February 2015 issue

#2 2015 FEBUARY ФЕВРАЛЬ

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

Мајоr Projects Spur Investments in Russia's Pipe Manufacturing p. / стр. 16

Крупные проекты подстегивают инвестиции в российское трубопроизводство

p. / стр. 13-14

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

W!

JOIN OUR INDUSTRY CONTACTS NETWORK!

NEВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ ПРИСОЕДИНЯЙТЕСЬ!

Shandong Hongsheng Oil Co., ltd. is located in the coastal City of Dongying, the base of operations for China’s second largest oilfield – the Shengli Oilfield.

We have an abundance of work experience in oil and gas exploration and development.

Our branch companies operate in Russia and in Kazakhstan. Our drilling teams globally perform a wide range of services including: Engineering and Technology Directional Drilling and Testing Technology Workover Technology Heavy Oil Thermal Recovery Technology

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Yes, Even for Russian Innovation, Nature Always Finds a Way!

Природа всегда возьмет свое – даже в случае с российскими инновациями Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

“N

ature will always find a way.” I love that quote.

It’s from the movie Jurassic Park. Scientists genetically engineer dinosaurs, which the scientists say cannot reproduce in the wild. The creatures are all female.

Then things start happening: big eggs, baby dinosaurs, more big eggs, more baby dinosaurs – enough to bite and claw through two more sequels of the original film. The message is, no matter how harsh the environment, living things struggle to find new ways to survive and grow.

And so it is with business innovation. The entrepreneurial spirit is a living thing and no amount of red tape, domestic or foreign; small mindedness, domestic or foreign; political insanity (quite cosmic these days) can keep a good idea down – even good ideas that come out of Russia.

In November, OGE featured on its cover an interview with Nikita Ageev, CEO of Novas Energy Services – scientist engineer, entrepreneur, businessman, visionary, you name it. Let’s just say, that Ageev’s greatest asset is that he’s the kind of guy who doesn’t take “no” for an answer.

It all started when Ageev and his colleagues launched a small Russian business after developing a waterless “plasma-pulse” tool for secondary fracking. Novas built its business around a niche EOR technology, an alternative to well abandonment after an already water-fracked well begins to decline. And it’s clean – there is no pumping the well full of acid to keep it on stream. Great idea, right? Try getting a

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

«П

рирода всегда возьмет свое» – мне очень нравится эта цитата из фильма «Парк юрского периода». По сюжету, ученые, используя генетический материал, воссоздают динозавров, которые, как считают эти ученые, не смогут размножаться в природных условиях. Все «искусственно выведенные» динозавры оказываются самками. Но природа берет свое: откладываются крупные яйца, из них вылупляются детеныши динозавров, потом яиц, и соответственно, детенышей становится больше – настолько, что «материала» хватает на создание еще двух серий в продолжение первоначальной истории. И посыл этой истории таков: какими бы трудными ни были условия, живые существа будут эволюционировать, чтобы выжить и развиваться дальше. То же самое происходит с инновациями в бизнесе. Предпринимательский дух – это живой организм, поэтому ни избыток бюрократических процедур внутри страны или за рубежом, ни ограниченность мышления – опять же, «внутренняя» или «внешняя», ни политическое безумие (которое сегодня уже «зашкаливает») не способны остановить хорошие идеи – даже если они имеют российское «происхождение». Центральным материалом ноябрьского выпуска НГЕ стало интервью с Никитой Агеевым, гендиректором Novas Energy Services, – ученым-инженером, предпринимателем, руководителем, дальновидным стратегом – всего не перечислить. Можно просто сказать, что самое ценное его качество – это неприятие отказов. Все началось с того, что, разработав безводную технологию плазменно-импульсного воздействия для вторичного ГРП, Агеев вместе с коллегами открыл в России небольшую компанию. Компания, получившая называние Novas, развивалась в нише технологий ПНП – альтернативы ликвидации истощенных скважин, заводнявшихся после ГРП. Более того, новая технология была чистой – никакой закачки кислоты для поддержания работы скважины. Великолепная идея, не правда ли? Но опробовать в полевых условиях в России даже самую гениальную идею вряд ли получится – термин «раздел рисков» в лексиконе российских производителей не найти. Поэтому Агееву пришлось искать доступ к Хьюстонскому технологическому центру (HTC) через контакты HTC в Сколково. В Хьюстоне ему удалось найти неконсервативных североамериканских партнеров, опро-

1

PUBLISHER’S LETTER

great idea field tested in Russia. For Russian producers, “risk sharing” isn’t part of their business vocabulary.

So Ageev networked his way to the Houston Technology Center through HTC’s connections with Skolkovo. In Houston, he found open-minded North American partners who tested the tool on wells in West Texas, got amazing results, and put Novas on the map. Though its roots and technology are Russian, only 10 percent of Novas’ revenue comes from the Motherland.

As for where Novas is headed: enter Propell Technologies Group, Inc., which wholly owns Novas Energy USA and is the exclusive U.S. licensee of Novas’ plasma pulse technology. Marketwired reported in February that Propell closed the first tranche of a private financing packaging with Ervington Investments Limited, whose ultimate beneficial owner is businessman Roman Abramovich.

See? You might think that the ideas of Russian entrepreneurs are forever doomed to slow strangulation by control freaks and dim-witted bureaucrats (let’s face it they go way back, just a 19th century Russian novel), but as I said at the start of this editorial – nature does always find a way. Lest we forget, Abramovich fracked his way to the top, building Sibneft into Russia’s second most prolific crude producer in terms of pace of output growth (second only to YUKOS) in the 1990s. Sibneft was later acquired by Gazprom Neft.

I’d say, Abramovich knows a good deal when he sees one.

Propell raised $5 million in this first tranche, selling 1.5 million shares of its Series C Preferred Stock (Series C Preferred) at a purchase price of $3.28 per share. Ervington Investments also has an option to invest an additional $9.750 million in Propell by acquiring further shares. The first $5 million is earmarked to secure new tools to expand sales, fund R&D to further improve the plasma pulse well treatment process and strengthen the patent portfolio, repay all debt and accounts payable, and provide working capital.

Ervington appointed Ivan Persiyanov to represent its interests on Propell’s board of directors. Persiyanov is an investment director at Millhouse LLC, a UK-registered company created in 2001 to manage Abramovich’s assets. Prior to joining Millhouse, Persiyanov was investment director at RUSNANO. So today I actually smiled and maybe tonight I won’t have to watch "Ancient Alien Astronauts" on the Sci-Fi channel to escape the latest bad news out of Kiev, Moscow, Brussels and Washington, when I try to unwind before the television.

There is some good news! And it has nothing to do with our imminent rescue by aliens.

Despite sanctions, counter sanctions, political posturing, hot air blasts from the highest levels of government in capitals throughout Europe and the U.S. – level headed business people, Russian and North American have “found a way” to work together for the common good.

Businesses are being created, wealth is being generated, jobs are being created. Oh yeah, and there are even indications that the price of oil may be starting to rise – projected to hit around $80 a barrel by year end. Maybe 2015 won’t be the end of civilization as we know it!

2

#2 February 2015

бовавших новую технологию на скважинах в Западном Техасе. Испытания дали отличные результаты, и о Novas заговорили. Однако лишь 10% дохода этой компании, основанной в России и продвигающей российскую технологию, поступают с «исторической родины». А если хотите узнать, как сейчас обстоят дела у Novas, наберите в поисковике Propell Technologies Group Inc. – это владелец Novas Energy USA, имеющий эксклюзивные права на продвижение плазменно-импульсной технологии Novas на территории США. Как в феврале сообщил Marketwired, Propell заключила сделку на получение первого частного инвестиционного транша с Ervington Investments Limited, принадлежащей Роману Абрамовичу. Теперь вы понимаете? Вам может показаться, что идеи российских предпринимателей обречены на медленную смерть «перестраховщиками» и недалекими чиновниками (честно говоря, весьма напоминающими свои прототипы из русской классики XIX века), однако, как уже говорилось выше, – природа всегда возьмет свое. По меньшей мере, стоит вспомнить о том, что Абрамович пробился наверх, превратив «Сибнефть» в одну из самых динамично наращивающих добычу российских нефтекомпаний в 1990-х (более стремительными темпами тогда добывал только «ЮКОС»). Позже «Сибнефть» была приобретена «Газпром нефтью». Мне кажется, у Абрамовича настоящий «нюх» на отличные сделки.

Propell получила $5 млн в первом транше, продав 1,5 млн привилегированных акций серии С (Series C Preferred) по цене $3,28 за акцию. У Ervington Investments также есть опцион инвестировать дополнительные $9,75 млн в Propell через покупку акций. Первые $5 млн выделены с целью закупок нового оборудования, которое позволит увеличить продажи, а также на финансирование научных исследований для дальнейшего совершенствования плазменноимпульсной технологии, укрепления портфеля патентов, погашения всех долговых обязательств и кредиторской задолженности, а также обеспечить оборотный капитал. Интересы Ervington в совете директоров Propell будет представлять Иван Персиянов, директор по инвестициям Millhouse LLC – британской компании, которая была учреждена в 2001 году для управлять активами Абрамовича. До прихода в Millhouse, Персиянов занимал аналогичную должность в «РОСНАНО». И возможно, сегодня мне не придется смотреть очередную серию «Древних астронавтов с других планет» по каналу Sci-Fi, чтобы расслабиться и уснуть после безрадостных репортажей из Киева, Москвы, Брюсселя и Вашингтона. Ведь на свете есть и хорошие новости, не имеющие никакого отношения к «неизбежному» спасению нашей планеты инопланетянами. Несмотря на все санкции, включая ответные, политические игры и нагнетание атмосферы в высших эшелонах власти по всей Европе и в США, здравомыслящие предприниматели из России и Штатов «взяли свое», установив взаимовыгодное сотрудничество. Итак, создаются предприятия и новые рабочие места, прирастает капитал. Да, кстати, появились также признаки возможного роста цен на нефть – предполагается, что к концу года стоимость барреля поднимется до $80. Так что, вполне возможно, что 2015 год не станет последним в истории современной цивилизации!

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Yes, Even for Russian Innovation, Nature Always Finds a Way!

1

Природа всегда возьмет свое – даже в случае с российскими инновациями TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ STATISTICS | СТАТИСТИКА

8

61

PIPE MANUFACTURING | ТРУБОПРОИЗВОДСТВО

“Russian Size” Pipes Manufacturing Gains Momentum «Русский размер» набирает обороты

18

The large-diameter pipes (LDP) sector has been the main driver behind the Russian pipe manufacturing industry’s growth in 2014. As Russian Pipe Industry Development Fund (FRTP) director Oleg Kalinsky told journalists in mid-December in Moscow, last year in January-October the demand for LDP increased by 35.3 percent compared to the same period in 2013. Основным драйвером роста производства в российской трубной промышленности в 2014 году стал сегмент труб большого диаметра (ТБД). С января по октябрь прошлого года спрос на ТБД вырос на 35,3% в сравнении с аналогичным периодом 2013 года, сообщил журналистам директор Фонда развития трубной промышленности (ФРТП) Олег Калинский в середине декабря в Москве.

INVESTMENTS | ИНВЕСТИЦИИ

Funding New Fields: How to Procure Financing Где найти деньги на новые нефтегазовые месторождения

26

PIPELINES | ТРУБОПРОВОДЫ

South Stream – Pipeline to Nowhere? «Южный поток» – труба в никуда?

32

TECHNICAL TRAINING TOURS | ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ

Training Abroad for Russian Oilfield Specialists! Обучение за рубежом для российских нефтяников!

38

MARKETS | РЫНКИ

Low Oil Prices Prompt Market Players to React Дешевая нефть подталкивает игроков к ответным действиям

40

INSTRUMENTATION | КИП

Optimizing Diagnostic Surface Monitoring of Artificial Lift Mechanisms for Oil and Gas Wells

Оптимизация диагностического наземного мониторинга

46

механизированной эксплуатации нефтяных и газовых скважин

4

Oil&GasEURASIA

#12 /1 December 2014 / January 2015

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

ARTIFICIAL LIFT | МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА

Lufkin Industries’ Oil Production Experience in Venezuela Опыт работы компании Lufkin Industries при добыче нефти в Венесуэле

52

REFINING | ПЕРЕРАБОТКА

European Downstream Sector Era of Big Changes

56

Европейский сектор переработки Эпоха больших перемен РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION INNOVATIONS | ИННОВАЦИИ

Технология плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты углеводородов – ключ к созданию полигона по импортозамещению зарубежных технологий

62

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка

Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Shandong Hongsheng . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка

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

Exterran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

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

Vallourec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Cometto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

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

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

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

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

EUROPEAN SALES Georgia Williams sales@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

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

CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex COVER PHOTO TMK TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ ТМК ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS subscribe@eurasiapress.com

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Alexander Popov a.popov@eurasiapress.com Marina Alyoshina m.alyoshina@eurasiapress.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ Александр Попов a.popov@eurasiapress.com Марина Алешина m.alyoshina@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

66

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

ITALY SALES Ediconsult Anna De Bortoli milano@ediconsult.com Tel.: +39 02 477 100 36 Fax: +39 02 477 113 60 CHINA SALES Beijing Oriental Foreland Consultants Co.,Ltd. chemtech2007@163.com Tel.: +86 10 84823421 Fax: +86 10 84846103

is a Member of: MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

10 1st Kozhevnichesky Lane, Bldg 2, Suite 417, 115114 Moscow, Russia Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

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

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

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2015, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

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

ISSN 1812-2086 © 2015, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

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

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Emerson Releases RTU and HART Configuration Suite for Remote Oil & Gas Field Applications Emerson Process Management introduces OpenEnterprise Field Tools, the world’s first Remote Terminal Unit (RTU) and HART configuration suite that enables local and remote configuration and real-time HART device monitoring in remote oil and gas applications such as wellhead automation, flow measurement, and tank overflow protection. The software suite streamlines servicing and maintenance of multiple RTU platforms and HART transmitters across remote sites, helping improve operations and field personnel safety.

The new single software toolkit enables the configuration of Emerson’s family of Remote Terminal Units, flow computers and presets including products under the ROC, FloBoss, and ControlWave brands.

Remote wells Удаленные скважины

Wireless HART Беспроводной HART

Separator Сепаратор

Wellhead Устье скважины

Access point Точка доступа

●

OpenEnterprise Field Tools enables local and remote configuration and real-time HART device monitoring in remote oil and gas applications such as wellhead automation, flow measurement, and tank overflow protection ● Пакет OpenEnterprise Field Tools позволяет осуществлять местное и удаленное конфигурирование и мониторинг в реальном времени с использованием прибора, поддерживающего протокол HART, при проведении дистанционных нефтегазопромысловых работ, таких как автоматизация устьевого оборудования, дебитометрия и защита емкостей от перелива 8

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

Emerson выпускает удаленное терминальное устройство и прибор конфигурирования HART для дистанционных нефтегазопромысловых работ Emerson Process Management представила комплект OpenEnterprise™ Field Tools, первое в мире удаленное терминальное устройство и прибор конфигурирования HART, что позволяет осуществлять местное и удаленное конфигурирование и мониторинг в реальном времени с использованием прибора, поддерживающего протокол HART, при проведении дистанционных нефтегазопромысловых работ, таких как автоматизация устьевого оборудования, дебитометрия и защита емкостей от перелива. Программный пакет упрощает обслуживание и текущий ремонт множественных платформ удаленных терминалов и передатчиков HART в удаленных участках, что способствует улучшению работы и повышению безопасности промыслового персонала. Новый единый пакет программных средств позволяет осуществлять конфигурирование семейства удаленных терминалов Emerson, компьютеров, управляющих потоком, а также Tanks Резервуары предустановки, включая продукты под марками ROC, FloBoss и ControlWave. Кроме того, пакет OpenEnterprise Field Tools являHART Pass Thru over IP or serial connection / Проход ется полнофункциональным информации от HART через HART-коммуникатором, поддерIP или последовательное соединение живающим конфигурирование, поиск неисправностей и текущий ремонт всех проводных HART и WirelessHART (беспроводных) передатчиков. Пакет Field Tools позволяет осуществлять комплексный ввод в эксплуатацию устройств HART за счет оптимизации прохода информации от HART через удаленные терминалы и компьютеры, управляющие потоком. Проход информации от HART позволяет осуществлять туннелирование по сложным инфраструктурам SCADA, используя собственные коммуникационные протоколы Emerson для удаленных терминалов. «Пакет Field Tools предоставляет уникальное интегрированное и безопасное решение сложных проблем Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

Additionally, OpenEnterprise Field Tools is a fully-functional HART communicator that supports configuration, troubleshooting, and maintenance of all wired HART and WirelessHART transmitters. Field Tools enables the seamless commissioning of HART devices by leveraging HART pass-through via Emerson RTUs and flow computers. HART passthrough enables tunneling over complex SCADA infrastructures using native Emerson RTU communication protocols.

“Field Tools provides a unique, integrated, safe solution to complex remote device configuration challenges,” said Stuart Miller, vice president of marketing for Emerson’s Remote Automation Solutions business. “Installation and field set-up time can now be streamlined by leveraging the single configuration tools suite across both RTUs and field devices. Our field architecture eliminates the need for HART multiplexers as well as the complexity of Modbus data mapping.”

Remote device configuration and monitoring has never been easier. Whether connected locally onsite (via serial connection) or remotely across thousands of miles (over IP connection), all HART devices are within reach.

Devices that require field personnel attention are highlighted based on HART parameters such as battery voltage, device status and device diagnostics.

Once a HART network has been commissioned, there is no longer the need for regular maintenance site visits because Field Tools supports live-mode monitoring of all HART devices connected to an Emerson RTU or flow computer.

Field Tools is universal software that supports HART devices released by the HART Foundation, Emerson and third party manufacturers alike. Moreover, the list of Field Tools’ supported devices is extensible. Additional HART devices can be supported by adding their Device Descriptions (DDs).

ERIELL Group and Schlumberger Deploy New Rotary Steerable System in Samburgskoye Field ERIELL Group and Schlumberger announced at the end of last December the successful completion of the construction of a 4,245-meter horizontal well in the Samburgskoye field using the latest rotary steerable system (RSS) from Schlumberger.

The combination of the new PowerDrive Orbit vorteX RSS with a customized Smith polycrystalline diamond compact (PDC) bit and the Megadril adjusted oil-based mud completed construction of the horizontal well while establishing a new field record by drilling a 1,308-meter lateral sidetrack section in the shortest drilling time in the field. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ конфигурирования удаленных устройств», − говорит Стюарт Миллер, вице-президент по маркетингу компании Remote Automation Solutions (принадлежит Emerson). «Установку и время подготовки к работе в полевых условиях сейчас можно упорядочить путем оптимизации единого набора инструментов конфигурации по удаленным терминалам и полевым устройствам. Наша полевая архитектура исключает необходимость мультиплексоров HART, а также сложное отображение данных Modbus». Процесс конфигурирования и мониторинга удаленных устройств никогда не был таким легким. Независимо от того, подключаются ли они локально на площадке (последовательное соединение), или дистанционно на расстоянии тысяч миль (путем IP-соединения), все устройства HART остаются доступными. Устройства, требующие внимания промыслового персонала, отмечаются с указанием таких параметров HART, как напряжение батареи, состояние устройства и его диагностика. После ввода в работу сети HART, больше не требуются регулярные посещения площадки для текущего обслуживания, так как пакет Field Tools поддерживает мониторинг в реальном времени всех устройств HART, подключенных к удаленному устройству Emerson или компьютеру, управляющему потоком. Пакет Field Tools – это универсальное программное обеспечение, поддерживающее устройства HART, выпускаемые HART Foundation (является подразделением Emerson) и подобными сторонними производителями. Более того, перечень устройств, поддерживаемых пакетом Field Tools, расширяем. Возможна поддержка дополнительных устройств HART при добавлении описаний этих устройств.

