бурение» участвует в качестве подрядчика по строительству скважин, можно назвать бурение глубоких эксплуатационных скважин ERD (Extended reach drilling) Термокарстового нефтегазоконденсатного месторождения в ЯмалоНенецком автономном округе для ЗАО «Тернефтегаз» (совместное предприятие ОАО «НОВАТЭК» и концерна «Тоталь»). В течение шести месяцев с начала реализации проекта ООО «Газпром бурение» успешно закончило строительство четырех глубоких эксплуатации-онных скважин с большим отходом от вертикали. Одна из них стала рекордной для компании: с опе-

режением срока выполнения работ пробурена ERD скважина глубиной 5 240 м с отходом от вертикали 3 603 м и открытым горизонтальным участком 2 024 м. Кроме того, в настоящее время на этапе подготовки к бурению находится разведочная скважина Р-2 Крузенштернского участка на полуострове Ямал для ООО «Газпром геологоразведка», где специалисты ООО «Газпром бурение» совместно с сервисными компаниями проводят всю необходимую работу по построению эффективной модели процесса бурения скважины. Эта скважина, имеющая длину по стволу 4 880 м, является уникальной в категории разведочных скважин, длина протяженности ее наклонно направленно участка с углом наклона 70 градусов составляет 3 000 м, при этом на данном участке предусмотрен отбор керна более 370 м. Проводка наклонно направленных участков скважины будет осуществляться с помощью роторных управляемых систем в комплексе с геонавигацией и мониторингом всего процесса бурения в режиме реального времени. Заказчиком также предусмотрено построение геомеханической модели скважины в процессе бурения, это позволит оценить риск осложнения ствола скважины и разрабатывать меры по решению этих проблем непосредственно в ходе бурения. Свою деятельность ООО «Газпром бурение» осуществляет по международным экологическим стандартам, подтвержденным сертификатом DQS, соответствующим требованиям ISO 14001:2004, поэтому все работы ведутся с соблюдением строгих экологических норм, так как месторождение находится в водоохранной зоне. Бурение осуществляется безамбарным способом, при котором весь буровой шлам утилизируется, проходя дополнительную обработку на специальном заводе. Показательным является то, что работы при этом проводятся в условиях полной автономии, при отсутствии дорог в весенне-летний период. На сегодняшний день ООО «Газпром бурение» обладает прекрасными возможностями для укрепления своего положения в отрасли: серьезным опытом работы, грамотным персоналом, высокой культурой производства и присутствует во всех перспективных нефтегазодобывающих регионах страны. Совокупность этих факторов, наряду с использованием инновационного подхода при решении производственных задач в области строительства скважин, позволяет компании с уверенностью смотреть в будущее и реализовывать масштабные высокотехнологичные проекты.

61

DRILLING

ADVERTORIAL SECTION

BURINTEKH, Ltd. Consolidates in the Middle East «БУРИНТЕХ» укрепляет позиции на Ближнем Востоке Arthur Sakayev, Regional Project Manager, Middle East and North Africa, BURINTEKH, Ltd.

P

anta rhei – “everything flows, everything changes.” The world changed a lot in the early 1940s when oil was found in the Middle East. Millions of barrels and gusher wells dotting the fields gave a clear sign to largest global players about the region’s future.

More than 70 years have passed since the discovery of first Arabian oil. The Middle East on a par with Russia has become a leader of oil production. Major operators get plenty of offers on cooperation, so new equipment suppliers are faced with constantly rising demands in terms of quality. Established service companies with vast experience and technologies set the pace in shaping these demands, which can be met only if a company possesses its own knowledge base, work experience, business mentality and a lot of patience.

BURINTEKH, Ltd. started working in the Middle East international projects in 2009. First test trials of the BIT 215.9 BT 613 UE.30 drill bit were held in Syria – the footage per bit totaled 1,739 meters at an average penetration rate of 29.3 meters per hour. In Syria, the company also tested bits at other operators’ fields, including 444.5-milimeter, 311.2-milimeter, 215.9-milimeter and 149.2-milimeter diameter bits, designed and produced individually for each client using BURINTEKH, Ltd.’s knowledge of the lithology, drilling modes and drilling equipment. The tests were deemed successful in terms of equipment tolerance and the required penetration rate, so the company was certified in Syria as a supplier of all standard-sized bits.