Группа ERIELL и Schlumberger успешно применили новую роторную управляемую систему на Самбургском месторождении В конце декабря прошлого года группа ERIELL и Schlumberger объявили об успешном завершении строительства горизонтальной скважины протяженностью 4 245 м на Самбургском месторождении с использованием новейшей роторной управляемой системы (РУС) компании Schlumberger. Новая РУС PowerDrive Orbit vorteX в сочетании со специализированными долотами Smith, армированными поликристаллическими алмазными вставками, и раствором на углеводородной основе Megadril обеспечила успешное строительство горизонтальной скважины. При этом боковой ствол длиной 1 308 м пробурен в кратчайшие сроки, рекордные для этого месторождения. Технология PowerDrive Orbit расширяет эксплуатационный режим роторного управляемого бурения благодаря увеличению срока службы системы, обеспечению точного управления траекторией ствола скважины и увеличеНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

TECH TRENDS

#2 February 2015

PowerDrive Orbit technolнию эффективности бурения. Система ogy expands the operating envePowerDrive Orbit может работать на lope of rotary steerable by extendскоростях до 350 оборотов в минуту с ing system life, delivering precise обеспечением эффективной и надежdirectional control and increasing ной управляемости. drilling efficiency. The PowerDrive Использование технологии Orbit can perform at speeds up to PowerDrive Orbit в сочетании с РУС 350 revolutions per minute while PowerDrive vorteX способствует увелиstill maintaining consistent steerчению скорости проходки и эффекability. тивному удалению бурового шлама.

PowerDrive Orbit techСпособность передавать два типа разnology was combined with the личных управляющих команд - измеPowerDrive vorteX powered RSS нение расхода бурового раствора или to increase rate of penetration and ● PowerDrive Orbit vorteX rotary steerable скорости вращения системы - обеспеimprove cuttings transport. The system is key enabler for drilling success чивает возможность применения этой ability to pass two different types ● Роторная управляемая система PowerDrive роторной управляемой системы на of downlink commands, either to Orbit vorteX – ключевой фактор успешного многих типах буровых установок. change the flow rate of the drilling бурения Результаты работы подтвердили, mud or the rotation speed of the что сочетание систем PowerDrive Orbit system makes it possible to use this RSS in many types of и PowerDrive vorteX повышает эффективность бурения в drilling rigs. сложных географических и климатических условиях при The results of this operation confirmed that combin- разработке трудноизвлекаемых запасов, в особенности, ing PowerDrive Orbit with the PowerDrive vorteX system ачимовских пластов, характеризующихся аномально высоimproves drilling efficiency in adverse geographic and ким пластовым давлением. climatic conditions while developing the hard to recover deposits, especially in the overpressurized Achimov formation.

IMI Critical Engineering предлагает новый дроссельный клапан

IMI Critical Engineering Launches Innovative Butterfly Valve World-leading supplier of critical flow control solutions, IMI Critical Engineering, has expanded its highspecification product range for the oil and gas sector with the introduction of an innovative triple eccentric butterfly valve for turbo-expander applications by IMI Remosa.

The new triple eccentric (Tri-X) valve is specifically designed to work in harsh environments at temperatures of up to 950 C and in the presence of a catalyst. A technically proven solution which can significantly cut refinery infrastructure costs, its role is to isolate the turbo-expander unit from the fluid catalytic cracking (FCC) operation.

By isolating the turbo-expander in this way, the FCC process can be kept running while the turbo-expand-

10

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

Мировой поставщик ответственных решений для регулирования потока, компания IMI Critical Engineering, расширил свой ассортимент продукции для нефтегазовой отрасли, выпустив новый тройной эксцентриковый дроссельный клапан для турбодетандерных агрегатов от IMI Remosa. Новый тройной эксцентриковый клапан (Tri-X) специально разработан для использования в жестких условиях окружающей среды при температурах до 950 °C при наличии катализатора. Будучи технически проверенным решением, которое может значительно уменьшить затраты на инфраструктуру для нефтеперерабатывающего предприятия, клапан предназначен для изоляции турбодетандерного агрегата от установки жидкостного каталитического крекинга. За счет изоляции турбодетандерного агрегата жидкостный каталитический крекинг может осуществляться непрерывно во время проведения технического обслуживания турбодетандерного агрегата, что позволяет значительно уменьшить время простоя. Клапан IMI Remosa, разработанный совместно с всемирно известной своими дроссельными клапанами Tri-X компанией IMI Orton, является надежным и экономически выгодным решением как для вновь созданного, так и модернизированного предприятия. Благодаря легкой компактной конструкции клапан лишен недостатков, которые свойственны ряду существующих продуктов, размер и вес которых затрудняет их установку в системы и требует дорогостоящей и комплексной перекомпоновки. Клапан, получивший высокую оценку на выставке и конференции Rio Oil & Gas Expo & Conference 2014, разработан, чтобы удовлетворить мировой спрос Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

er undergoes maintenance, radically cutting downtime.

Developed by IMI Remosa, in conjunction with IMI Orton, world renowned for the Tri-X butterfly valves, it provides a highly reliable and cost-effective solution for both new plant and upgrades.

A lightweight, compact product, it overcomes the issues associated with some existing products whose dimensions and weight make them awkward to install into existing systems without costly and extensive layout modification.

Launched to great acclaim at the 2014 Rio Oil & Gas Expo & Conference, the valve has been designed in response to global needs for electrical energy and for more reliable products. The demand for valves continues through growing investment in cracking facilities in the Far East and Middle East, and the expansion of shale gas processing in the Americas.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

на электроэнергию и продукцию повышенной надежности. Спрос на клапаны продолжает увеличиваться на фоне растущих инвестиций в крекинговое оборудование на Дальнем Востоке и Ближнем Востоке, а также быстрого развития переработки сланцевого газа на американском континенте..

Новый гидролокатор бокового обзора быстрого развертывания 'PulSAR' для работ по поиску и эвакуации

Kongsberg Maritime has introduced a new tow fish side scan sonar for use in Search and Recovery (SAR) missions as well as underwater inspection, engineering and scientific surveys. Developed by Kongsberg Geoacoustics and available now, PulSAR is designed for intuitive operation and easy deployment by non-specialized personnel,

Компания Kongsberg Maritime представила новый гидролокатор бокового обзора в буксируемой рыбообразной капсуле для использования в работах по поиску и эвакуации (SAR), а также в подводных инспекциях, инженерных и научных исследованиях. Разработанная подразделением Geoacoustics компании Kongsberg и предлагаемая на рынке в настоящее время система PulSAR предназначена для работы на интуитивном уровне и может легко разворачиваться персоналом, не имеющим специальной подготовки, что позволяет проводить эффективные срочные исследования с использованием привлекаемых судов. Система PulSAR получает акустические изображения морского дна высокого разрешения при использовании прочной компактной рыбообразной капсулы из нержавеющей стали, работающей с водонепроницаемым (IP66) пультом управления и небольшой кабельной катушкой. Систему можно размещать на небольших судах, таких как

BelNIPIneft Developed and Tested New Jet Pump

В БелНИПИнефти разработали и испытали струйный насос

This device is designed to reduce the density of flush fluids used for drilling in producing horizons with abnormally low reservoir pressure.

Low density biopolymer drilling mud has unique technological properties. It helps to prevent drilling problems and preserve reservoir properties. The density is reduced by injecting gas into the drilling mud. To perform this operation, a nitrogen compressor station has been used before.

As an alternative, the ejection jet pump (disperser) was offered by BelNIPIneft.

The device was tested in the wells at YuzhnoOstashkovichskoye, Rechitskoye and Tishkovskoye fields.

The use of pump for injection of gas into the drilling mud resulted in reduction of density to the target values. The pump use along with the standard cleaning equipment eliminated the need for a compressor station.

Устройство предназначено для снижения плотности промывочных жидкостей, которые используются при бурении продуктивных горизонтов с аномально низким пластовым давлением. Используемый биополимерный раствор пониженной плотности обладает уникальными технологическими свойствами. Благодаря ему предотвращаются осложнения при бурении и сохраняются коллекторские свойства пласта. Уменьшение плотности достигается за счет введения в раствор газа. Для этой операции раньше использовалась азотная компрессорная станция. В качестве альтернативы в БелНИПИнефть предложили эжекционный струйный насос (диспергатор). Испытания устройства прошли на скважинах ЮжноОсташковичского, Речицкого и Тишковского нефтяных месторождений. Введение газа в раствор с помощью насоса обеспечило снижение его плотности до заданных параметров. А его использование вместе со штатным оборудованием системы очистки позволило отказаться от компрессорной станции.

New Quick-deploy ‘PulSAR’ Side Scan Sonar for Search and Recovery Operations

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

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

11

TECH TRENDS

12

#2 February 2015

enabling effective short-notice surveys using vessels of opportunity.

The PulSAR system acquires high resolution acoustic images of the seabed using a compact, rugged stainless steel tow fish that is operated with a water protected (IP66) deck unit and small cable hand reel. The system can be deployed on small vessels such as open RIBs. Large areas can be surveyed efficiently revealing small objects and structures in great detail. PulSAR operates in a frequency range of 600 kHz to 1 MHz and both FM and CW source signals can be selected in order to optimize the range and resolution for the given survey task.

открытые надувные шлюпки. Она позволяет эффективно исследовать большие площади, детально показывая небольшие объекты и структуры. Система PulSAR работает в диапазоне частот от 600 кГц до 1 МГц; для оптимизации диапазона и разрешения для данного конкретного исследования можно выбирать сигналы источника УКВ-ЧМ или незатухающих волн. «Благодаря быстрому и простому разворачиванию и высокому качеству исследований, система PulSAR является идеальным средством для работ по поиску и эвакуации, когда способность действовать максимально быстро имеет решающее значение для успеха операции», – прокомментировал Хельге Улен, менеджер по продажам про-

Gazpromneft-Khantos Sets Record for Bringing on Stream Horizontal Wells in 2014

«Газпромнефть-Хантос» в 2014 году установил рекорд по вводу в эксплуатацию горизонтальных скважин

In 2014, Gazpromneft-Khantos increased its production by 250,000 tons of oil equivalent through bringing on stream 36 horizontal wells – a record amount in the company’s history.

The longest horizontal well having the total length 4,406 meters and the 760-meter horizontal section was drilled at YuzhnoPriobskoye field. The latest technologies for stimulation of oil production were successfully tested in this well. In particular, a multi-zone cluster hydraulic fracturing* was performed, which made it possible to reduce the proppant amount by 45 percent and increase the production rate by more than 15 percent.

For the first time, Gazprom Neft performed real-time well logging of a producing horizontal well after the multi-zone fracking, and also seismic survey of the direction of fractures after the frac job.

These surveys were done to determine spatial orientation and optimal length of the horizontal sections of the wells, amount of zones for fracking and methods for stimulation of oil production at Yuzhno-Priobskoye field.

Implementation of new technologies, including construction of horizontal wells with subsequent multi-stage hydraulic fracturing made it possible to involve fringes of the fields in development, having reserves exceeding 25 million tons of oil equivalent, which are classified as hard-to-recover reserves. According to Gazpromneft-Khantos general director Sergei Doktor, the technology of construction of horizontal wells with the consequent multi-stage fracking ensures higher efficiency of the company’s operations related to hard-to-recover reserves which account for 57 percent of Gazpromneft-Khantos’ total reserves.

In 2015 it is planned to drill and put in production 57 horizontal wells, including operations on multi-stage hydraulic fracturing, with the potential incremental annual production of 500,000 tons of oil equivalent. *The applied method of cluster hydraulic fracturing makes it possible to increase fracture conductivity by creating highpermeable channels. The company implements this technology as part of the integrated project on exploration and development of hard-to-recover oil reserves at Yuzhno-Priobskoye field.

«Газпромнефть-Хантос» в 2014 году увеличил уровень добычи на 250 тыс. т нефтяного эквивалента за счет ввода в эксплуатацию 36 горизонтальных скважин – рекордного количества за всю историю предприятия. Самая длинная горизонтальная скважина общей протяженностью 4 406 м и длиной ее горизонтальной части 760 м была построена на Южно-Приобском месторождении. На скважине успешно апробированы новейшие технологии интенсификации притока нефти. В частности, проведен многосекционный кластерный гидроразрыв пласта (ГРП)*, позволивший сократить количество проппанта на 45% и увеличить дебит скважины на более чем 15%. Впервые в «Газпром нефти» с целью пространственной ориентации и определения оптимальной длины горизонтального участка, количества секций для ГРП и методов интенсификации притоков нефти на Южно-Приобском месторождении выполнено геофизическое исследование работающей горизонтальной эксплуатационной скважины после многосекционного ГРП в режиме реального времени, а также проведено сейсмическое исследование направлений распространения трещин после ГРП. «Внедрение новых технологий, в том числе строительство горизонтальных скважин с последующим проведением многостадийного ГРП, позволило вовлечь в разработку краевые участки месторождений с объемом запасов более 25 млн т нефтяного эквивалента, относимых к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ). По словам генерального директора «Газпромнефть-Хантоса» Сергея Доктора, технология строительства горизонтальных скважин с последующим проведением многостадийного ГРП обеспечивает компании лучшую эффективность работы с ТРИЗ, которых у «Газпромнефть-Хантоса» 57% от общего объема запасов. В 2015 году планируется строительство и ввод в эксплуатацию 57 горизонтальных скважин, в том числе с проведением многостадийного ГРП, с потенциальным приростом годовой добычи 500 тыс. т нефтяного эквивалента. *Используемый метод кластерного ГРП позволяет увеличить проводимость трещины за счет создания в ней высокопроницаемых каналов. Операция с данной технологией проводится на предприятии в рамках глобального проекта по разработке и изучению трудноизвлекаемых запасов нефти на Южно-Приобском месторождении.

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

Oil&GasEURASIA

ВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ

ВАШИ ЦЕННЫЕ КОНТАКТЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Ваш следующий партнер и поставщик могут быть на этой странице! Извлеките и сохраните визитную карточку и обратитесь к ним в удобное для Вас время.

ОБРА

Ваша визитная карточка здесь!

ЗЕЦ

carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

Размеры 90x50 мм. Эта страница с визитными карточками будет напечатана на плотной бумаге (300 г/м2), с перфорацией и с двух сторон (на русском и на английском языках). Извлеките и поместите в любую стандартную визитницу!

Цена, которую Вы можете себе позволить: 1 печатный выпуск – 35 000 Руб 3 печатных выпуска – 25 000 руб за 1 печатный выпуск 6 печатных выпусков – 15 000 руб за 1 печатный выпуск 10 печатных выпусков – 13 000 руб за 1 печатный выпуск

ОБРА

ЗДЕСЬ ВАША РЕКЛАМА Контактная информация: a.popov@eurasiapress.com

БОНУС!

ЗЕЦ

ЗДЕСЬ ВАША РЕКЛАМА Контактная информация: a.popov@eurasiapress.com

Все рекламодатели раздела «ВАША СЕТЬ КОНТАКТОВ» НА БЕСПЛАТНОЙ ОСНОВЕ включаются в Онлайн Маркетинг-Директорию до 31 декабря 2015 года. Подробнее

ОБРА

Geoquip Marine AG Vernadskogo pr-t 9/10 Office «Politehstroy-M» 119311, Moscow Russia

ЗЕЦ

Tel: +7 499 131 33 51 Mobile: +7 985 997 72 91 alexey.rusakov@geoquipmarine.com www.geoquip-marine.com

YOUR NETWORK YOUR VALUABLE CONTACTS IN THE OIL & GAS INDUSTRY

Your next partner or supplier might be on this page!

Tear out the business card for safekeeping and contact them at your convenience.

SAM

Your Business Card Here!

PLE

carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

Dimensions 90x50 mm.

This business card page will be printed on card stock (300g), with perforated lines and double sided, English and Russian.

Tear Out and Place in Any Standard Business Card Holder!

A Price You Can Afford!

1 printed issue – 35 000 RUR 3 printed issues – 25 000 RUR for 1 issue 6 printed issues – 15 000 RUR for 1 issue 10 printed issues – 13 000 RUR for 1 issue

YOUR AD HERE Contact: a.popov@eurasiapress.com

(July-August and December-January are combined issues)

SAM

FREE BONUS!

PLE

YOUR AD HERE Contact: a.popov@eurasiapress.com

All Advertisers on "Your Network" Get a FREE Listing in OGE’s Online Market Directory until December 31, 2015. Check It Out!

SAM

Geoquip Marine AG

119311, Россия, Москва пр-т Вернадского 9/10 Офис «Политехстрой-М»

PLE

Тел.: +7 499 131 33 51 Моб.: +7 985 997 72 91 alexey.rusakov@geoquipmarine.com www.geoquip-marine.com

№2 Февраль 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

“With quick and дукции отделения Underwater Mapping компании easy deployment and Kongsberg Maritime. «Это многофункциональное high survey perforрешение, которое может также использоваться mance, PulSAR is an для подводного инспектирования и инженерных ideal tool for search исследований без значительных издержек на and recovery, where исследовательские платформы и специалистов the ability to act по изысканиям. Высокое разрешение, обеспечиquickly is vital to a ваемое системой, позволяет строить карты морmission’s success,” ского дна со степенью детальности, требуемой для comments Helge таких направлений научных исследований, как Uhlen, product sales морская геология и геофизика, а также морская manager Underwater ● PulSAR operates in a frequency range of 600 kHz археология».

Mapping, Kongsberg to 1 MHz Система PulSAR может работать от батареи Maritime. “It is a ver- ● Система PulSAR работает в диапазоне частот от или or сети, используя 24 В постоянного тока satile solution that 600 кГц до 1 МГц или 110/230 В переменного тока. Она оснащена встроенной системой GPS, которая обеспечивает can also be used for underwater inspection and engineering surveys without информацию о местоположении с дифференциальныlarge overheads for survey platforms and survey specialists. ми поправками спутниковой системы дифференциальных The high resolution achievable with the system results in поправок SBAS, а внешняя навигационная система может seafloor maps with detail that may form the basis for sci- быть подключена через последовательный порт. Система поставляется со специализированным проentific investigation in areas such as marine geology and граммным пакетом, который должен работать на портаgeophysics as well as marine archaeology.”

PulSAR is battery or mains powered, using 24 VDC or тивном компьютере, подключенном к пульту через сеть 110/230 VAC. It has an integrated GPS system that provides Ethernet. Это позволяет пользователю планировать и осуpositioning information with SBAS differential corrections ществлять исследования и получать акустические данные and an external positioning system can be connected via a с введенной информацией по местоположению. Данные могут обрабатываться, визуализироваться и интерпретироserial port.

The system is delivered with a dedicated software ваться в данном программном пакете и экспортироваться package to be run on a laptop computer connected via в пакеты сторонних организаций в стандартных промышEthernet to the deck unit. It allows the user to plan and ленных форматах. conduct the survey and acquire sonar data with embedded positioning information. The data can be processed, visualized and interpreted in the software package and exported in industry standard formats to third party packages for further use.

Sercel расширяет границы скважинных операций благодаря выпуску прибора GeoWave II

Sercel Extends Frontiers of Downhole Operations with the Launch of GeoWave II Sercel announced the launch of GeoWave II, an innovative new downhole seismic tool for conducting safe and efficient Vertical Seismic Profile (VSP) and hydraulic fracture monitoring surveys in the most hostile well environments.

GeoWave II is the industry’s first digital multi-level array specifically designed for high-temperature, high-pressure wells.

It is capable of continuous data acquisition at temperatures of up to 400 F / 205 C and is pressure-rated to 25,000 psi/1,725 bar. With new optimized high-speed telemetry, up to 120 levels can be safely deployed on standard wireline for hotter and deeper reservoirs. GeoWave II can also be configured to provide the longest array (3,000 meters) in the market by using larger intertool spacing.

Optimized for seismic surveys and microseismic applications, GeoWave II is the most versatile tool, allowing Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Sercel объявила о выпуске GeoWave II, инновационного скважинного сейсмического прибора для проведения безопасного и эффективного вертикального сейсмического профилирования (ВСП) и работ по мониторингу гидравлического разрыва в наименее благоприятных скважинных условиях. Прибор GeoWave II – это первая в промышленности цифровая многоуровневая установка, разработанная специально для скважин с высокой температурой и давлением. Она рассчитана на непрерывный прием данных при температурах до 205 °C и при давлении до 25 000 фунт/на кв. дюйм/1 725 бар. Новая оптимизированная высокоскоростная телеметрия позволяет безопасно разворачивать до 120 уровней на стандартном кабеле в более глубоких пластах с более высокой температурой. Прибор GeoWave II можно также конфигурировать так, чтобы получить наиболее длинную расстановку (3 000 м), существующую на рынке, за счет увеличенного промежутка между элементами. Оптимизированный для сейсмических исследований и микросейсмики прибор GeoWave II является наиболее универсальным устройством, которое может спускаться в скважины любого типа диаметром от 3 до 22 дюймов; он совместим со «скважинными тракторами» для использования в скважинах с большим углом наклона и горизонтальных скважинах. Он выпускается в соответствии с самыми высокими стандартами в отношении материалов и компоНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

15

TECH TRENDS downhole operations to be conducted in any well type with a diameter of 3 to 22 inches, and is compatible with downhole tractor systems for deployment in highly deviated and horizontal wells. It is manufactured to the highest standards with material and components designed to withstand high-pressure/high-temperature environments for prolonged periods without the need for a cooling system. It features system testing and monitoring capabilities and also allows easy deployment and safe retrieval in all conditions.

Zone 0 Tool Detection Alarm Reduces Risk to Riser Assembly

#2 February 2015

нентов для устойчивости к условиям высоких температур/ давлений в течение длительного времени без применения охлаждающей системы. В нем предусмотрены возможности испытания системы и мониторинга; для прибора характерно легкое разворачивание и безопасное извлечение при любых условиях.

Снижение риска для водоотделяющей колонны при использовании сигнализации обнаружения инструмента в зоне 0

Компания Severn Subsea Technologies (SST) разработала технологию датчика обнаружения инструмента в зоне Severn Subsea Technologies 0, позволяющую уменьшить риск повреждения (SST) has developed Zone 0 rated, водоотделяющей колонны (стояка) во время tool detection sensor technology to бурения или работ по ремонту скважины, при reduce the risk of damage to the riser подъеме колонны на поверхность. assembly during drilling and intervenСигнализация обнаружения инструменtion operations, as the tool string is та (СОИ) обеспечивает более надежный метод recovered to the surface. локализации колонны инструмента, чем только The Tool Detection Alarm (TDA) на основе визуальных методов. Система опреoffers a safer method of locating the деляет положение инструмента и подает звукоtool string than relying on visual вой сигнал. предупреждая машиниста лебедки о methods alone. It positively locates необходимости принять меры, чтобы предупреthe position of the tool and sounds an дить удар колонны инструмента об уплотнение alarm, alerting the winch operator to водоотделяющей колонны. Работающая от батаtake action to prevent the tool string реи портативная система СОИ обеспечивает ● Portable Tool Detection Alarm hitting the riser seal head. The porдополнительный уровень защиты, минимизиsystem table, battery-powered TDA provides руя риск повреждения оборудования для закан● Портативная система an extra layer of protection minimizчивания скважины и потенциального падения сигнализации обнаружения ing the risk of damage to completion колонны инструмента в стволе скважины. инструмента equipment and potential loss of the Вся система, включая шкаф управления и tool string down the well. перезаряжаемую батарею, является полностью The whole system, including the безопасным оборудованием, сертифицированcontrol box and rechargeable battery, is ATEX and IECEx ным по системам ATEX и IECEx для работы во взрывоопасcertified intrinsically safe equipment for use in Zone 0 gas ных средах, поэтому может использоваться в так называеenvironments. мых зонах 0 с наличием газа.

Transneft R&D Completes Design of Моbile Complex for Cleaning Tanks from Bottom Sediments In 2014, within the framework of development engineering works of the production equipment department, Transneft R&D, in collaboration with Transneft Upper Volga, completed designing of mobile complex for cleaning tanks from bottom sediments.

The complex is designed for fluidization, extraction and phase separation of bottom sediments in the course of cleaning from them oil and oil product tanks with a capacity of 1,000 to 50,000 cubic meters. Fluidization of bottom sediments is performed by hydraulic washing out with hot water.

A pilot model of the mobile cleaning complex has been transferred for operation to Transneft Volga Region.

16

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

В «НИИ Транснефть» завершена разработка мобильного комплекса для очистки резервуаров от донных отложений В рамках выполнения опытно-конструкторских работ отделом технологического оборудования ООО «НИИ Транснефть» совместно с АО «Транснефть – Верхняя Волга» в 2014 году завершена разработка мобильного очистного комплекса для очистки резервуаров от донных отложений. Комплекс предназначен для разжижения, извлечения и фазоразделения донных отложений при очистке от них резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 1 000 до 50 000 м³. Разжижение донных отложений осуществляется путем их гидроразмыва горячей водой. Опытный образец мобильного очистного комплекса передан для эксплуатации в АО «Транснефть – Приволга».

Oil&GasEURASIA

УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ! Наш журнал предлагает подписку на 2-е полугодие 2015 года

СО СКИДКОЙ 20% Следите за «ДЕКАДОЙ ПОДПИСЧИКА» в апреле-мае 2015 года! Во всех отделениях «Почты России»! В любом населенном пункте Российской Федерации! Вы можете подписаться на журнал «Нефть и Газ Евразия» – Oil&Gas Eurasia

ПОДП ИШ ИТЕ С Ь ! июль-декабрь

2015

84552 – наш индекс в каталоге «Газеты. Журналы» агентства «Роспечать»

СТАНДАРТНАЯ ЦЕНА

✗

500 руб.

5009

Профессионалы доверяют только нам

• Актуальные репортажи с мест событий.

• Двуязычный формат — естественный «языковой мост» для российских специалистов и иностранцев, работающих в России и СНГ.

• Среди постоянных читателей нашего издания — руководители среднего и высшего звена, специалисты по развитию бизнеса, техническим вопросам, а также главные инженеры, руководители предриятий и IT-служб.

• Мы информируем вас о новых технологиях и возможностях их практического применения.

ЛЬГОТНАЯ ЦЕНА 4007* руб. * цена за полугодие

PIPE MANUFACTURING

«Русский размер» набирает обороты Elena Zhuk

T

he large-diameter pipes (LDP) sector has been the main driver behind the Russian pipe manufacturing industry’s growth in 2014. As Russian Pipe Industry Development Fund (FRTP) director Oleg Kalinsky told journalists in mid-December in Moscow, last year in JanuaryOctober the demand for LDP increased by 35.3 percent compared to the same period in 2013.

In the last quarter of 2014, the demand in this segment was mostly driven by the Russian-Chinese Power of Siberia gas pipeline construction project envisaging delivery of natural gas from Yakutia to Primorsky Territory and the Asia-Pacific countries. According to Gazprom, it had been planned to ship over 120,000 tons of LDP for the Power of Siberia pipeline construction before the end of 2014, and a total of approximately 2.5 million tons of pipes will be required to complete the project by 2017 (according to the Pipe Manufacturers Association, total demand could reach 3 million tons). The project’s LDP suppliers include Vyksa Metallurgical Plant (VMZ), Chelyabinsk Pipe-Rolling Plant (ChTPZ) and Izhora Pipe Works (ITZ). VMZ, owned by the United Metallurgical Company (OMK), was the first Russian producer of the so-called “Russian size” (1,420 millimeters diameter) longitudinal single-joint welded pipes.

Production was launched in 2005 to provide pipe supply for the East Siberia – Pacific Ocean oil pipeline project.

According to OMK, while 10 years ago Gazprom purchased approximately 70 percent of LDP abroad, today Russian pipe manufacturers completely meet the domestic petroleum sector’s demand for LDP. “During construction of the subsea section of the Blue Stream gas pipeline in 2001-

18

Елена Жук

О

сновным драйвером роста производства в российской трубной промышленности в 2014 году стал сегмент труб большого диаметра (ТБД). С января по октябрь прошлого года спрос на ТБД вырос на 35,3% в сравнении с аналогичным периодом 2013 года, сообщил журналистам директор Фонда развития трубной промышленности (ФРТП) Олег Калинский в середине декабря в Москве. В последнем квартале 2014 года рост спроса в этом сегменте происходил, в основном, за счет российско-китайского проекта строительства газопровода «Сила Сибири» для поставок «голубого топлива» из Якутии в Приморский край и страны АТР. По данным «Газпрома», до конца 2014 года для строительства «Силы Сибири» планировалось поставить более 120 тыс. т ТБД, всего же для реализации проекта потребуется около 2,5 млн т ТБД до 2017 года (по оценкам Ассоциации производителей труб, общая потребность может возрасти до 3 млн т). Поставщиками ТБД для «Силы Сибири» являются Выксунский металлургический завод (ВМЗ), Челябинский трубопрокатный завод (ЧТПЗ) и Ижорский трубный завод (ИТЗ). ВМЗ, входящий в ОМК, является первым российским заводом, на котором было запущено производство прямошовных одношовных труб «русского размера» (диаметром 1 420 мм). Производство ТБД в Выксе началось в 2005 году, трубы предназначались для проекта «Восточная Сибирь – Тихий океан». И если 10 лет назад, по данным ОМК, «Газпром» закупал около 70% ТБД за рубежом, то сегодня российские производители труб полностью закрывают потребность отечественной нефтегазовой отрасли в трубах большого диаметра. «Когда строилась подводная часть „Голубого потока“, в Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: TMK

“Russian Size” Pipes Manufacturing Gains Momentum

№2 Февраль 2015

Table 1 The largest investment projects in Russia’s pipe manufacturing industry Табл. 1 Крупнейшие инвестиционные проекты трубной промышленности Российской Федерации

Year / Год

Project / Проект

Capacity (tons) / Мощность (т)

2003

Spiral-welded large-diameter pipes manufacturing line at Volzhsky Pipe Works Линия по производству спиральношовных ТБД на ВТЗ

580,000

2005

Large-diameter pipe manufacturing line at Vyksa Metallurgical Works Линия по производству ТБД на ВМЗ

450,000

2006

Large-diameter pipe production shop at Izhora Pipe Works Цех по производству ТБД на ИТЗ

600,000

2007

Facilities for finishing treatment of flowline pipes at Volzhsky Pipe Works, Sinara Pipe Works and Taganrog Metallurgical Plant (TAGMET) Комплексы финишной обработки промысловых труб на ВТЗ, СинТЗ, ТАГМЕТе

-

Large-diameter pipes manufacturing line at Volzhsky Pipe Works Линия по производству ТБД на ВТЗ

600,000

Expansion of large-diameter pipe manufacturing capacity at Vyksa Metallurgical Works Расширение мощностей по производству ТБД на ВМЗ

450,000

Casting and rolling facility at Vyksa Metallurgical Works Литейно-прокатный комплекс на ВМЗ

1,500,000

Mandrell hot rolling pipe mill at TAGMET Непрерывный стан горячей прокатки труб на ТАГМЕТе

600,000

Facilities for finishing treatment of flowline pipes at Pervouralsky Novotrubny Plant Комплекс финишной обработки промысловых труб на ПНТЗ

-

Arc-furnace facility at Seversky Pipe Works Электросталеплавильный комплекс на СевТЗ

900,000

Large-diameter pipe manufacturing shop at Chelyabinsk Pipe-Rolling Plant Цех по производству ТБД на ЧТПЗ

900,000

Arc-furnace facility at Pervouralsky Novotrubny Plant Электросталеплавильный комплекс на ПНТЗ

900,000

2011

5,000 mill at Vyksa Metallurgical Plant for manufacturing wide-strip hot rolled products Стан 5000 на ВМЗ для производства широкополосного горячекатаного проката

1,200,000

2013

Arc-furnace facility at Tagmet for manufacturing hollow billets Электросталеплавильный комплекс на ТАГМЕТе для выпуска трубной заготовки

900,000

FQM mandrell hot rolling pipe mill at Seversky Pipe Works Стан непрерывной горячей прокатки труб FQM на СевТЗ

600,000

Facilitiy for finishing treatment of flowline pipes at Seversky Pipe Works Комплекс финишной обработки промысловых труб на СТЗ

-

OMK’s facility for manufacturing seamless pipes used in oil and gas production, Chusovoi, Perm Territory* Комплекс ОМК по производству бесшовных труб для нефтегазодобычи, г. Чусовой, Пермский край*

450,000

2008

2009

2010

2014

2017

SOURCE: PIPE INDUSTRY DEVELOPMENT FUND / ИСТОЧНИК: ФРТП

● ●

ТРУБОПРОИЗВОДСТВО

* PLANNED PROJECT / ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ПРОЕКТ

2002, we were not able to manufacture even pipes of the 613-millimeter diameter for the working pressure of 250 Atmospheres. Today, Gazprom doesn’t import any LDP. Pipe manufacturers made investments in proper areas, which enabled them to reduce unit costs while improving quality and applying the best available technologies,” described Kalinsky. Since the early 2000s, modern LDP lines were built at four Russian plants, and three wide rolling mills were set up to supply these lines with metal sheet. According to pipe industry players' estimates, over this period pipe manufacturers have invested more than 360 billion rubles in development of their manufacturing facilities. During the largescale plant upgrades over the last two years Russian pipe manufacturers invested approximately 30 billion rubles in this sector (Table 1).

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

2001-2002 годах, мы не могли делать даже трубу диаметром 613 мм на рабочее давление 250 атм. Сегодня „Газпром“ не импортирует ТБД. Производителями труб очень грамотно были сделаны инвестиции в те направления, которые позволили снижать удельные издержки, повышая качество, с применением наилучших доступных технологий», – рассказывает Калинский. С начала 2000-х современные линии ТБД построили на четырех российских заводах, было создано три широкоформатных стана для обеспечения их листом. Всего за это время, по оценкам участников трубного рынка, в развитие своих производств трубные компании вложили более 360 млрд рублей. Продолжая масштабную модернизацию заводов, российские трубные компании только за последние два года инвестировали в отрасль около 30 млрд рублей (табл. 1).

19

#2 February 2015

PIPE MANUFACTURING ● ●

Table 2 Табл. 2

Evaluation of midterm demand for large-diameter pipes Оценка потребления ТБД в среднесрочной перспективе

Project name / Наименование проекта Expansion of Unified Gas Supply System in order to provide gas to fill the third and fourth branches of the Nord Stream subsea gas pipeline / Расширение Единой системы газоснабжения для обеспечения подачи газа в III и IV нитки морского газопровода «Северный поток» Yakutia-Khabarovsk-Vladivostok gas pipeline (Power of Siberia) / Газопровод «Якутия-ХабаровскВладивосток» («Сила Сибири») South Corridor, 2nd stage / «Южный Коридор», II очередь

Length, kilometers Pipe diameter, Execution time Working pressure, Demand, million / Протяженность millimeters / frame / Mpa / Рабочее tons / Потребность (км) Диаметр труб (мм) Сроки реализации давление (Мпа) (млн т)

1,200 х 2

1,420 – third branch / 3-я нитка, 1,220 – fourth branch /4-я нитка

2015–2017

9.8

1.80

3,968 (3,200)

1,420, 1,220, 1,020

2015–2018

9.8

2.50

1,625

1,420

by the end of 2017 / до конца 2017 года

9.8

1,420

contract hasn’t been signed yet / договор не подписан

9.8

Altai gas pipeline / Газопровод «Алтай»

2,622

TOTAL / ИТОГО

9,847

According to FRTP, LDP consumption by national gas monopolist Gazprom in 2015-2017 could top 2 million tons a year, taking into account Power of Siberia and Altai gas pipeline projects (Table 2). Meanwhile, the future of LDP supplies for the South Stream project, which was shut down last December, is still unclear. According to Vedomosti daily newspaper, of the total 680,000 tons of pipes ordered for the first run of the offshore pipeline, 10,000 tons are left for shipment to Bulgaria. According to the contract, 50 percent of pipes were to be supplied by Germany’s Europipe, 35 percent — by OMK, and 15 percent — by Severstal. According to Vedomosti, Severstal has already shipped its batch, and OMK has halted manufacturing and supply of its own batch of pipes after getting notified about the project's suspension.

The management of another Russian pipe manufacturer, Tube Metallurgical Company (TMK), decided to avoid running the risk. “TMK deliberately didn’t participate in deliveries of large-diameter pipes for construction of the South Stream’s subsea section, which, as we have learned from Gazprom, was suspended,” TMK deputy general director for technical sales Sergei Chikalov told OGE. “However, TMK has supplied and continues to supply LDP for construction of the onshore section of this project, the Southern Corridor pipeline. In 2014, we supplied over 110,000 tons of LDP for this project. We are ready to participate in all future tenders for LDP delivery, as we believe that our products comply with all the latest quality standards.”

According to the South Stream Transport representatives, contracts of pipe delivery for construction of the second line, which is supposed to start in the second half of 2015, haven’t been cancelled yet. Of the required 335,000 tons, OMK needs to supply 35 percent, Severstal – 25 percent, Marubeni-Itochu and Sumitomo – the remaining 40 percent.