From 2010 to mid-2012, BURINTEKH, Ltd. conducted field tests at a well in the U.A.E. operated by the largest state-owned company. The ● Fig. 1 Rate of penetration by suite ● Рис. 1 Механическая скорость бурения по свитам

62

Mauddud / Мауддуд

Shilaif / Шилаиф

Tuwayil / Тувайил

Ruwaydha / Рувайда

Laftan / Лафтан

Halul / Халул

Fiqa / Фика

Simsima / Симсима

UER B. Shale / УЭР Б. Сланец

Umm Er Radhuma / Умм-Эр-Радума

Rus / Рус

Dammam B. Shale / Даммам Б. Сланец

Dammam / Даммам

Rate of penetration, meters per hour Мех. скорость бурения, м/ч

Артур Сакаев, региональный управляющий проектами Ближнего Востока и Северной Африки, ООО НПП «БУРИНТЕХ»

P

anta rhei – «все течет, все изменяется». Вот и в начале 1940-х годов произошли перемены, потек нефтяными реками Ближний Восток. Миллионы баррелей, фонтанирующие скважины подали явный сигнал крупнейшим мировым корпорациям о перспективе работ в регионе. С открытия первой аравийской нефти прошло более 70 лет. Ближний Восток наравне с Россией стал лидером по объемам добычи. На фоне избытка предложений о сотрудничестве с крупнейшими операторами к новым поставщикам оборудования постоянно предъявляются все большие требования. «Оседлые» сервисные компании, обладающие колоссальным опытом и технологиями, задают тон в формировании этих требований. Преодолеть их можно лишь при наличии собственной базы знаний, опыта работ, делового менталитета и большого запаса терпения. Компания ООО НПП «БУРИНТЕХ» начала развитие международных проектов на Ближнем Востоке в 2009 году. Первые тестовые испытания долота БИТ 215,9 ВТ 613 УE.30 прошли в Сирии, общая проходка на долото составила 1739 м при средней механической скорости бурения 29,3 м/ч. Здесь же затем последовали тестовые испытания на месторождениях других операторов, были отработаны долота диаметрами 444,5 мм, 311,2 мм, 215,9 мм, 149,2 мм, сконструированные и произведенные индивидуально для каждого заказчика на основе знаний о литологии, режимах бурения и применяемом буровом оборудовании. Все испытания были признаны успешными, как по стойкости оборудования, так и по требуемым механическим скоростям бурения, в результате чего компания была сертифицирована в Сирии в качестве поставщика всех типоразмеров долот. Период с 2010 года по середину 2012-го ознаменовали полевые испытания на месторождении в ОАЭ, оператором которого является крупнейшая местная госкомпания. Обязательные требования заказчиков – наличие сертификатов API, ISO и доказательная база преимущества оборудования по сравнению с аналогами компаний-конкурентов, работающих в регионе. Для признания полевых испытаний необходимо произвести отработку трех долот одного типоразмера на одном месторождении, с результатами равными усредненному значению по месторождению. Постепенно нарабатывая опыт по испытаниям, НПП «БУРИНТЕХ» адаптировало буровые долота размером 311,2 мм под условия бурения, с целью увеличения показателей до максимально возможных. Аналитика велась на основе изучения шлама, режимов бурения и других параметров, индивидуально для каждого пробуренного интервала по свитам. Эффективность такого подхода представлена на рис. 1 для трех рейсов долот. В 2012 году НПП «БУРИНТЕХ» начало работы по внедрению долот в Омане. Система предквалификации в этой стране идентична системе, используемой в ОАЭ. Перед спуском долота в скважину велась скрупулезная работа по разработке конструкции и изучению стратиграфических условий с целью создания максимально эффективной конструкции долота. Результаты испытаний были признаны сверхуспешными, Oil&GasEURASIA

БУРЕНИЕ clients’ mandatory requirements included submission of API and ISO certificates, as well as documented evidence of BURINTEKH, Ltd.’s equipment advantages over that of its competitors working in the region. Obtaining approval for field test results required the wear-testing of three bits of the same nominal size on the same field, with the results matching the field’s average value. Gradually building up the test run hours and aiming to maximize performance, BURINTEKH, Ltd. adapted its 311.2-milimeter drill bits to local drilling conditions. The company’s analysts studied sludge, drilling modes and other parameters individually for each drilled interval in different suites. The efficiency of this approach is shown in Fig. 1 for three bit runs.