20

1.46

2.10 7.86

По оценке ФРТП, потребление ТБД российской газовой монополией в период 2015-2017 гг может составить более 2 млн т ежегодно c учетом газопроводных проектов «Сила Сибири» и «Алтай» (табл. 2). При этом неясной остается судьба поставок ТБД для закрытого в декабре прошлого года проекта «Южный поток». По данным газеты «Ведомости», из заказанных для строительства первой нитки морского газопровода 680 тыс. т труб, осталось отгрузить в Болгарию 10 тыс. т. По контракту 50% труб должна была поставить немецкая Europipe, 35% — ОМК, 15% — «Северсталь». При этом по информации «Ведомостей», «Северсталь» уже отгрузила, а ОМК, получив уведомление о приостановке проекта, соответственно приостановила производство и поставки из своего объема заказа. Руководство другого российского трубного гиганта, ТМК, решило не рисковать. «ТМК сознательно не принимала участие в поставках труб большого диаметра для строительства подводной части „Южного потока“, которое, как мы знаем из сообщений „Газпрома“, было приостановлено, – сказал НГЕ заместитель генерального директора ТМК по техническим продажам Сергей Чикалов. – При этом ТМК поставляла и продолжает поставлять ТБД для строительства российской наземной части этого проекта, магистрали „Южный Коридор“. В 2014 году мы поставили туда более 110 тыс. т ТБД. При этом мы готовы к участию во всех будущих тендерах на поставку ТБД, поскольку считаем, что наша продукция отвечает всем самым современным стандартам качества». По словам представителя South Stream Transport, контракты на поставку труб для строительства второй нитки, которые должны начаться во второй половине 2015 года, тоже еще не аннулированы. Из требуемых 335 тыс. т ОМК должна поставить 35%, «Северсталь» – 25%, Marubeni-Itochu и Sumitomo – 40%.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

ТРУБОПРОИЗВОДСТВО

По мнению специалистов According to pipe отрасли, трубы, запланированindustry experts, pipes ные под вторую нитку магистраintended for the second ли, могут быть перенаправлены line of the gas trunkline на строительство газопровода could be redirected for conчерез Черное море в Турцию, struction of the gas pipeмеморандум о строительстве line across the Black Sea to million tons of large diameter pipes will be которого был подписан на слеTurkey, following the signdelivered for the Power of Siberia gas pipeline дующий день после закрытия ing of the deal the next day construction project by 2017 «Южного потока». after the South Stream shutТурецкое направление down. млн т труб большого диаметра поставят привлекательно и для ЧТПЗ, The Turkish direction трубники для проекта строительства газопровода который после сворачивания looks attractive to ChTPZ as «Сила Сибири» до 2017 года «Южного потока» может переwell, which after the South ориентироваться на новый проStream closing might focus its efforts on the new project. “The tender on pipe supply for ект. «Тендер на поставку труб для строительства третьей и construction of the third and fourth lines of the South Steam четвертой ниток „Южного потока“, на участие в котором (for participation in which ChTPZ had submitted an appli- подал заявку ЧТПЗ, не был проведен, поэтому речь о потеcation) wasn’t held, so we aren’t talking about our losses,” рях не идет, – рассказал НГЕ заместитель генерального ChTPZ Group deputy general director for strategy, technol- директора группы ЧТПЗ по стратегии, технологии и разogy and development Mauro Longobardo told OGE. “The витию Мауро Лонгобардо. – Официальное уведомление о official notice on suspending the invitation for participation приостановке приглашения на участие в данном тендере in this bidding was received from the tendering authority – было получено от организатора – компании South Stream South Stream Transport B.V. ChTPZ plans to participate in Transport B.V. ЧТПЗ планирует принять участие в газопроводном проекте в Турцию». the gas pipeline project to Turkey.”

Cпрос на ТБД будет расти, считает Калинский, и Kalinsky believes that the demand for LDP will be increasing, driven not only by the need for pipes for new он обусловлен потребностью не только в трубах для projects, but also for repair of existing infrastructure, includ- новых проектов, но и для ремонта инфраструктурных ing the utilities system, where secondhand steel pipes’ use объектов, в том числе, ЖКХ, где зачастую имеет место often violates the rules. “Not all strips, which are used for неправомерное использование бывших в употреблении

Pipe Producers Invest in Technology

Трубники вкладывают в технологии

ТМK, ChTPZ and OMK executives respond to our questions in regard to technological advancements in pipe manufacturing.

На вопросы о технологическом совершенствовании трубопроизводства отвечают представители ТМК, ЧТПЗ и ОМК.

OGE: One of the most popular fields today from the point of view of applied technology is development of tubular goods for production of hard-to-recover hydrocarbons, pipes for drilling horizontal wells, as well as designing of premium threads, casing, tubing and drill pipes for the fields with a high sulfur content – 13Cr steel corrosion-resistant pipes. What of the above does your company manufacture presently? What manufacturing upgrade projects could you mention to illustrate your readiness to cope with modern-day technological challenges in the pipe industry?

НГЕ: С точки зрения применяемых технологий, одним из наиболее востребованных направлений сегодня является разработка трубной продукции для добычи «сложных» углеводородов, труб для бурения горизонтальных скважин, а также создание премиальных резьб, обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб для месторождений с высоким содержанием серы – коррозионно-стойких труб из стали «Хром13». Что из вышеперечисленного сегодня выпускает ваша компания? Какие проекты по модернизации производства могли бы выделить в качестве иллюстрации готовности компании отвечать на современные вызовы отрасли в технологическом плане?

Sergey Chikalov (TMK): Our company manufactures all types of abovementioned products. Moreover, one of TMK’s basic priorities is continuous technological advancement, development and implementation of innovative products demanded by oil and gas companies. This aspect holds the biggest potential for improving the company’s competitiveness. We are developing our own line of premium thread connections under the TMK UP (Ultra Premium) trademark, widely used both for vertical and directional drilling. We manufacture pipes in cold- and corrosion-resistant versions, including pipes made of ● Sergey Chikalov 13Cr steel. TMK is the only company in ● Сергей Чикалов

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Сергей Чикалов (ТМК): Наша компания производит все виды продукции, перечисленные выше. Более того, постоянное технологическое совершенствование, разработка и внедрение в производство инновационных продуктов, востребованных компаниями нефтегазовой отрасли, является одним из базовых приоритетов ТМК и рассматривается в качестве одного из основных резервов повышения конкурентоспособности компании. Мы развиваем собственную линейку премиальных резьбовых соединений под маркой TMK UP (Ultra Premium), широко используемых для вертикального и наклонно-направленного бурения. Мы производим трубы в хладо- и коррозионностойком исполнении, в том числе из стали 13Cr. ТМК – единственная в России компания, которая освоила выпуск теплоизолированных лифтовых труб, использующихся для добычи углеводородов в районах Крайнего Севера. В 2014 году мы завершили реализацию стратегической инвестиционной программы ТМК, которую осуществляли в течение 10 лет. Финальным объектом программы стал запуск трубопрокатного комплекса с непрерывным станом FQM на Северском трубном заводе. Общий объем инвестиций в этот про-

21

PIPE MANUFACTURING LDP manufacturing, are produced at pipe mills. Let us recall the 500 mill of the Magnitogorsk plant, Uralskaya Stal plant, and Lipetsk pipe mill – they also have facilities for LDP production. If we manage to remove low-quality or secondhand products from the market and replace them with new pipes, we will get a multiplier effect,” Kalinsky said.

On the backdrop of Russia’s total pipe consumption in 2014 that stood at 10.3 million tons, pipe imports in the petroleum sector look insignificant, amounting to 400,000 tons. “Today we manufacture pipes that surpass foreign equivalents in terms of quality, price, delivery time and terms of payment. That’s why at present mostly Russian pipes are used in the oil and gas sector,” Kalinsky said. Imports from China and Ukraine mainly include casing pipes, tubing, pipes for oil and gas pipelines, hot finished tubes and conventional pipes. During the January-October span last year, the import of drillpipes, casing pipes and tubing from China dropped by 42.3 percent compared to the same period a year earlier, plunging from 170,000 tons to 98,000 tons. However, this is double the amount of these types of pipes that China had delivered in 2011-2012. In response to the sharp increase of imports of Chinese pipes at dumping prices two years ago, FRTP filed a statement with the Eurasian Economic Commission (EEC), which subsequently launched an anti-dumping investigation last March in regard to deliv-

стальных труб. «Не весь штрипс, который используется для производства ТБД, производится на трубных предприятиях. Давайте вспомним cтан 500 „Магнитки“, „Уральскую сталь“, Липецкий трубный завод – там тоже есть мощности по производству ТБД. И если сегодня нам удается выбить с рынка некачественную, бывшую в употреблении продукцию, и заместить ее новыми трубами, мы получим мультипликативный эффект», – говорит Калинский. На фоне общего объема потребления трубной продукции в 2014 году, оцениваемого в 10,3 млн т, импорт труб в нефтегазовой отрасли незначителен, его объем составляет 400 тыс. т. «Мы сегодня производим трубу, которая по качеству, цене, срокам доставки, условиям платежей превосходит иностранные аналоги, поэтому сегодня в нефтегазовой отрасли, в основном, российская труба», – комментирует Калинский. Импортируют, в основном, обсадные, насосно-компрессорные, нефтегазопроводные, горячедеформированные трубы и трубы общего назначения из Китая и Украины. За 10 месяцев 2014 года импорт из Китая бурильных, обсадных труб и НКТ сократился в сравнении с аналогичным периодом 2013 года на 42,3 % со 170 тыс. т до 98-ми. Однако, это в два раза превышает объем поставок труб данного сортамента из Китая, чем в 2011-2012 годах. В связи с резким ростом в позапрошлом году импорта китайских труб по демпинговым ценам, ФРТП обратился с заяв-

Russia, which manufactures thermal insulated lift pipes used for hydrocarbon production in the Far North.

In 2014, we completed implementation of our strategic investment program, which took 10 years. The final stage of the program was the startup of the pipe-rolling facility with the continuous FQM mill at the Seversky pipe plant. Investments in this project totalled 17 billion rubles. Ultimately, the plant upgrade will allow us to increase production of seamless hotfinished pipes from 320,000 tons to 600,000 tons per year and improve the quality of finished products.

Smaller but significant projects ● Mauro Longobardo include development, production and ● Мауро Лонгобардо testing of pipes with premium connections and application of lubricant-free GreenWell coating.

Today, TMK and ROSNANO are jointly carrying out a project to expand production of high-tech pipes with improved performance features on the premises at the Seversky pipe plant. Within the framework of the project, seamless precision pipes will be manufactured, performance properties of which will be significantly improved by means of alloying and micro-alloying with nanostructured alloys, which increase the pipe strength and ductility by 15-20 percent, and also improve their corrosion resistance. This in particular will make it possible to use new products more extensively for development of unconventional and hard-to-recover hydrocarbon reserves.

ект составил 17 млрд рублей. В результате реконструкции производства на Северском трубном заводе объем производства бесшовных горячедеформированных труб увеличится с 320 тыс. т до 600 тыс. т в год, повысится качество конечной продукции. Из менее крупных, но значимых для компании проектов выделим создание, производство и испытание труб с премиальными соединениями с применением бессмазочного покрытия GreenWell. В настоящее время ТМК совместно с РОСНАНО реализует проект по расширению производства высокотехнологичных труб с улучшенными свойствами на базе Северского трубного завода. В рамках проекта будут выпускаться бесшовные прецизионные трубы, эксплуатационные свойства которых будут значительно улучшены за счет легирования и микролегирования наноструктурными сплавами, которые на 15-20% повышают прочность и пластичность труб, а также их стойкость к коррозии. В частности, это позволит еще шире использовать новую продукцию при разработке нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Mauro Longobardo (ChTPZ): ChTPZ Group’s white metallurgy divisions are actively working on development of OCTG (tubing and casing pipes) for complicated conditions of oil and gas production.

In accordance with proprietary methodology, pipe manufacturers are selecting OCTG for oil and gas companies of sparingly alloyed steel with chrome

22

#2 February 2015

Мауро Лонгобардо (ЧТПЗ): Белые металлурги группы ЧТПЗ активно занимаются перспективными разработками труб OCTG (насосно-компрессорные и обсадные трубы) для осложненных условий добычи нефти и газа. В соответствии с авторской методикой трубники осуществляют для нефтегазовых компаний подбор OCTG из экономнолегированной стали с содержанием хрома от 1 до 5% под конкретные условия эксплуатации. Традиционно для месторождений, осложненных карбонатной и сероводородной коррозионноактивной средой, используются трубы из стали типа 13Cr («Хром13»). Также трубники производят OCTG в хладостойком исполнении для эксплуатации в районах Крайнего Севера (температуры до -60 °С). Особое направление деятельности белых металлургов – создание универсального ряда труб OCTG с высокогерметичными резьбовыми соединениями класса «Premium» первого поколения собственной разработки для любых условий эксплуатации (соединение ChT-VT – для насосно-компрессорных труб и ChT-VC – для обсадных). Резьбовые соединения «Premium» обладают улучшенными эксплуатационными характеристиками, в первую очередь, высокой герметичностью и возможностью их применения при добыче газа и газового конденсата, в том числе

Oil&GasEURASIA

PHOTO: FRTP / ФОТО: ФРТП

№2 Февраль 2015

●

Аccording to FRTP director Oleg Kalinsky, investments enabled pipe producers to reduce unit costs while improving quality and applying the best available technologies ● По словам директора ФРТП Олега Калинского, инвестиции позволили трубникам снизить удельные издержки и повысить качество продукции, примененяя при этом наилучшие доступные технологии eries of China’s seamless pipes for drilling and production at oil and gas wells.

“Exporters – particularly China – have a longer transportation leg compared to domestic deliveries, and if com-

content from 1 to 5 percent for particular operational conditions. Traditionally, 13Cr steel pipes are used at fields characterized by carbonic and hydro-sulfuric corrosive environment. Pipe manufacturers also produce cold-resistant OCTG for application in the Arctic (at temperatures as low as -60 С).

A particular area of activity in white metallurgy is the development of a universal line of first generation OCTG with leak-proof Premium class thread connections for any operating conditions (ChT-VT connection for tubing and ChTVC connection – for casing pipes).

Premium thread connections have improved performance features including, first of all, highly reliable sealing and can be used in gas and gas condensate production in corrosive and aggressive environments in the Far North.

Casing pipes with ChT-VC threads are intended for construction of vertical (with low dogleg severity) oil, gas and gas condensate wells. Tubing with ChT-VT threads is designed for use in vertical and directional wells at high tensile, bending and compressional loads, and also excessive torque without loss of tightness. Certain types of these high-tech ChTPZ Group products are successfully used on Gazprom Neft, LUKOIL and Surgutneftegaz wells.

ChTPZ specialists work on development of import replacement products jointly with leading Russian oil and gas companies. In 2014, ChTPZ Group started to manufacture a new product that enjoys high demand in Russia – H2Sresistant tubing with Premium class thread connections. Test results proved that performance features of ChTPZ pipes are as good as those of their imported counterparts.

ChTPZ Group actively participates in special federal programs. In 2014, the group’s white metallurgy project to develop a new technology and an experimental facility for improvement of strength and wear resistance of thread connections of OCTG was picked among the 30 best in the contest staged by Russia’s Education and Science Ministry, and held in the framework of the special federal program entitled “Studies and Designs in Priority Areas of Development of the Scientific and Technological Sector of Russia in the Period of 2014 -2020”. The project will receive financial support from the federal budget. Through its implementation ChTPZ Group will become the first pipe manufacturer in the world that has applied such technology.

In practice this novelty will be introduced by ChTPZ Group’s oilfield services arm, Rimera Group.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРУБОПРОИЗВОДСТВО лением в Евразийскую экономическую комиссию (ЕЭК), которая впоследствии в марте 2014 года начала антидемпинговое расследование в отношении поставок китайских бесшовных труб для бурения и эксплуатации нефтегазовых скважин. «У экспортеров, в частности, у Китая транспортное плечо более длинное, чем для поставок внутри страны и, если честно конкурировать, возникает вопрос, где же преимущество, которое не связано с недобросовестной конкуренцией? Не хочу огульно никого обвинять, но мы подаем заявления, только когда идентифицируем факты недобросовестной конкуренции, а орган, проводящий расследование, ЕЭК, проверяет полноту информации, делает запрос поставщикам, смотрит себестоимость, стоимость на рынке и так далее», – говорит Калинский. По данным ФРТП, за 9 месяцев прошлого года импорт украинских обсадных труб в Россию вырос на 42,5%, насосно-компрессорных – на 9% по сравнению с аналогичным периодом 2013 года. По мнению руководителей фонда, имеет место занижение украинскими экспортерами при поставках таможенной стоимости этих труб. Это приводит к тому, что действующие сегодня в Таможенном союзе антидемпинговые пошлины не устраняют негативный эффект от недобросовестной конкуренции. Фонд активно работает с министерствами российского правительства и ЕЭК по выявлению и пресечению случаев обхода анти-

в коррозионно-активных и агрессивных средах, а также в условиях Крайнего Севера. Обсадные трубы с резьбами ChT-VC предназначены для строительства вертикальных, с малой интенсивностью искривления ствола нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. НКТ с резьбами ChT-VT – для использования в вертикальных и наклонно-направленных скважинах при высоких растягивающих, изгибающих, сжимающих нагрузках, избыточном крутящем моменте без потери герметичности. Некоторые виды данной высокотехнологичной продукции группы ЧТПЗ уже успешно эксплуатируются на скважинах «Газпром нефти», «ЛУКОЙЛа», «Сургутнефтегаза». Совместно с ведущими российскими нефтегазовыми компаниями специалисты ЧТПЗ работают над созданием импортозамещающей продукции. В 2014 году группа освоила производство новой, востребованной на рынке РФ продукции – сероводородостойких насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями класса «Premium». Согласно результатам проведенных испытаний, эксплуатационные характеристики труб производства ЧТПЗ не уступают импортным аналогам. Группа ЧТПЗ активно участвует в федеральных целевых программах. В 2014 году проект белых металлургов по разработке новой технологии и экспериментальной установки для повышения прочности и износостойкости резьбовых соединений труб нефтяного сортамента OCTG победил и вошел в число 30 лучших работ конкурса министерства образования и науки РФ, проводимого в рамках федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014-2020 годы», и получит поддержку из государственного бюджета. С реализацией проекта группа ЧТПЗ станет первой трубной компаний в мире, применившей подобную технологию. В перспективе – внедрение новшества на предприятиях нефтесервисного дивизиона группы ЧТПЗ – ГК «Римера». Илья Коломеец, директор по маркетингу АО «ОМК»: Одним из ключевых элементов для ОМК является производство труб большого диаметра. В 2014 году мы поставляли трубы для таких трубопроводных проектов как «Южный коридор», «Бованенково-Ухта», «Сила Сибири», нефтеконденсатного месторождения имени В. Филановского, а также для первой нитки подводного участка газопровода «Южный поток» и других проектов. На сегодняшний день ОМК

23

PIPE MANUFACTURING

#2 February 2015

обладает самым успешным в стране опытом производства Ilya Kolomeets, OMK marketing director: LDP manufacturтруб для подводных трубопроводов. ing is one of key elements in OMK’s operations. Last year, we Для наших клиентов очень важно получение комплексных supplied pipes for various pipeline projects including South решений. Имея в составе компании крупные предприятия по Corridor, Bovanenkovo-Ukhta, Power of Siberia, Filanovsky выпуску соединительных деталей трубопроводов и трубоoil condensate field, as well as the first line of the subsea проводной арматуры, мы развиваем комплексные поставки. section of the South Stream gas pipeline, and other projects. Наш завод «Трубодеталь» может делать уникальные издеToday, OMK possesses the biggest experience in manufacлия: тройники, отводы и монтажные узлы на высокое давлеturing tubular products for subsea pipelines among Russia’s ние. Благовещенский арматурный завод на основе синергии pipe producers. с «Трубодеталью» развивает перспективные виды арматурThe ability to provide comprehensive solutions to our cliной продукции. В составе ОМК в тесной связке с производents is highly important to them. As an owner of large comством работают два собственных инженерно-технологичеpanies that manufacture fittings and valves, OMK develops ских центра. full-scope supply. Our plant, Trubodetal, is able to produce Для добычи нефти и газа мы производим электросварные unique products: tubing tees, pipe bends and high pressure обсадные трубы, в том числе и с премиальными резьбами, и mounting components. Using the synergies with Trubodetal, работаем над дальнейшим расширением линейки продукции Blagoveschensky Valve Plant develops valve products that ● Ilya Kolomeets в соответствии с потребностями наших партнеров. may be in demand in the future. OMK also owns two R&D ● Илья Коломеец В текущем году одним из важнейших для компании станет centers that cooperate closely with the company’s manufacперспективный проект ВМЗ по строительству новой линии нанесения наружноturing division.

We also produce electric weld casing pipes, including those with premium го антикоррозионного покрытия на ТБД мощностью 750 м2 в час. Кроме того, недавний запуск модернизированного трубного стана 203-530 threads, and we work on expanding further our product line in an effort to meet на ВМЗ позволил нарастить выпуск нефтегазопроводных труб, в том числе the needs of our partners.

This year, one of the most important projects for us is VMZ’s promising дюймового ряда, а также освоить производство для наших клиентов профильproject to build a new line for coating external corrosion-resistant coating for ных труб крупного сечения. large diameter pipes with a 750-square-meter-per-hour capacity. НГЕ: Как оцениваете интерес к вашей продукции со стороны компаний, заниBesides this, the recent launch of the upgraded 203-530 pipe mill at VMZ has allowed as to boost production oil and gas pipes, including those мающихся освоением морских месторождений? Можете ли привести свежие with diameter listed in inches, as well as to provide large section pipes to примеры сотрудничества/новых заказов/контрактов по шельфовым проектам? Чикалов: ТМК участвует в поставках труб для освоения морских месторожour clients. дений на протяжении многих лет. Мы поставляем как линейные трубы, предOGE: What kind of interest do your products generate among the companies назначенные для транспортировки углеводородов, так и трубы для добычи involved in offshore operations? Could you cite new examples of cooperation / нефти и газа на морских месторождениях. Среди наиболее известных проектов, для которых ТМК поставляла нефтеnew orders/offshore contracts?

Chikalov: TMK has been involved in delivery of pipes for development of off- газопромысловые трубы с премиальными соединениями – Каспийское море shore fields for a number of years now. We supply both line pipes for hydrocar- (морское нефтегазоконденсатное месторождение им. Ю. Корчагина), Вьетнам (нефтегазовое месторождение «Белый тигр»), Латинская Америка (нефтяные bon transportation and pipes for offshore oil and gas production.

The best known projects, for which TMK has supplied oilfield pipes with офшорные месторождения, Зарубежнефть), Юго-Восточная Азия (офшорные premium threads include the Caspian Sea (Korchagin oil and gas condensate месторождения Малайзии и Индонезии). Продукция ТМК в обязательном порядке сертифицирована для испольfield), Vietnam (White Tiger oil and gas field), Latin America (Zarubezhneft’s зования при прокладке подводных трубопроводов. ТМК имеет опыт постаoilfields,), Southeast Asia (offshore fields in Malaysia and Indonesia).

TMK products undergo compulsory certification so they can be used in sub- вок линейных труб для подводных трубопроводов Северного Каспия (морское sea pipeline construction. TMK has experience in supply of line pipes for sub- месторождение им. Филановского), Сахалина (Киринское газоконденсатное sea pipelines in the North Caspian (Filanovsky field), Sakhalin (Kirinskoye gas месторождение), Азербайджана (Месторождение «Умид»), Индии (нефтегаcondensate field), Azerbaijan (Umid field), India (ONGC’s Cluster 7 oil and gas зовые месторождения ONGC «Cluster 7»), Вьетнама, Новой Гвинеи, Нигерии и других стран. fields), Vietnam, New Guinea, Nigeria and other countries. На проходившей недавно в Москве конференции «Нефтегазшельф-2014» Russian consumers polled recently at the Neftegazshelf 2014 offshore conference in Moscow named TMK the best supplier of tubular products for off- по результатам опроса российских потребителей ТМК была признана лучшей компанией-поставщиком трубной продукции для шельфовых проектов. shore projects.

Longobardo: We register interest in our products. The Russian companies involved in offshore fields’ development are keen to see local pipe producers master as quickly as possible the manufacturing of those products that are currently supplied from abroad. Moreover, the government has put forward a task to provide Russia’s leading industries with products that can replace imports. Along these lines ChTPZ is actively developing a product line for offshore drilling and oil and gas production.

We have joined forces with our key customers to carry out the set tasks: development of tubing and casing pipes with Premium class thread connections, new corrosion-resistant steel grades, riser systems and some special equipment for complicated downhole conditions. We already have R&D studies which in the near future will enable ChTPZ to participate in Arctic projects.

24

Лонгобардо: Интерес есть. Российские компании, занятые разработкой шельфовых месторождений, заинтересованы в быстром освоении отечественными предприятиями производства трубной продукции, которая сейчас поступает из-за рубежа, к тому же правительством РФ поставлена задача обеспечить ведущие отрасли экономики импортозамещающей продукцией. В связи с этим ЧТПЗ активно развивает продуктовую линейку для обеспечения бурения и добычи нефти и газа на шельфе. Совместно с ключевыми клиентами ведем работу в соответствии с поставленными нам задачами: разработка НКТ и обсадных труб с резьбовыми соединениями класса «Premium», новых коррозионностойких марок стали, райзерных систем и еще ряда специального оборудования для осложненных скважинных условий. Уже сейчас у нас есть научно-технические разработки, которые в ближайшем будущем позволят ЧТПЗ участвовать в проектах по освоению Арктики.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

ТРУБОПРОИЗВОДСТВО

peting honestly it’s hard to find an advantage unrelated to violations of competition rules? I wouldn’t like to unreasonably accuse anybody, but we file statements only after identifing facts of unfair competition, and the investigating body, EEC, checks the fullness of information, files an enquiry to suppliers, evaluates production costs, market value, etc,” Kalinsky told reporters.

According to FRTP, in nine months last year Russian imports of casing pipe from Ukraine increased by 42.5 percent, and tubing imports rose by 9 percent over the same period a year earlier. In the Fund executives’ opinion, Ukrainian pipe suppliers have been artificially deflating the customs value of these pipes. That is why current anti-dumping duties in the Customs Union fail to eliminate the negative impact of unfair competition. The Fund maintains active contacts with the Russian government’s ministries and EEC aiming to identify and prevent the Ukrainian manufacturers and suppliers’ attempts to by-pass anti-dumping measures.

In Kalinsky’s opinion, one of the most popular fields today is the development of tubular goods for production of hard-to-recover hydrocarbons, pipes for drilling horizontal wells, and also designing of premium threads, casing, tubing and drillpipes for the fields with a high sulfur content – corrosion-resistant pipes made of Chrome13 steel.

In recent years, pipe manufacturers accomplished a lot in development and manufacturing application of premium types of pipe connections for oil and gas production with high level of tightness, resistant to tensile, bending, compressional loads and aggressive media.

During construction of the subsea section of the Blue Stream gas pipeline in 2001-2002, we were not able to manufacture even pipes of the 613-millimeter diameter for the working pressure of 250 Atmospheres. Today, Gazprom doesn’t import any LDP. Когда строилась подводная часть «Голубого потока», в 2001-2002 годах, мы не могли делать даже трубу диаметром 613 мм на рабочее давление 250 атм. Сегодня «Газпром» не импортирует ТБД. демпинговых мер со стороны украинских производителей и поставщиков. По мнению директора ФРТП, одним из наиболее востребованных направлений сегодня является разработка трубной продукции для добычи «сложных» углеводородов, труб для бурения горизонтальных скважин, а также создание премиальных резьб, обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб для месторождений с высоким содержанием серы – коррозионно-стойких труб из стали «Хром13». В последние годы трубниками проведена большая работа в области разработки и внедрения премиальных видов соединений труб для нефте- и газодобычи с высокой герметичностью, стойкостью к растягивающим, изгибающим, сжимающим нагрузкам, агрессивным средам.

Visit us at

building for the heaviest duties

Booth N. 3-J11

MODULAR TRAILERS AND SELF-PROPELLED VEHICLES EHICLES INDUSTRIE COMETTO S.p.A.

12011 Borgo San Dalmazzo CUNEO (Italy) Tel. +39 0171 263300 - cometto@cometto.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

www.cometto.com metto.com

25

INVESTMENTS

Где найти деньги на новые нефтегазовые месторождения Ivan Shlygin

Иван Шлыгин

anctions have hit Russia’s economy and brought about a sharp shortage of funds in the system, making it difficult to finance development of new oil and gas fields.

Having found themselves in such a complex situation, many companies expect the government to support them by providing funds from state coffers, as Rosneft chief Igor Sechin has mentioned on a number of occasions. In addition to developing new fields, the state-owned firm also needs to deal with the issue of refinancing its debt, which requires substantial funds.

“Companies will continue to finance exploration and production the same way as before, using their own cash and loaned money, as well as foreign investments,” Alexei Kokin,

анкции ударили по российской экономике и привели к резкому сокращению денег в системе, что в свою очередь затрудняет финансирование разработки новых нефтегазовых месторождений. В такой сложной ситуации многие компании ждут решения своих проблем за счет бюджетных средств, о чем глава «Роснефти» Игорь Сечин неоднократно заявлял. Помимо разработки новых месторождений у госкомпании очень остро стоит проблема рефинансирования долговых обязательств, которая требует больших валютных средств. «Компании будут финансировать разведку и разработку по-прежнему за счет собственных и заемных средств, а также иностранных долевых инвестиций, – рассказал НГЕ

S

26

С

Oil&GasEURASIA

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

Funding New Fields: How to Procure Financing

№2 Февраль 2015

ИНВЕСТИЦИИ

senior petroleum analyst with URALSIB Capital investment старший аналитик по нефти и газу ИК «УРАЛСИБ Кэпитал» company told OGE. “The lack of Western investors means Алексей Кокин. – При отсутствии западных инвесторов that the major difference from the 2011-13 span would be отличие от периода 2011-13 годов будет в источниках долгоthe sources of financing – these would mainly be Russian вого финансирования – это будут в основном российские banks and the Sovereign Wealth Fund.” банки и ФНБ».

According to Kokin, Rosneft and other companies По его словам, нехватку денег «Роснефть» и другие compensate the lack of funds through attracting Chinese компании компенсируют за счет привлечения китайских и and Indian investors. “If Western sanctions are lifted, it may индийских инвесторов на долевой основе. «Если западные be possible to attract international companies’ investments санкции будут отменены, то можно будет надеяться на инвеsince the dependence on Chinese funds is becoming criti- стиции международных компаний, так как зависимость от cal,” stressed the expert adding that some upstream projects китайских денег становится критической», – подчеркивает could be frozen or postponed. эксперт, добавляя, что некоторые проекты по разработке и ATON investment company lead analyst Dinnur разведке месторождений могут быть заморожены или отлоGalikhanov agreed that companies would use their own жены. resources, as usual, to finance upstream activities. However, Ведущий аналитик ИК «АТОН» Диннур Галиханов соглаhe adds, no reasonable investor would loan money to сился с тем, что разведку и добычу российские компании finance exploration, that business is too risky. “The share of будут, как всегда, финансировать из внутренних средств. exploration in capital expenditure of our companies is next Однако, по его словам, ни один здравомыслящий инвестор to nothing (not more than 5-6 percent),” the analyst said. не даст в долг на финансирование разведки – это слишком “Even if it’s raised to global level (10-12 percent), in terms of рискованный бизнес. «Доля разведки в капитальных затратах capital spending it will still be insignificant.” наших компаний – мизер (не более 5-6%), – говорит эксперт.

An important role here is played by small-sized inde- – Даже если ее повысят до мирового уровня (10-12%), то все pendent companies. According to Galikhanov, in 2004-2013 равно в капзатратах она будет относительно несущественsuch firms with projects in Russia and other CIS countries ной». floated shares amounting to around $3.25-3.5 billion in Здесь важную роль играют мелкие независимые компаEuropean markets, mostly in London. нии. Как рассказывает НГЕ представитель “Most of them take the risk [to finance] ИК «АТОН», за 2004-2013 годы подобные initial exploration in new, unexplored terпредприятия с проектами в России и друritories,” says Galikhanov. “Sometimes, the гих странах СНГ разместили акций на results of such efforts can really be impresсумму около $3,25-3,5 млрд на европейsive: Salym, Dulisma, and the recently discovских биржах, большей частью в Лондоне. ered Velikoye field – these are all fields that «Большинство из них берут на себя had been discovered through the efforts of риски первоначальной разведки на новых, small- and midsized independent players.” неисследованных территориях, – говорит According to ATON’s evaluations, capiГалиханов. – Результаты их работ иноtal expenditure of Russia’s petroleum indusгда могут быть внушительными: Салым, try – including Gazprom and Rosneft – on Дулисма и недавно разведанное Великое development of discovered fields in 2000– месторождения, к открытию которых 2013 totaled around $950 billion. By the end были причастны именно мелкие и средof this year that amount is likely to top $1 ние независимые игроки». trillion. “Over this period petroleum compaПо оценкам ИК «АТОН», капитальные nies raised only $150 billion in loans,” adds ● According to ATON analyst Dinnur затраты отечественной нефтегазовой Galikhanov. “We understand that those funds Galikhanov, reserves replacement is отрасли (включая «Газпром» и «Роснефть») were mostly used to finance M&A deals, in the major problem in Russia's oil and на разработку уже разведанных место2000-2013 our firms spent around $250 bil- gas industry рождений за 13 лет (2000-2013) составили lion on mergers and acquisitions.” около $950 млрд, то есть к концу 2014 года ● По мнению Диннура Галиханова Thus, Galikhanov said, of approximately (ИК «АТОН»), обновление ресурсной кумулятивная сумма, наверное, превыси$950 billion capital spending in 2000-2013, базы – главная проблема ла $1 трлн. «За тот же период компании net capex, without M&A and loans, equaled нефтегазовой отрасли России сектора привлекли долговое финансиро$850 billion (950+150-250=850). “Some $55вание всего на $150 млрд, – рассказывает 60 billion of that amount was spent on exploration, while Галиханов. – В основном данные суммы, насколько мы пониthe remaining $790-795 billion were used to fund capital маем, ушли на сделки M&A: на них в 2000-2013 годах наши projects and procured from internal sources, through cor- компании потратили около $250 млрд». porate earnings and accumulation,” he said. “Of course, the Таким образом, как рассказал эксперт, получается, что stock market provided part of the funds, but that amount из примерно $950 млрд суммарных капитальных затрат за was insignificant (according to Bloomberg, stock trading 2000-2013 годы чистые капитальные затраты без учета M&A contributed about $20 billion over the 13-year period), and и долгового финансирования равнялись $850 млрд (950+150mostly channeled to state coffers as it emerged through 250=850). «Из них где-то $55-60 млрд было потрачено на privatization of government property.” разведку, а остальные $790-795 млрд пошли на капитальные The heavy burden of capital spending could also be проекты и поступили именно из внутренних средств, зараshared with partners, suggests Galikhanov. “Our companies ботанных и аккумулированных компаниями, – говорит он. do that seldom and are rather reluctant about it,” the analyst – Конечно, часть денег пришла с рынка акций, но сумма была said. “However, such practice is widespread globally, and as несущественная (за 2000-2013 годы всего около $20 млрд, по the complexity, development costs and the value of the fields информации агентства Bloomberg), да и та большей частью Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

27

#2 February 2015

PHOTO: NATURAL RESOURCES MINISTRY / ФОТО: МПР

INVESTMENTS

●

Russian Natural Resources and Environment Minister Sergei Donskoi, right, thinks that exploration needs targeted support ● Глава МПР России Сергей Донской (справа) считает, что геологоразведка нуждается в адресной поддержке get bigger domestic companies will have to pool forces and create strategic partnerships more often.”

According to Galikhanov, it should be noted that the majority of Russia’s oil firms have passed the peak of spending in their current cycle of capital investments. “These projects are either being executed already or will enter the execution stage soon, and this will facilitate the growth of cash flow, which the companies may use not only to pay dividends or repay loans, but also for accumulation of funds intended for future projects,” he said.

The sanctions have forced many foreign companies like ExxonMobil, for instance, to halt their participation in hydrocarbon exploration and production projects in the Arctic.

“It would be too optimistic to say that Russia can independently drill and build production rigs, but we need to get there at any rate,” Russia’s Natural Resources and Environment Minister Sergei Donskoi said earlier. “Today, we are already erecting shipbuilding facilities, and setting up companies that will be able to provide seismic survey and other services.”

The minister expects specific offers from Rosneft, Gazprom and other firms that have been targeted by sanctions. “NOVATEK has approached us recently with a specific proposal to focus their resources on production and export of gas,” he said.

About 6 billion tons of oil and 12.6 trillion cubic meters of gas are expected to be produced by 2020 as part of execution of the Minerals Replacement & Geological Survey of Subsoil, Donskoi said in his address to the Federation Council.