In 2012, BURINTEKH, Ltd. started work on entering the Oman drilling bits market. The country’s pre-qualification system is identical to the one used in the Emirates. In order to create the most efficient bit design, experts meticulously worked on it and studied stratigraphic conditions before running the bit into a well. The test results were deemed super-efficient owing to BURINTEKH, Ltd.’s teamwork with the client. One 311.2-milimeter bit drilled three wells. BURINTEKH, Ltd. showed the best test results over the entire history of the field (Fig. 2) and this was just a test phase.

Starting 2013, BURINTEKH, Ltd. is officially approved supplier of all major operators in Oman.

Today, the company has international experience and, in line with its development strategy, rapidly develops partnership links in the Middle East. BURINTEKH, Ltd. annually participates in the world’s largest international exhibition and conference Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, as well as in specialized conferences on technology of drilling oil and gas wells. BURINTEKH, Ltd. offers efficient equipment and cutting-edge technology for well construction in the Middle East fields.

BURINTEKH, Ltd. International Business Department and other services directly involved in the development of international projects in the Middle East consist of, above all, friendly staff with a team spirit.

All employees aim at highest performance, have the same goals and tools to reach them.

Vigorous competitive environment of the Middle East market requires knowledge and experience in all business segments of the region. Here, the company’s clockwork runs like a Swiss watch, accurately and reliably. An integrated API quality system, strict control of the produced equipment at each production stage, highly qualified staff, individual approach to each client, client-oriented timing for production and supply of equipment, teamwork and high performance, knowledge of the local business mentality – these parameters are the base of BURINTEKH, Ltd.’s success in the Middle East.

We are ready to diligently work for the client, providing our trademark high-quality and reliability services, fully meeting all their needs and demonstrating the best growth of our equipment’s efficiency. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

● Fig. 2 Well – Rate of penetration ● Рис. 2 Скважина – механическая скорость бурения Rate of penetration, meters per hour / Мех.скорость бурения, м/ч

благодаря командной работе всего предприятия и заказчика. Одним долотом размером 311,2 мм пробурили три скважины. За всю историю месторождения НПП «БУРИНТЕХ» показало высокие результаты по сравнению с конкурентами (рис. 2), это были всего лишь тестовые испытания. С 2013 года НПП «БУРИНТЕХ» является официально одобренным поставщиком всех крупнейших операторов Омана. Сегодня предприятие, имеющее опыт выхода на международные рынки, интенсивно развивает партнерские отношения на Ближнем Востоке в соответствии с разработанным стратегическим планом компании. НПП «БУРИНТЕХ» ежегодно участвует в крупнейшей мировой международной выставке и конференции Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, а также в специализированных конференциях, посвященных технологии бурения нефтяных и газовых скважин. НПП «БУРИНТЕХ» представляет эффективное оборудование и новейшие технологии в области строительства скважин на Ближнем Востоке. Департамент внешнеэкономической деятельности и другие службы НПП «БУРИНТЕХ», принимающие непосредственное участие в развитии международных проектов на Ближнем Востоке, – это, прежде всего, дружный коллектив, обладающий командным духом, который нацелен на достижение высоких результатов, имеет единые цели и инструменты для успешной работы. Активная конкурентная среда ближневосточного рынка требует знаний и опыта работы во всех бизнес-сегментах в регионе. Предприятие работает в этом направлении, словно швейцарские часы, точно и надежно. Интегрированная система качества API, строгий контроль производимого оборудования на каждом этапе производства, высококвалифицированный персонал, индивидуальный подход к каждому заказчику, гибкость сроков производства и поставки оборудования, командная работа и высокие показатели, знание менталитета региона, – это залог успеха НПП «БУРИНТЕХ» на Ближнем Востоке. Мы готовы активно работать для заказчиков, с высоким качеством и надежностью, полностью удовлетворяя все их потребности, и демонстрируя при этом наилучший рост эффективности нашего оборудования.