28

была направлена в казну государства, так как сформировалась в результате приватизации госимущества». Галиханов называет еще один способ снизить груз высоких капитальных затрат – разделить его с партнерами. «Это то, что пока еще наши компании делают редко и с большой неохотой, – считает он. – Тем не менее, это довольно распространенная мировая практика, и с увеличением сложности, риска, стоимости месторождений отечественным компаниям придется все чаще объединяться друг с другом в такие стратегические партнерства». По мнению эксперта, следует отметить тот факт, что большинство наших нефтяников уже прошли пик затрат в этом цикле капитальных вложений. «Соответствующие проекты либо уже работают, либо скоро заработают, что увеличит поток свободных денежных средств, которые компании смогут использовать не только для выплаты дивидендов или возврата долга, но и частично аккумулировать на возможные будущие проекты», – говорит он. По причине санкций многие иностранные компании, например ExxonMobil, приостановили свое участие в проектах по разведке и добыче углеводородов в Арктике. «Говорить о том, что Россия сейчас сможет самостоятельно бурить и строить добычные платформы, слишком оптимистично, но в любом случае мы должны к этому прийти, – комментировал ранее в СМИ министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской. – Уже сейчас создаются необходимые мощности по судостроению, а также компании, которые будут предоставлять услуги по сейсморазведке и так далее». Министр ждет от «Роснефти», «Газпрома» и других компаний, которые оказались в санкционных списках, конкретных предложений. «В частности, недавно к нам пришла компания "НОВАТЭК" с конкретным предложением о том, что в условиях санкций они хотели бы сконцентрировать свои ресурсы на добыче и экспорте газа», – говорил чиновник. В подпрограмме «Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологическое изучение недр» предусматривается прирост к 2020 году более 6 млрд т нефти, 12,6 трлн м³ природного газа, заявил Донской в ходе своего выступления в Совете Федерации. «Благодаря работе поколений геологов-нефтяников, Российская Федерация обладает значительным потенциалом роста нефтяных запасов – наиболее достоверные перспективные ресурсы нефти, локализованные на ее территории, составляют 12,5 млрд т, а прогнозные ресурсы, характеризующиеся меньшей степенью изученности, оцениваются почти в 50 млрд т, – сказал министр. – Уже разведанной ресурсной базы в принципе достаточно, чтобы обеспечить ежегодную добычу до 600 млн т нефти в течение следующих 30 лет». Ранее в СМИ Донской также приводил экспертную оценку, согласно которой минимальные извлекаемые ресурсы в арктической зоне оставляют 4,9 млрд т условного топлива. Исходя из этих данных, можно ожидать затраты от 5-6 трлн рублей – большая часть средств будет направлена на создание инфраструктуры. «Нужно понимать, что прогнозные цифры в любом случае будут отличаться от реальных, которые мы получим только тогда, когда в арктической зоне начнут реализовываться реальные проекты, – говорил министр. – У нас только две компании имеют право работать на шельфе: это «Газпром» и «Роснефть», и в зависимости от того, какую стратегию каждая из компаний выберет, будет меняться объем затрат, требуемый для освоения месторождений».

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

“Thanks to the input of generations of petroleum geologists, Russia owns a significant potential for growing oil reserves – scope for recovery totals 12.5 billion tons, and forecast resources, characterized by a lesser extent of reserves maturation, are estimated at almost 50 billion tons,” said the minister. ”Existing discoveries are sufficient to guarantee production of 600 million tons of oil per year over the next 30 years.”

Earlier, Donskoi had cited an expert assessment evaluating Russia’s minimal recoverable reserves in the Arctic zone at 4.9 billion tons of oil equivalent. Based on these data costs amounting to 5 to 6 trillion rubles may be expected, and the greater part will be spend on building infrastructure.

“We need to understand that forecasts will in any case differ from realistic figures, which we will obtain only when actual projects get under way in the Arctic,” the minister said. “Only two firms in Russia have the rights to work offshore – Gazprom and Rosneft, and the scope of development costs may change depending on the strategies each company chooses.”

Russian Finance Minister Anton Siluanov had said that Rosneft counted on receiving from the Sovereign Wealth Fund around 2 trillion rubles to develop its projects, and later this amount grew to 2.4 trillion rubles. Recently, information emerged that SWF money could be used to acquire 12 emissions of Rosneft’s exchange bonds worth 800 billion rubles. Sechin had said that Rosneft had factored in all possible ways of getting funds from SWF, including stock and bonds sale.

NOVATEK followed the same example. LUKOIL also sought government support, but wasn’t pursuing funding – as Deputy Energy Minister Kirill Molodtsov told reporters, the company looked for access to undistributed hydrocarbon fields.

If Western sanctions are lifted, it may be possible to attract international companies’ investments since the dependence on Chinese funds is becoming critical. Если западные санкции будут отменены, то можно будет надеяться на инвестиции международных компаний, так как зависимость от китайских денег становится критической.

The sanctions couldn’t prevent Rosneft’s discovery of the first oil and gas condensate field in the Kara Sea offshore province. “The resource base estimate of just this oil trap is 338 billion cubic meters of gas and more than 100 million tons of oil. And this is just the estimates of this very structure. This is our united victory, it was achieved thanks to our friends and partners from ExxonMobil, Nord Atlantic Drilling, Schlumberger, Halliburton, Weatherford, Baker Hughes, Trendsetter, FMC,” Sechin said. The field was eventually named Pobeda (Victory).

Earlier, Donskoi had said that growth of government and private funding of the industry led to discovery of more than 250 fields in 2009-2013. Among those were such large oilfields as the one symbolically named Velikoye (Big) with recoverable C1 and C2 reserves amounting to 300 million tons of oil. It was the largest onshore discovery in the last 13

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИНВЕСТИЦИИ

250 hydrocarbon-bearing fields have been discovered in 2009-2013 месторождений углеводородного сырья было открыто в 2009-2013 годы Глава Минфина Антон Силуанов сначала говорил СМИ о том, что «Роснефть» рассчитывает получить из ФНБ около 2 трлн рублей на развитие своих проектов, позже эта сумма выросла до 2,4 трлн рублей. Совсем недавно появилась информация и о том, что средства ФНБ могут быть потрачены на приобретение 12 выпусков биржевых облигаций «Роснефти» общим объемом 800 млрд рублей. Сам Игорь Сечин ранее говорил, что его компания учла все возможные способы получения денег ФНБ, включая продажу акций и облигаций. Этому примеру последовал «НОВАТЭК». За помощью к государству обратился и «ЛУКОЙЛ», но не по поводу денег – представители компании, как сообщал СМИ замминистра энергетики Кирилл Молодцов, просили доступ к нераспределенным месторождениям углеводородов. Санкции не помешали «Роснефти» заявить осенью этого года об открытии первого нефтегазоконденсатного месторождения в новой Карской морской провинции. «Предварительная оценка ресурсной базы только по этой первой открытой нами ловушке 338 млрд м³ газа и более 100 млн т нефти, а это лишь одна из структур на данном месторождении, – заявил Сечин. – Это наша общая победа, в ее достижении участвовали наши друзья и партнеры из ExxonMobil, Nord Atlantic Drilling, специалисты Schlumberger, Halliburton, Weatherford, Baker Hughes, Trendsetter, FMC». Месторождение было названо «Победа». Ранее Донской говорил, что рост государственных и частных инвестиций в отрасль привел к открытию за 20092013 годы более 250 месторождений углеводородного сырья. Среди них такие крупные месторождения нефти как месторождение с символическим названием Великое, с извлекаемыми запасами по категориям С1 и С2 порядка 300 млн т нефти. Это крупнейшее открытие на суше за последние 13 лет, последним сопоставимым объектом было Ванкорское месторождение, открытое в 1991 году. Также поставлены на государственный баланс такие крупные объекты, как месторождение им. Савостьянова с запасами 160,2 млн т, им. Н. Лисовского (Преображенское) 113,5 млн т, Санарское – 94,6 млн т в Иркутской области, Байкаловское – 51,9 млн т в Красноярском крае, Колтогорское – 35,5 млн т в Ханты-Мансийском автономном округе. Не отстают и газовики – открыты крупные месторождения природного газа Южно-Киринское с запасами 259,9 млрд м³ в Охотском море, Северо-Русское – 49 млрд м³ в ЯмалоНенецком автономном округе (ЯНАО), Южно-Кыпаканское – 43,9 млрд м³ в ЯНАО, Абаканское – 31,9 млрд м³ в Красноярском крае. Однако в конце мая 2014 года министр добавил: «В целом объемы геологоразведочных работ на углеводородное

29

INVESTMENTS years. The last field comparable to Velikoye in terms of size of reserves was Vankor, which had been discovered in 1991.

Booked reserves also include those at major oilfields such as Savostyanov field holding 160.2 million tons, Lisovsky (Preobrazhenskoye) field with 113.5 million tons, Sanarskoye with 94.6 million tons in the Irkutsk Region, Baikal field with 51.9 million tons in the Krasnoyarsk Territory, Koltogorskoye (35.5 million tons) in the Khanty-Mansi Autonomous District. Gas companies follow suit with new large natural gas discoveries such as South Kirinskoye field holding 259.9 billion cubic meters in the Okhotsk Sea, North Russkoye holding 49 billion cubic meters and South Kypakanskoye with 43.9 billion cubic meters, both in the Yamal-Nenets Autonomous District, Abakan field holding 31.9 billion cubic meters in the Krasnoyarsk Territory.

“Overall, the scope of geological exploration of hydrocarbons is substantial in absolute figures, but in our view not fully sufficient to support the pace of expanded replacement of oil and gas reserves over the long term,” the minister said last May. Galikhanov thinks that the major problem of domestic petroleum industry won’t be the access to financing, but reserves replacement, and the initiative is in the government’s hands. “It seems to us that over time the government will have to figure out how to simplify the procedure of providing access to new, perspective blocks, introduce changes in tax legislation that would motivate companies to increase exploration spending, up the threshold of reserves that qualify a field to be labeled strategic (or abandon that concept completely), and (“Oh, hell!” Rosneft and Gazprom will say) finally open up access to offshore reserves,” the expert explains. “The government has many options and the looming reduction in oil output might force it to act more resolutely.” According to Galikhanov, it is unlikely that the fall in oil output will be averted in coming years, but an adequate approach to stimulating exploration might help stop the plunge in seven to 10 years and gradually bring about a new jump in production.

Donskoi believes that tax and customs fees stimulation measures are the key to boost offshore activities and that’s why offshore operations worldwide are conducted under most favored economic conditions. “Introducing tax breaks on profit tax, property and subsoil minerals for priority investment projects in Russia’s Far East has been an important measure for executing investment projects in the Far Eastern Federal District and other entities,” the minister said. “The lower subsoil tax when producing hard-to-recover oil reserves will stimulate lessees to produce fields with this type of reserves.”

The package of adopted stimulating measures lacks solutions providing targeted support of geological exploration. Such a solution, according to Donskoi, could be provided through introducing exemption of exploration costs from the subsoil tax, payment by installments for subsoil rights and higher charges for lessees who violate exploration deadlines. “Currently, we’re working jointly with other ministries and agencies on drafts of respective laws and regulations,” the minister said. “In order to boost investment appeal of geological exploration we have increased the length of exploration in remote and hard-to-access areas from five to seven years, declassified data on hydrocarbon reserves and introduced a new classification of reserves and resources of oil and combustible gases.”

30

#2 February 2015

сырье, конечно, существенные в абсолютном выражении, но, на взгляд министерства, не в полной мере достаточные для поддержания взятых темпов расширенного воспроизводства запасов нефти и газа на долгосрочную перспективу». Галиханов считает, что главной проблемой для отечественной нефтегазовой отрасли будет не доступ к финансированию, а обновление ресурсной базы, и инициатива сейчас находится в руках правительства. «Как нам представляется, со временем властям придется задуматься об облегчении процедуры доступа к новым, перспективным участкам, внести изменения в налоговое законодательство, мотивирующие компании к повышению затрат на разведку, увеличить порог резервов, с которого месторождения считаются стратегическими (или вообще забыть о нем), и («О, ужас!» – скажут «Роснефть» и «Газпром») открыть шельф, наконец, – объясняет эксперт. – Вариантов действий у правительства много, и скорое снижение объемов производства нефти может заставить его действовать активнее». Предотвратить спад производства в ближайшие годы, по его словам, вряд ли удастся, но при правильном подходе к стимулированию разведки лет через 7-10 его, возможно, удастся приостановить и со временем добиться очередного увеличения добычи.

An adequate approach to stimulating exploration might help stop the plunge in seven to 10 years and gradually bring about a new jump in production. При правильном подходе к стимулированию разведки лет через 7-10, возможно, удастся приостановить спад добычи и со временем добиться его очередного увеличения. Донской уверен, что ключевыми являются меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования деятельности по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе, благодаря чему на шельфе установлены самые благоприятные в мире экономические условия. «Важной мерой для реализации инвестиционных проектов на территории Дальневосточного федерального округа и отдельных субъектов страны явилось принятие налоговых льгот по налогу на прибыль, на имущество и на добычу полезных ископаемых по приоритетным инвестиционным проектам на Дальнем Востоке, – сказал министр. – Понижена ставка НДПИ при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти, что будет стимулировать недропользователей на вовлечение в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти». В принятом пакете стимулирующих мер недостает решений, направленных на адресную поддержку геологоразведочной деятельности, – таким решением, по мнению министра, могло бы являться установление вычетов затрат на проведение геологоразведки из НДПИ, рассрочка платежей за право пользования недрами и увеличение платы за пользование недрами для недропользователей, нарушающих сроки проведения геологоразведочных работ. «Мы совместно с другими органами власти сейчас работаем над проектами соответствующих законодательных и нормативных правовых актов, – заявлял Донской. – Для повышения инвестиционной привлекательности геологоразведки увеличен срок геологического изучения в удаленных и труднодоступных областях с 5 до 7 лет, рассекречены сведения по запасам углеводородного сырья, утверждена новая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов».

Oil&GasEURASIA

PIPELINES

«Южный поток» – труба в никуда?

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

South Stream – Pipeline to Nowhere?

Svetlana Kristalinskaya

Светлана Кристалинская

ight years after announcing the South Stream project, Gazprom abandoned construction of the pipeline, but not the plans to supply gas to Europe. Originally, Gazprom had been ready to deliver gas to European customers’ homes. Now, however, the importers of Russian gas in the European Union will have to solve the issue of delivery themselves. Experts believe all this is part of a battle for control over Ukraine’s gas transportation system and forecast lengthy negotiations.

The history of the project envisaging construction of the South Stream gas pipeline linking Russia and EU countries dates back to 2006, when Gazprom and Italy’s Eni signed a strategic partnership agreement that provided an opportunity to Gazprom to directly deliver Russian gas to the Italian market starting from 2007. The agreement also provided for the extension of contracts to deliver Russian gas to Italy by 2035. Since 2006 was marked by yet another crisis in Russian gas transportation via Ukraine, it was expected that the South Stream would be partially filled with gas currently flowing through Ukraine, which is rapidly becoming less friendly to Russia.

Last October, Russian President Vladimir Putin hinted at the possibility of the project’s shutdown, adding that Europe didn’t want the pipeline to be built. “The South Stream can’t be executed unilaterally. It’s the same as love – it can be happy only if there are two parties in this wonderful process,” said the president. “All the same, we can’t unilaterally execute a project worth billions of dollars

осле 8 лет с момента анонсирования проекта «Газпром» отказался от строительства газопровода «Южный поток», но не от планов поставки газа в Европу. Но если раньше «Газпром» был готов доставить этот газ на дом, то теперь Евросоюз должен сам решить проблему с доставкой. Эксперты видят в ситуации борьбу за газотранспортную систему Украины и прогнозируют длительные переговоры. История проекта строительства газопровода «Южный поток» из России в страны Евросоюза началась в 2006 году, когда «Газпром» и итальянская Eni подписали соглашение о стратегическом партнерстве, в результате которого «Газпром» получил возможность с 2007 года осуществлять прямые поставки российского газа на итальянский рынок. По этому соглашению были продлены контракты на поставку российского газа в Италию до 2035 года. 2006 год был ознаменован одним из кризисов по транзиту российского газа через Украину, поэтому предполагалось, что частично «Южный поток» будет заполнен газом, который сейчас идет через все менее дружественную России Украину. В октябре 2014 года президент России Владимир Путин намекнул на возможность сворачивания планов, аргументируя это нежеланием европейцев, чтобы газопровод был построен. «„Южный поток“ не может быть реализован в одностороннем порядке. Здесь как в любви – она может быть счастливой, только если есть два участника этого замечательного процесса, – сказал президент. – Так и

E

32

П

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

(approximately 16 billion euros – OGE), if our partners are still speculating whether they need this project or not.”

Having received no positive signals from the European Commission, Putin gained Turkey’s support, pledged to Istanbul that Russia would supply gas at discounted prices, and on Dec. 1 publicly announced that Russia was scrapping the South Stream project. “Under these circumstances, Russia can’t continue to execute the project. It’s high time we start building the offshore section of the pipeline in the Black Sea, but we can’t launch construction before we obtain a permit from Bulgaria, and it would be really absurd to begin building the pipeline offshore, approach the Bulgarian coast and stop there,” explained Putin.

However, Russia blames the European Commission, not Bulgaria, for piling pressure on the country which had been supposed to be the first to “accept” the South Stream.

And still, Gazprom doesn’t plan to waste 4 billion euros that had already been invested in the onshore infrastructure in Russia for delivery of the planned quantities of gas via South Stream. “All these investments will be in demand during the execution of the project to build an offshore gas pipeline to Turkey, so we’ll make the best use of them,” Gazprom CEO Alexei Miller said.

A little earlier, Gazprom nodded to Turkey’s request to boost throughput capacity of the Blue Stream subsea gas pipeline (linking Russia and Turkey via the Black Sea) from 16 to 19 billion cubic meters of gas per year. “Taking into account Turkey’s growing needs, we are ready not only to expand the Blue Stream (..), but build another pipeline system to meet the growing needs of the Turkish economy, and if it proves to be expedient, to set up an additional gas hub for consumers in Southern Europe at Turkey’s border with Greece,” stated Putin.

However, Russia is offering Europe only 50 billion cubic meters instead of 63, as 14 billion cubic meters will be delivered to Turkey from the gas currently pumped via Ukraine. Turkey’s loyalty helped it negotiate a price discount and also bring closer to realization its dream of becoming a major gas hub.

Meanwhile, Gazprom asserts that the decision to scrap the project has nothing to do with EU legislation – the Third Energy Package (TEP), as it regulates only operation of pipelines, but not their construction. Still, over the course of several years after the project’s presentation to the European Commission Gazprom was steadily trying to obtain exemption from the rules. As deputy head of Gazprom’s Foreign Trade Dept. Dmitry Khandoga indicated, the EU has already granted 27 exemptions from TEP for other gas pipeline projects. However, no exemptions were made for the South Stream, and all comments made by EU members regarding the project amounted to EU not objecting to the South Stream, but insisting on it being executed in compliance with EU legislation.

Russia already has negative experience with another gas pipeline, Nord Stream, which uses only half of its throughput capacity because the European Commission – under the pretext of “clarification of technical details” – isn’t giving permission for full use of capacity of the OPAL pipeline, an offshoot of Nord Stream on European territory. “This reduces return on investment. That’s why Russia needed to understand before the actual launch of construction there would be no such problem with South Stream,” says Andrei Konoplyanik, Gazprom Export adviser, profesНефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРУБОПРОВОДЫ мы не можем построить в одностороннем порядке проект стоимостью в миллиарды долларов (около 16 млрд евро – НГЕ), если наши партнеры раздумывают до сих пор, нужно ли им осуществлять этот проект или нет». Не получив от Еврокомиссии никаких положительных сигналов, Путин заручился поддержкой Турции и, пообещав ей скидки на газ, 1 декабря объявил об отказе от «Южного потока». «Россия в этих условиях не может продолжать реализацию данного проекта. Имея в виду, что сейчас нужно выходить на строительство этой трубопроводной системы в Черное море, мы не можем начать строительство в море до тех пор, пока у нас нет разрешения от Болгарии, а начать стройку в море, подойти к болгарскому берегу и остановиться – это просто нелепо», – объяснил президент. Впрочем, винят в России не Болгарию, а Еврокомиссию, которая надавила на страну, которая должна была первой «принять» «Южный поток». К слову, «Газпром» не намерен бросать на ветер 4 млрд евро, которые уже вложил в инфраструктуру на российской территории для поставки планируемых объемов газа в «Южный поток». «Все эти инвестиции полностью будут востребованы для реализации проекта морского газопровода в направлении Турции, так что все в дом», – заявил глава «Газпрома» Алексей Миллер.

63 billion cubic meters of gas should be shipped annually via the proposed Turkish Stream pipeline млрд м3 газа в год – предполагаемая пропускная способность газопровода «Турецкий поток» Чуть ранее «Газпром» по просьбе Турции согласился увеличить мощность газопровода „Голубой поток“, идущего по дну Черного моря из России в Турцию с 16 до 19 млрд м³ газа в год. «С учетом растущих потребностей Турции мы готовы не только расширить «Голубой поток» (..) но и построить еще одну трубопроводную систему, чтобы обеспечить растущие потребности турецкой экономики, а если будет признано целесообразным – создать на турецкой территории, на границе с Грецией, и дополнительный газовый хаб для потребителей в Южной Европе», – заявил Путин. Правда, Европе предложены уже не 63 млрд м³, а лишь 50 млрд м³, поскольку 14 млрд м³ отдадут Турции из объемов, которые сейчас прокачиваются по территории Украины. За свою лояльность Турция смогла выторговать себе скидку в цене на газ, а также приблизить к реальности свою мечту – стать крупным газовым хабом. В «Газпроме» утверждают, что решение об остановке проекта не связано с законодательством ЕС – Третьим энергетическим пакетом (ТЭП), поскольку им регламентируется только эксплуатация, а не строительство трубопроводов. Однако, на протяжении нескольких лет после презентации

33

#2 February 2015

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

PIPELINES

●

Gazprom chief Alexei Miller, left, and Botas Petroleum Pipeline Corporation board chairman Mehmet Konuk signed on Dec. 1, 2014, a memorandum of understanding to build a subsea gas pipeline in the Black Sea linking Russia and Turkey ● Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер (слева) и председатель совета директоров Botas Petroleum Pipeline Corporation Мехмет Конук 1 декабря прошлого года подписали меморандум о взаимопонимании по строительству морского газопровода через Черное море в направлении Турции sor at the chair of International Oil and Gas Business at the Gubkin Russian State Oil and Gas University.

Real issues could have been raised in regard to South Stream as Europeans could have demanded access to the pipeline for transportation of Bulgaria’s offshore gas, while in case of Nord Stream Russia is the sole supplier of gas.

Consequently, on Dec. 1, a pipe-laying barge owned

by Eni’s subsidiary Saipem halted in the Black Sea on its way from Burgas, Bulgaria (where pipes for the first line of South Stream had already been delivered) to Anapa to start construction work. Saipem’s direct losses totalled 2 billion euros.

Gazprom maintains that Europe should now invest its own money to build infrastructure if it wants to receive an additional 50 billion cubic meters of Russian gas at the Greek-Turkish border. “We are basically changing our strategy in regard to the European market. Our decision to scrap South Stream marks the end of our marketing strategy, which had been oriented toward deliveries to end consumers in the European market,” said Miller.

However, new EU Energy Commissioner Marosh Shefchovich who arrived in Moscow on behalf of EU countries that participated in South Stream, said that Gazprom could be penalized if it failed to deliver gas to the points specified in the contracts with European importers.

In Konoplyanik’s opinion, this danger exists and it continues to grow as the political situation around Russia heats up. At the same time, he thinks it is possible that the Turkish Stream route might be integrated later into the South Stream route – gas could also go to Bulgaria, but from Turkey; however, today hardly anyone has an idea how it might be arranged.

The expert also notes that, according to the provisions of the network code which is under approval now (“The Third Energy Package”, TEP), gas transportation systems operators must bear responsibility to invest in overland branches from the Turkish Stream (new name of the South Stream). “The operator must make investments if there

34

проекта в Еврокомиссии, «Газпром» последовательно добивался получения исключений из правил для проекта. При этом, как указал замначальника внешнеэкономического департамента «Газпрома» Дмитрий Хандога, для других газопроводных проектов ЕК предоставила уже 27 изъятий из ТЭП. В то же время, «Южному потоку» никаких изъятий предоставлено не было и все комментарии членов ЕК о проекте сводились к тому, что ЕС ничего не имеет против, но проект должен быть реализован в соответствии с европейским законодательством. Россия, уже имеет негативный опыт с другим газопроводом – «Северный поток», который используется лишь на половину из-за того, что Еврокомиссия под предлогами «уточнения технических деталей» не дает разрешения на полное использование мощностей газопровода OPAL – продолжения «Северного потока» на европейской территории. «Это снижает окупаемость инвестиций. Поэтому России было важно понять, что такой проблемы не будет с «Южным потоком» до начала строительства, считает советник «Газпром экспорта», профессор кафедры «Международный нефтегазовый бизнес» РГУ нефти и газа им. Губкина Андрей Конопляник. Причем с «Южным потоком» могла возникнуть реальная проблема, поскольку европейцы могли потребовать доступа в «Южный поток» для доставки болгарского шельфового газа – в ситуации с «Северным потоком» другому газу, кроме как российскому, взяться неоткуда. Таким образом, 1 декабря трубоукладочное судно «дочки» Eni – компании Saipem остановилось посреди Черного моря, на пути из болгарского Бургаса, куда уже завезены трубы для первой нитки „Южного потока“, в Анапу для начала строительства. Прямые потери терпящей убытки Saipem – 2 млрд евро. «Газпром» утверждает, что Европа теперь сама должна инвестировать в строительство инфраструктуры, если хочет получить дополнительные 50 млрд м³ российского газа на границе Греции и Турции. «Наша стратегия меняется в отношении европейского рынка в принципе. Решение об остановке „Южного потока“ – это начало конца нашей модели работы на рынке, когда мы ориентировались на поставки конечному потребителю на европей-

It is possible that the Turkish Stream route might be integrated later into the South Stream route. Не исключено, что впоследствии маршрут «Турецкого потока» интегрируется в маршрут «Южного потока».

ском рынке», – заявил Миллер. Однако приехавший в Москву по поручению стран ЕС-участниц «Южного потока» новый еврокомиссар по энергетике Марош Шефчович, заявил, что «Газпрому» грозят на штрафы, в случае, если не доставит газ туда, куда обещал в заключенных с европейскими компаниями контрактах. По мнению Конопляника, такая опасность действительно есть, и она растет с учетом накаляющейся политической ситуации вокруг России. В то же время, считает он, не исключено, что впоследствии маршрут «Турецкого потока» интегрируется в маршрут «Южного потока» – газ также может пойти в Болгарию, но уже с территории Турции, но сейчас вряд ли кто-то знает, как это будет.

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

is economically and technically justified demand for the facilities,” Konoplyanik told the Gaidar Forum in January.

Alexey Grivach from the National Energy Security Fund (FNEB) agrees. According to Grivach, Gazprom’s main obligations to ship gas to the Austrian city of Baumgarten, the current delivery spot for Russian gas shipped via Ukraine, are specified in the contracts with Austria’s OMV and Eni. Thus, if they prove to gas transportation systems’ operators that gas is available, the operators will have to build pipelines.

On the other hand, as Konoplyanik stresses, the existing TEP regulations fail to make provisions for adequate financing of these gas pipelines. “I claim that the investment regime, which had been created on the basis of TEP (currently, the Network Code for investment in new facili-

Gazprom’s annual payments to Kiev for transiting Russian gas amount to approximately $1.5 billion. Ежегодные платежи «Газпрома» за транзит газа по Украине составляют около $1,5 млрд. ties construction is under approval), is not financeable.

This means that later someone else will encounter the same problems that Gazprom faced in South Stream onshore construction on EU territory,” said Konoplyanik.

As to potential penalties, Grivach believes that the contracts could be revised, and both parties have a right to do so. “Fines should be used for supply disruptions, and here we talk about a conflict situation when they actually didn’t let Gazprom make investment to ensure gas delivery to consumers,” he said. Grivach also noted that Eni wasn’t likely to wait until a penalty would be incurred on Gazprom for failing to deliver gas, but would instead rather look for an alternative source of supply. In case Eni’s able to actually do without Gazprom’s gas, it would be difficult to prove in court the necessity to fine the Russian gas giant, the expert believes.

Grivach reminds that Gazprom’s gas transit deal with Ukraine will expire in 2019, so Gazprom supposes that in five years there will be no legal possibility to confirm the transit via Ukraine. Konoplyanik believes that the EU is making every effort to nudge Gazprom to continue shipping gas through Ukraine. “They’re keen to prevent the Ukrainian gas transportation system from getting empty.

Ukraine is currently in the technical default mode, and the EU wants us to pump money into it,” he said and stressed that Gazprom’s annual payments to Kiev for transiting Russian gas amount to approximately $1.5 billion.

Ukraine has already passed a law entitling foreign companies to invest in its gas transportation system and purchase up to 49 percent of its shares. Ukrainian Prime Arseny Yatsenyuk openly invited Europeans to invest in Ukraine’s pipeline grid. “South Stream ‘died’, and it’s necessary to ensure gas transit to EU members,” he noted. Thus, European companies need to justify the purchase of stock in the Ukrainian pipeline system and the payments for gas transit provide that justification.

Experts differ in their evaluation of what might transpire next. Thus, in Grivach’s opinion, it‘s possible that in the negotiating process certain part of obligations to supply Russian Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ТРУБОПРОВОДЫ В то же время, отмечает эксперт, согласно положениям сетевого кодекса, который сейчас находится на утверждении («Третий энергетический пакет», ТЭП), обязанность инвестировать в сухопутные продолжения от «Турецкого потока» (новое название «Южного потока») теперь лежит на операторах газотранспортных систем. «Оператор обязан инвестировать, если есть экономически обоснованный спрос и технически обоснованный спрос на мощности», – сказал Конопляник, выступая в январе в ходе Гайдаровского форума. С ним согласен и Алексей Гривач из Фонда национальной энергетической безопасности (ФНЭБ). По его словам, основные обязательства у «Газпрома» по доставке газа в австрийский Баумгартен, куда сейчас идет газ с украинского направления – в контрактах с австрийской OMV и итальянской Eni. Поэтому, если они докажут операторам газотранспортных систем, что есть газ, то те должны будут построить газопроводы. В то же время, подчеркивает Конопляник, существующие правила ТЭП не позволяют обеспечить адекватное финансирование таких газопроводов. «Я утверждаю, что тот режим инвестирования, который создан на основе Третьего энерогопакета (сейчас находится в стадии утверждения сетевой кодекс инвестирования в создание новых мощностей), не финансируем. Это означает, что инвестиционные проблемы, которые стояли перед „Газпромом“ при строительстве „Южного потока“ по сухопутной территории Евросоюза, сохранятся для кого-то еще», – заявил Конопляник. Что касается возможных штрафов, то Гривач полагает, что контракты могут быть и пересмотрены, и на это есть право у обеих сторон. «Штрафы должны наказывать за сбои, а здесь речь идет о конфликтной ситуации, когда „Газпрому“ фактически не дали произвести инвестиции в обеспечение доставки газа до потребителя», – сказал он. К тому же, заметил Гривач, вряд ли Eni будет дожидаться момента, чтобы взыскать с «Газпрома» штраф за непоставку, а будет искать другой газ. В случае же, если компания фактически сможет обойтись без газпромовского газа, то в суде будет сложно доказать необходимость взыскания штрафа, считает эксперт. Гривач напоминает, что у «Газпрома» в 2019 году заканчивается контракт на транзит газа с Украиной, поэтому в «Газпроме» предполагают, что через пять лет не будет юридической возможности подтвердить транзит газа через Украину. Конопляник полагает, что ЕС своими действиями пытается всячески заставить «Газпром» продолжать транзит через Украину. «Они очень заинтересованы в том, чтобы не осушалась газотранспортная система Украины. Страна находится в состоянии технического дефолта, и ЕС заинтересован в том, чтобы мы вкачивали туда деньги», – сказал он, отметив, что ежегодные платежи «Газпрома» за транзит по Украине составляют около $1,5 млрд. Украина уже приняла закон, по которому иностранные компании получили право инвестировать в ГТС страны и купить до 49% ее акций. Премьер-министр Украины Арсений Яценюк открыто призвал европейцев инвестировать в украинскую трубу. «„Южный поток“ „умер“, а надо обеспечивать транзит газа в страны-члены Европейского Союза», – отметил он. Таким образом, европейским компаниям нужен экономический смысл, чтобы покупать украинскую трубу – плата за транзит. Эксперты расходятся в оценках последующих событий. Так, по мнению Гривача, не исключено, что в процессе

35

#2 February 2015

PHOTO: GAZPROM / ФОТО: ГАЗПРОМ

PIPELINES

●

Turkey was quick to clinch a deal with Moscow on building a new subsea gas pipeline and importing more natural gas from Russia ● В Турции быстро нашли общий язык с Москвой на предмет строительства нового морского газопровода и поставки дополнительных объемов «голубого топлива» из России

gas to the EU might be cancelled, and some contracts might not be extended. As a result, the initially envisaged capacity of the Turkish Stream of 63 billion cubic meters of gas per year could be reduced and a smaller number of lines could be built instead of the four planned. Commenting on the gas price increase in Europe in case 50 billion cubic meters of gas are not supplied there, Grivach noted that if we take a look at the Italian market, for example, there are no competitive alternatives to Russia’s gas – deliveries from Algeria are continuously decreasing, whereas liquefied natural gas is more expensive and it’s availability is limited. The expert added that gas consumption in Europe dropped by 50 billion cubic meters last year, and Russia’s share in gas supply remained at an alltime high 29 percent. Meanwhile, gas production in Norway, the European Union’s second-largest gas supplier, has been declining and Oslo – just as well as Moscow – complains about the absence of a precisely defined strategy in Europe regarding gas demand and criticizes game rules. “It’s doubtful that offshore gas production at a cost $200 per a thousand cubic meters will be profitable for Norway,” said Grivach.

“It’s obvious that one line of the Turkish Stream will be built to carry the gas currently shipped to Turkey via Ukraine, Romania and Bulgaria. The second line, most probably, will be built as well, as some gas could supply Turkey’s developing economy and, possibly, Greece. The construction of two more lines will depend on the results of negotiations with Italy and Austria. Meanwhile, we can sit back and watch,” Grivach wrapped up.

Konoplyanik also believes that the parties are in for a lengthy bargaining match. “Now it’s not an EU problem, it’s our common problem. I’m sure we will find a way out,” he said, assuming that the parties could come back to South Stream. “Anything is possible. The main thing is that none of the parties lose face,” he concluded.

36

переговоров часть обязательств по поставкам российского газа в ЕС будет отменена, а часть контрактов не будет продлена. В результате, мощность «Турецкого потока» может уменьшиться с предполагаемых 63 млрд м³ газа в год, и вместо четырех предполагаемых ниток может быть построено меньше. Комментируя возможный рост цен на газ в Европе, если туда не придут 50 млрд м³ газа, Гривач отметил, что если смотреть, например, на итальянский рынок, то конкурентоспособных альтернатив российскому газу там нет – постоянно снижаются поставки из Алжира, а сжиженный природный газ (СПГ) дороже и его не так много. В целом по Европе, отметил эксперт, в прошлом году потребление упало на 50 млрд м³ газа, а доля поставок российского газа осталась рекордно высокой – 29%. Второй поставщик газа в ЕС – Норвегия – испытывает спад добычи газа, к тому же, как и „Газпром“ сетует на отсутствие в Евросоюзе четкой стратегии относительно спроса на газ, и критикует правила игры на рынке. «И не факт, что Норвегии будет выгодно при цене в $200 за тыс. м³ добывать шельфовый газ», – заметил аналитик. «Очевидно, что одну нитку „Турецкого потока“ построят для транспортировки объемов, которые сейчас идут в Турцию транзитом через Украину-Румынию-Болгарию. Вторую нитку, скорее всего, тоже построят, поскольку часть газа может пойти в растущую Турцию, возможно, и в Грецию. А строительство еще двух ниток будет зависеть от итогов переговоров с Италией и Австрией. Запасаемся попкорном», – резюмировал Гривач. Конопляник также считает, что сторонам предстоит длительное уторговывание. «Теперь это не проблема ЕС, теперь это наша общая проблема. Я уверен, что мы найдем развязку», – сказал он, не исключив, что стороны вернутся к «Южному потоку». «Возможно все. Главное, чтобы ни одна из сторон не потеряла лицо», – заключил эксперт.

Oil&GasEURASIA

TECHNICAL TRAINING TOURS

Training Abroad for Russian Oilfield Specialists!

Обучение за рубежом для российских нефтяников!

Oil&Gas Eurasia, together with The Oconto Group Consultancy, now offers customized training programs and business tours to build business relations between Russian and foreign companies.

«Нефть и газ Евразия», совместно с компаниейпартнером, The Oconto Group, предлагает обучающие программы и встречи для установления диалога и налаживания деловых отношений между российскими и американскими компаниями.

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

Whether it is a one- to two-week field excursion, a week of intensive training, or two or three days of business meetings, we can tailor a program to fit your needs.

Last December, for a second year running, OGE led petroleum engineers from Russia’s third-largest oil producer, Surgutneftegaz, on a two-week tour across

38

Наша специализация – нефтепромысловое оборудование и сервис, переработка и энергетика. Мы можем предложить вам самые различные виды программ пребывания, специально разработанные под требования вашей компании, будь то одно- или двухнедельные поездки на промыслы, неделя интенсивного обучения или двух- и трехдневные программы деловых встреч. В декабре 2014-го НГЕ уже второй год подряд организовал для инженеров-нефтяников третьей по уровню добычи

Oil&GasEURASIA

ОБУЧАЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТУРЫ

Texas and Oklahoma, visiting manufacturing facilities for artificial lift and related technology.

Their U.S. hosts included GE Lufkin, Baker Hughes, Arrow Engine, the University of Tulsa Drilling Research Center and Cameron.

In 2015, OGE is expanding its travel and training programs to include China, Mexico and other Latin American countries.

From its Moscow base, OGE can also assist foreign oilfield supply and equipment manufacturers interested in exporting to the Russian market, or in meeting distributors or manufacturers' reps, or starting a dialogue with a potential JV partner. Tyumen region is one of our specialities.

российской нефтекомпании «Сургутнефтегаз» двухнедельный тур по Техасу и Оклахоме с посещением заводов для производства оборудования для механизированной добычи и смежных технологий. В качестве хозяев выступили компании GE Lufkin, Baker Hughes, Arrow Engine, Cameron, а также Центр буровых исследований Университета Талсы. В этом году НГЕ планирует расширить географию программ обучения, включив в список поездок Китай, Мексику и другие страны Латинской Америки. Через московский офис НГЕ готов помочь производителям и поставщикам оборудования, заинтересованным в экспорте на российский рынок, в организации встреч с дистрибьютерами и представителями производителя или в том, чтобы начать диалог с потенциальным партнером по СП. Одной из наших визитных карточек является Тюмень.