63

МОНИТОРИНГ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Аршином общим не измерить Константин Дыргялло, IT-директор компании «Трансойл»

Н

есмотря на то, что информационные технологии (IT) традиционно способствуют повышению эффективности бизнеса, для определения которой существует множество различных методик, есть ряд проектов, чья успешность не измеряется деньгами. Так, например, в области железнодорожного транспорта одной из основных задач IT является обеспечение безопасности перевозок, а точнее – получение и анализ стратегически важной информации, которая напрямую связана с безопасностью. Ее можно получить, например, путем мониторинга процесса перевозки, который является одной из возможностей гарантировать заказчику доставку груза вовремя и без потерь. В начале этого года наша компания приобрела новые электровозы. Для правильной эксплуатации дорогого оборудования было решено создать единую систему видеонаблюдения (взамен старой – морально и технически устаревшей), которая позволяет полностью контролировать процесс перевозки, включая работу локомотивной бригады. Для этого на каждом локомотиве устанавливаются по четыре видеокамеры (в том числе – в кабине машиниста), которые позволяют вести наблюдение и записывать получаемые данные на съемные носители. Вслед за этим носители передаются в диспетчерскую, а затем – в службу безо-

пасности, где проходят регламентную проверку и хранятся для разбора спорных ситуаций. Следует отметить, что две камеры из четырех работают в режиме реального времени, что позволяет контролировать действия локомотивной бригады непосредственно во время работы. Технология, используемая в данном решении, основана на разработках израильских специалистов и позволяет передавать значительные объемы информации без подключения к каким-либо кабельным сетям. Это достигается за счет применения 3G-модулей и использования специальных программ сжатия, что дает возможность видеть происходящее даже при наличии слабого сигнала мобильной связи. Проект реализован совместно с петербуржской компанией «Транспорт Онлайн», входящей в группу компаний IVO Systems. В отличие от других участников нашего тендера, только «Транспорт Онлайн» предложила решение, которое позволяет вести не только запись «картинки» на носитель, но и онлайн-просмотр. Более того, эти данные можно вывести на любое рабочее место и в режиме реального времени наблюдать за тем, что происходит с составом, локомотивной бригадой и перевозимым грузом. С учетом того, что электровозы подключены к системе геопозиционирования, мы не только наблюдаем, что происхо-

дит с составом, но и видим, где он находится в любой момент. Возвращаясь к экономической эффективности проекта, хочу отметить, что мы не ставим во главу угла такие вопросы, как «насколько быстро данный проект окупится?», «сколько поможет сэкономить?» и «какие дополнительные прибыли принесет?». Мы видим пользу от системы видеонаблюдения в другом: если работник знает, что его действия могут быть проконтролированы в онлайн-режиме, он будет стремиться выполнять свои обязанности надлежащим образом, соблюдая все необходимые инструкции и предписания и не допуская какихлибо нарушений. А это не только контроль соблюдения режимов движения, но и, например, выполнение нормативов труда и отдыха, что особенно важно в дальних перегонах. Понятно, что в случае возникновения спорных и неоднозначных случаев видеозапись будет являться лучшим источником данных при разборе внештатных ситуаций. Понятно также, что при точном соблюдении всех регламентов и инструкций наше оборудование будет работать дольше и эффективнее. Но в деньгах мы это не измеряем, а лишь подчеркиваем, что от работоспособности системы видеонаблюдения зависит безопасность движения и качество обслуживания заказчиков, что в полной мере соответствует политике нашей компании. ● Ло око комо моотиивный вный пар вн аркк «Т Траанс нсой ойла ой ла»»

PHOTO: TRANSOIL / ФОТО: ООО «ТРАНСОЙЛ»

64

Oil&GasEURASIA

³ÒÏÒÊÌÖÉÕà ÑÄ ÌÑÑÒÆÄÚÌÒÑÑßÉ ÔÉÜÉÑÌã ÎÒÐÓÄÑÌÌ %DNHU +XJKHV

¨Ïã ÓÔÒÆÉÈÉÑÌã ÇÌÈÔÒÔÄËÔßÆÄ ÓÏÄÕÖÄ Ðß ÕÒËÈÄÏÌ ÜÄÔß ÈÏã §´³ ,Q 7DOOLF ÎÒÖÒÔßÉ ÆßÈÉÔÊÌÆÄâÖ ÆßÕÒÎÌÉ ÈÄÆÏÉÑÌã Ì ÒÖÎÔßÆÄâÖ Ð×ØÖß §´³ ÅÉË ÈÉØÒÔÐÌÔÒÆÄÑÌã Ä ÓÒÕÏÉ áÖÒÇÒ ÓÒÏÑÒÕÖàâ ÔÄÕÖÆÒÔãâÖÕã Õ ÓÔÒÇÑÒËÌÔ×ÉÐÒÍ ÕÎÒÔÒÕÖàâ Æ ËÄÆÌÕÌÐÒÕÖÌ ÒÖ ÓÏÄÕÖÒÆßÙ ×ÕÏÒÆÌÍ

© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 38256 11/2013

¨ÒÆÉÔàÖÉÕà ÅÒÏÉÉ ÛÉÐ ÏÉÖÑÉÐ× ÒÓßÖ× ÓÒÈÔÄËÈÉÏÉÑÌã ËÄÎÄÑÛÌÆÄÑÌã ÕÎÆÄÊÌÑ ÈÏã ×ÆÉÏÌÛÉÑÌã áØØÉÎÖÌÆÑÒÕÖÌ Ì ÓÒÆßÜÉÑÌã ®¬± ²ÎÒÏÒ ÏÉÖ ÑÄËÄÈ Õ ÖÉÙ ÓÒÔ ÎÄÎ ÅÄÜÐÄÎ ÎÒÏÒÑÑß ÎÒÐÓÄÑÌÌ %DNHU +XJKHV ÅßÏ ÓÔÌÐÉÑÉÑ Æ ´ÒÕÕÌÌ ÌÑÊÉÑÉÔß Ì ×ÛÉÑßÉ ÑÄÜÉÍ ÎÒÐÓÄÑÌÌ ÑÉ ÓÉÔÉÕÖÄÆÄÏÌ ÔÄÅÒÖÄÖà ÑÄÈ ×Ï×ÛÜÉÑÌÉÐ ÒÅÒÔ×ÈÒÆÄÑÌã ÈÏã ËÄÎÄÑÛÌÆÄÑÌã Ì ÓÒÈËÉÐÑÒÇÒ ÔÉÐÒÑÖÄ ÕÎÆÄÊÌÑ §ÏÄÆÑÄã ËÄÈÄÛÄ ÔÄÅÒÖß ÑÄÜÌÙ ÕÒÖÔ×ÈÑÌÎÒÆ ÓÒÐÒÛà ËÄÎÄËÛÌÎ× ÈÒÅÌÖàÕã ÐÄÎÕÌÐÄÏàÑÒÍ ÈÒÅßÛÌ ·¦ ÅÉËÒÓÄÕÑÒ Ì áØØÉÎÖÌÆÑÒ ±ÄÓÔÌÐÉÔ ×ÊÉ ÕÉÇÒÈÑã Õ ÓÒÐÒÝàâ ÕÌÕÖÉÐß ÐÑÒÇÒÕÖÄÈÌÍÑÒÇÒ ËÄÎÄÑÛÌÆÄÑÌã )UDF3RLQW Ðß ÐÒÊÉÐ ÕáÎÒÑÒÐÌÖà ÑÉÕÎÒÏàÎÒ ÈÑÉÍ ÓÔÌ ÓÔÒÆÉÈÉÑÌÌ §´³ Æ ÇÒÔÌËÒÑÖÄÏàÑÒÐ ÕÖÆÒÏÉ ¤ ÑÄÜÄ ÑÄÑÒÖÉÙÑÒÏÒÇÌã ÔÄÕÖÆÒÔãâÝÌÙÕã ÜÄÔÒÆ ÈÏã §´³ ,Q 7DOOLF ÓÒËÆÒÏãÉÖ ÓÔÒÆÉÕÖÌ ÒÓÉÔÄÚÌÌ ÓÒ §´³ ÉÝÉ ÅÒÏÉÉ áØØÉÎÖÌÆÑÒ Ì ÑÄÈÉÊÑÒ µÆãÊÌÖÉÕà Õ ÓÔÉÈÕÖÄÆÌÖÉÏÉÐ %DNHU +XJKHV ×ÊÉ ÕÉÇÒÈÑã ÈÏã ÆßÇÒÈÑÒÇÒ ÌÕÓÒÏàËÒÆÄÑÌã ÆßÕÒÎÌÙ ÖÉÙÑÒÏÒÇÌÍ ÑÄ ÐÉÕÖÒÔÒÊÈÉÑÌãÙ KWWS ZZZ EDNHUKXJKHV FRP SURGXFWV DQG VHUYLFHV FRPSOHWLRQV

ÕÐ a ÛÄÕÄ

ÕÐ a ÛÄÕÒÆ

ÕÐ a ÛÄÕÒÆ

a ÛÄÕÒÆ ÛÄÕÄ

³ÄÔÄÐÉÖÔß ÌÕÓßÖÄÑÌã n& .&

$GYDQFLQJ 5HVHUYRLU 3HUIRUPDQFH