For more information, contact:

Хотите узнать больше? Пишите:

Pat Davis Szymczak training@eurasiapress.com

Пэт Дэвис Шимчак training@eurasiapress.com

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

39

Low Oil Prices Prompt Market Players to React Дешевая нефть подталкивает игроков к ответным действиям Ekaterina Pokrovskaya

Екатерина Покровская

he dashing plunge of Brent and WTI oil prices by over 50 percent in the last seven months prompted, as various analysts’ estimates suggested, by the oversupply of close to 1.5 million barrels per day of U.S. fracking boom-related production growth rate; OPEC’s pledge to sustain 30 million barrels per day production rate despite huge global oil stock inventories that, according to Energy Intelligence, are rising close up to 2 million barrels per day; effect of the oil crisis, originated from the Middle East tension, – these and other factors are taking its toll on oil exporters’ economies amidst weakening demand from Europe and China.

What is the near future of global oil market and how OPEC and North America’s economic strategies may affect the oil market scenario? Last December, petroleum industry leaders and experts gathered in December in Dubai debated these issues at the Middle East Crude Oil Summit.

The recent price decline is affecting many hydrocarbon exporters’ budgets due to a shortfall in revenues. While some Middle Eastern countries with low oil production costs such as UAE, Kuwait, Qatar and OPEC leader Saudi Arabia that has more leverage on the global oil market, are able to absorb the oil price dive and still maintain high government spending, others, such as Venezuela, Libya, Yemen and Iran face tough times exporting their oil at prices significantly lower than its production costs and breakeven fiscal prices.

At the Dubai summit, Dr. Edward Morse, managing director, global head of commodity research at Citigroup, shared the figures (Table 1), which reveal that most of OPEC countries’ budget expenditures for 2015 are based on the oil prices higher at least 50 percent or more than the current price level.

тремительное снижение котировок нефти марок Brent и WTI на 50% за последние семь месяцев, вызванное по оценкам множества аналитиков избытком предложения сырья почти на 1,5 млн баррелей в сутки за счет роста добычи в США, связанного с применением гидроразрыва; намерение стран ОПЕК поддерживать добычу на уровне 30 млн баррелей в сутки, несмотря на огромные мировые запасы нефти в хранилищах (растущие, по данным Energy Intelligence, почти на 2 млн баррелей в сутки); влияние нефтяного кризиса, вызванного напряженностью на Ближнем Востоке, – эти и другие факторы негативно сказываются на состоянии экономик стран-экспортеров нефти на фоне снижающегося спроса со стороны Европы и Китая. Каким представляется ближайшее будущее мирового нефтяного рынка, и как экономические стратегии ОПЕК и Северной Америки смогут повлиять на сценарии развития нефтяного рынка? В декабре лидеры отрасли и эксперты обсуждали эти вопросы на Ближневосточном нефтяном саммите в Дубае. Текущее снижение цен бьет по доходам бюджетов многих экспортеров углеводородного сырья. В то время как некоторые ближневосточные страны с низкой себестоимостью добычи нефти, такие как ОАЭ, Кувейт, Катар и лидер ОПЕК, Саудовская Аравия, могут выдержать падение цен на нефть не урезая при этом крупные бюджетные расходы, другие государства, такие как Венесуэла, Ливия, Йемен и Иран, переживают сложные времена, так как вынуждены экспортировать свою нефть по ценам, которые значительно ниже себестоимости и цен, поддерживающих безубыточность налоговых отчислений в бюджет.

T

40

С

Oil&GasEURASIA

PHOTO / ФОТО: CNBC

MARKETS

№2 Февраль 2015

РЫНКИ

На саммите в Дубае д-р Эдвард Морс, Thus, as follows from the data shared, управляющий директор и руководитель Saudi Arabia’s fiscal breakeven oil price for сектора по изучению мировых товарных 2015 is $98 per barrel, Iran’s – $131 per barrel, рынков в Citigroup, поделился данными, Libya’s – $142 per barrel, Venezuela's – $151 полученными Citi Research и другими per barrel, with Yemen’s projection the highаналитиками мировых товарных рынков est of all at $191 per barrel. Kuwait and UAE (Табл. 1), которые показывают, что расwere the most “prepared” among the OPEC четы бюджетных расходов большинства members for the price dive with projections at стран ОПЕК на 2015 год производились $51 per barrel and $73 per barrel respectively. исходя из цен на нефть, превышающих “Oil exporters are already feeling the pain сегодняшние минимум на 50%. of lower oil prices, of which most are OPEC Так, из приведенных данных следует, members, and with lower oil prices expectчто безубыточная для бюджета цена на ed to stay, this has widespread ramifications нефть на 2015 год в Саудовской Аравии across the MENA region,” said Morse. составляет $98 за баррель, в Иране – $31, According to him, Iran had already в Ливии – $142, в Венесуэле – $151, тогда reported a 30-percent drop in oil revenues, как самое высокое значение закладывали while only some Gulf states in December had ● Oil exporters already feel the pinch of в бюджет Йемена – $191. Из всех членов breakeven prices below the current oil prices low oil prices, says Edward Morse ОПЕК Кувейт и ОАЭ выглядят наиболее at the time. ● По словам Эдварда Морса, «подготовленными» к падению цен с про“This feeds through into a combination нефтеэкспортеры уже испытывают of reduced public spending, of which budgets сложности из-за низких цен на сырье гнозами цен $51 и $73 за баррель соответственно. inflated post-Arab Spring, likely reduced oil «Сложности из-за низких цен на нефть уже испытываinvestment and also rising debt burdens,” stressed Morse.

According to the executive, Brent prices in a $50 per barrel ют экспортеры, большинство из которых являются членами range and WTI around $5 below would eventually put a dent on ОПЕК, и при прогнозируемом сохранении столь низких котиU.S. production growth, but this dent would be slow as produc- ровок ожидаются широкомасштабные последствия по всему региону Ближнего Востока и Северной Африки», – сказал tivity gains of 20-30 percent would still be in order.

“We expect U.S. production to continue to grow at around Морс. Эксперт добавил, что Иран уже сообщил о 30%-м паде1 million barrels per day annualized through the first half of the year, slowing to about 500,000 barrels per day in the third нии нефтяных доходов, тогда как лишь в некоторых странах quarter and to 200,000-300,000 barrels per day by year end. By Персидского залива уровень безубыточности в декабре был then we expect prices first to fall through the second quarter ниже текущих нефтяных цен. «В результате это приводит к сокращению госрасходов, раздутых по окончании Арабской весны, вероятному сниже● Table 1 Fiscal breakeven oil prices for major oil exporters ($ per нию инвестиций в нефтедобычу и росту долговой нагрузки», barrel) – подчеркнул Морс. ● Табл. 1 Безубыточные для бюджета цены на нефть для По мнению эксперта, сохранение цен на нефть марки основных экспортеров нефти ($ за баррель) Brent в районе $50 за баррель и WTI примерно на $5 ниже в конечном счете приведет к снижению роста добычи в США, но 2011 2012 2013 2014 2015 это снижение будет медленным, так как рост производительQatar / Катар 79 69 59 71 78 ности на 20-30% еще продолжится. «Мы ожидаем, что в первой половине года рост добычи в Kuwait / Кувейт 29 33 45 44 51 США продолжится примерно на 1 млн баррелей в сутки в годоSaudi Arabia вом исчислении, в третьем квартале замедлится до 500 тыс. / Саудовская 75 71 89 89 98 баррелей в сутки, а к концу года – до 200-300 тыс. баррелей в Аравия сутки. Мы предполагаем при этом, что цены сначала будут сниOman / Оман 112 114 81 82 84 жаться во втором квартале, но после этого начнут повышаться, и к концу года цена нефти марки Brent заметно превысит $60, United Arab 94 78 81 74 73 а WTI – $55», – сказал Морс.

Emirates / ОАЭ Он пояснил, что для замедления роста добычи пришлось Libia / Ливия 124 65 106 184 142 бы значительно сократить бурение.

Iraq / Ирак 99 102 126 114 106 «В большинстве сланцевых проектов США можно сократить число буровых установок на 70% и при этом получить Russia / 90 106 108 105 107 заметный рост добычи оставшимися 30% БУ, на которые приРоссия ходится 70% добычи. В этом контексте можем вспомнить и Iran / Иран 84 130 126 130 131 сланцевый газ, где число буровых станков с 2009 года сократиBahrain / лось на 80%, но при этом рост добычи продолжается», – доба112 123 127 132 143 Бахрейн вил Морс.

Algeria / Алжир 110 121 107 113 111 Он также заметил, что продолжение буровых работ приведет к повышению производительности и снижению затрат.

Venezuela / 140 175 168 161 151 «Капитальные затраты полного цикла для сланцевых проВенесуэла ектов включают затраты на землю, инфраструктуру, расходы Yemen / Йемен 195 237 215 214 191 на скважины (40-50% насосы, 10-15% буровые станки), а что SOURCES / ИСТОЧНИКИ: BLOOMBERG, EIA, IIF, IIF, MEES, PIRA, WORLD BANK, CITI RESEARCH касается эксплуатационных затрат, безубыточные цены еще Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#2 February 2015

MARKETS

более чувствительны к повышению производительности», – сказал Морс. Для того чтобы проиллюстрировать фактор повышения производительности, Морс привел пример нефтяного месторождения Eagle Ford в США: как уровень безубыточных цен за баррель уменьшался с увеличением начального дебита скважин (начальный дебит – количество баррелей нефти, добываемых из скважины за сутки). $ mln / млн Так, было показано, что при капитальных затра12 тах $7-9 млн на скважину будет поддерживаться 11 оптимальный дебит в объеме 450-500 баррелей нефтяного эквивалента в сутки при цене $60 за 10 баррель; капитальные затраты $9 млн на сква9 жину приведут к повышению начального дебита 8 до 625 баррелей нефтяного эквивалента в сутки при более низкой безубыточной цене в $50 за 7 баррель (Рис. 1).

6 Рассматривая вопрос чувствительности добычи сланцевой нефти в Северной Америке при снижении цен на нефть, директор IEA по энергетическим рынкам и безопасности Кейсуке Садамори выразил мнение, что примерно 45% проектов стран, не входящих в ОПЕК, в канадских нефтеносных песках, проекты США по сланцевой нефти и особенно глубоководные нефтяные проекты (глубже 125 м), на которые приходится почти 15% всех проектов стран, не входящих в ОПЕК, будут безубыточными при ценах на нефть не ниже $80 за баррель (Рис. 2). «Действующие месторождения, где затраты на разработку уже произведены, характеризуются более низким уровнем безубыточности, – признал Садамори. – 1,1% мировой добычи нефти, или 2,6 млн баррелей в сутки требуют цен на нефть выше $80 за баррель». При текущем уровне цен на нефть, американские нефтесервисные компании оказались в трудном положении и концентрируют внимание на оптимизации методов гидроразрыва горизонтальных скважин для повышения эффективности работы скважин. Как сообщает Oil and Gas Technology, в начале февраля Baker Hughes и Weatherford предложили новые разработки по оценке, управления и оптимизации гидроразрыва. Однако руководство стран Совета сотрудничества Персидского залива (GCC) указывает также на необходимость

● ●

SOURCES / ИСТОЧНИКИ: EIA, DRILLINGINFO, CITI RESEARCH

Fig. 1 Eagle Ford breakeven prices ($ per barrel WTI) vs. IP, well costs ($ mln) Рис. 1 Безубыточные цены на месторождении Eagle Ford ($ за баррель WTI) в зависимости от начального дебита, затраты на скважину (млн $) $100 $90 $80 $70 $60 $50 $40 $30

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1,000 1,050 1,100 1,150 1,200

$20

42

Total Итого

Deepwater crude oil (> 125 meters) Нефть на глубоководных месторождениях (глубиной свыше 125 м)

U.S. LTO (includes field condensate) Сланцевая нефть (США, включая конденсат)

Canadian In-situ bitumen «Тяжелая» битумная нефть, пласт (Канада)

Canadian mined bitumen «Тяжелая» битумная нефть (Канада)

Canadian synthetics Синтетическая сырая нефть (Канада)

but rise thereafter with Brent well over $60 by year end and WTI over $55,” said Morse.

As he explained, the drilling would have to be cut dramatically to slow growth.

“In most U.S. shale plays you could cut rig count by 70 percent and still have strong production growth in that 30 percent of rigs yield 70 percent of the production. Look at shale gas where rig count is down 80 percent since 2009 and production keeps growing,” Morse added.

He also said that keeping the drilling activity going would increase the productivity and lower the costs.

“Full-cycle capex for shale includes land, infrastructure, well costs (40-50 percent pumping, 10-15 percent drilling rigs) and when it comes to the operating costs, breakeven prices are even more sensitive to productivity gains,” Morse said.

To illustrate the productivity gains factor, Morse presented an example of the U.S. Eagle Ford oilfield: how the breakeven prices per barrel decreased with an increased IP (initial production rate – barrels of oil produced from the well per day). Thus, it showed that at a capital expenditure of $7-9 million per well the optimal IP rate will be maintained at 450-500 barrels of oil equivalent per day at the price of $60 per ● Fig. 2 Production of selected project types with breakevens above $80 per barrel barrel; whereas at the capital expenditure ● Рис. 2 Добыча на некоторых типах проектов с уровнем безубыточности выше $80 за level of $9 million per well increasing the IP баррель up to 625 barrels of oil equivalent per day % of production Production with breakeven > $80 per barrel mbpd % от добычи Добыча с уровнем безубыточности при цене более $80 за баррель млн барр/сутки would yield a lower break-even price of $50 30% 1.2 per barrel (Fig. 1).

Debating the point of North American 25% 1.0 shale oil production susceptibility to risk 20% 0.8 at lower oil prices, IEA director for Energy 15% 0.6 Markets & Security Keisuke Sadamori, 10% 0.4 expressed a view that approximately 45 per5% 0.2 cent of the non-OPEC projects in Canadian oil sands, US LTO and especially deepwa0% 0 ter crude oil projects below 125 meters that account for nearly 15 percent of total non-OPEC projects, would break-even at oil prices above $80 per barrel (Fig. 2).

“Producing oilfields, where development cost already paid for, have lower price hurdle rate,” acknowledged Sadamori. “1.1 percent of global oil production, or 2.6 mil- SOURCES / ИСТОЧНИКИ: IEA, RYSTAD ENERGY

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

РЫНКИ

SOURCES / ИСТОЧНИКИ: BP STATISTICAL REVIEW, ENERGY ASPECTS

достижения более высокой экономиlion barrels per day, require oil prices above $80 ческой эффективности. Как подчерbarrels per day.” кнул министр экономики и планироWith current oil prices level the U.S. oil вания Саудовской Аравии Мухаммад services firms feel the pinch and focus on Аль-Джассер, «следующая крупная камhorizontal hydraulic well optimization pracпания по проведению экономических tices to increase well efficiency. As Oil and реформ в Саудовской Аравии должна Gas Technology has recently reported, in early быть нацелена на повышение эффекFebruary Baker Hughes and Weatherford introтивности». По его словам, 75% работаduced new offerings to asses, manage and optiющих саудовцев трудятся в госорганах mize hydraulic fracture.

– эту ситуацию он охарактеризовал However, the GCC countries’ leadership как «ненормальную». also points out the necessity to seek a higher Хотя Саудовская Аравия – единeconomic efficiency. As Saudi Arabia’s Economy ственная страна ОПЕК, располагаand Planning Minister Muhammad Al-Jasser ющая по оценкам агентства Energy emphasized, “the next big economic reform Aspects резервной производительноdrive in Saudi Arabia needs to focus on seeking стью в размере 2 млн баррелей в сутки, efficiencies.” According to him, 75 percent of которые могут быть выброшены на all working Saudis were working for the government – a situation which he described as ● According to Amrita Sen, oil demand in рынок немедленно, а также обладаthe Middle East has increased fourfould ющая резервным фондом в размере “abnormal.” $700 млрд, ее намерение выступать в Although Saudi Arabia is the only country over the last 32 years роли компенсирующего производитеin OPEC that, according to Energy Aspects esti- ● По словам Амриты Сен, спрос ля может зависеть от долгосрочного mate, has around 2 million barrels per day spare на нефть на Ближнем Востоке за capacity that can be brought into the market последние 32 года вырос в четыре раза спроса на поставки нефти в регионе. По словам старшего аналитика instantaneously, and has a reserve fund of some агентства Energy Aspects Амриты Сен, $700 billion, its desire to act as a swing producer may be influenced by the region’s long-term demand for oil рост спроса на углеводороды на Ближнем Востоке вследствие роста местного населения и увеличения потребления нефти, exports.

As Energy Aspects chief analyst Amrita Sen revealed at дизельного топлива и масел в летние месяцы опережал мироthe Dubai summit, the growth in the Middle East hydrocarbon вой спрос на нефть, и его доля в мировом потреблении превыdemand due to the rising domestic population and consump- сила 10%. Саудовская Аравия была и остается основным центром tion of higher crude, diesel and fuel oil in the summer months, has been faster than global oil demand, taking its share of the роста, но остальные ближневосточные страны догоняют ее. «В период с 1980-го по 2012 год спрос на нефть на Ближнем world total above 10 percent.

While Saudi Arabia has been and remains the key growth Востоке вырос в четыре раза, что связано с ростом населения», center, other Middle East countries are catching up. “Middle – сказала аналитик в своем выступлении в Дубае (Рис. 3). Как утверждает Сен, за последние три года внутренний Eastern oil demand has quadrupled (Fig. 3) between 1980 and спрос на нефть в Саудовской Аравии почти удвоился: с 1,6 млн 2012, supported by a rising population,” said the analyst.

According to Sen, over the last three years Saudi Arabia’s баррелей в сутки в 2011 году он вырос почти до 3 млн баррелей domestic oil demand has almost doubled: from 1.6 million bar- в сутки к концу 2014 года. В то же время экспорт саудовской rels per day in 2011 it almost reached 3 million barrels per day нефти к ноябрю 2014 года упал до самого низкого значения за три года – 6,6 млн барреby the end of 2014. Meanwhile, лей в сутки (самый высоits crude export has fallen down ● Fig. 3 Middle Eastern oil demand (million barrels per day) to 6.6 million barrels per day by ● Рис. 3 Спрос на нефть на Ближнем Востоке (млн баррелей в сутки) кий уровень – 7,8 млн баррелей в сутки – был November 2014, the lowest it отмечен в 2012 году). has been since 2011 (the highest 10 По сообщению being 7.8 million barrels per day Other / другие Kuwait / Кувейт Reuters, в условиях in 2012). падения цен на нефть In the recent downturn of 8 Israel / Израиль Iran / Иран в последнее время, праoil prices the Saudi government UAE / ОАЭ Saudi Arabia вительство в Эр-Рияде has projected a record of $38.7 Саудовская Аравия Qatar / Катар прогнозирует на 2015 billion budget deficit for 2015, 6 год рекордный дефицит and if Brent crude stays around бюджета в сумме $38,7 $50 per barrel, the shortfall млрд, и если цена на would be much bigger, Reuters 4 нефть марки Brent остаreported. нется на уровне около As other industry analysts $50 за баррель, дефицит report, economic growth in the будет значительно больUnited Arab Emirates, estimated 2 ше. at 4.3 percent for 2014, is expectПо сообщениям ed to slow to 3.8 percent in 2015. других отраслевых ана“OPEC would need to cut 0 литиков, ожидается, что production at some point to sup80 84 88 92 96 00 04 08 12 экономический рост в port prices; wild cards include Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

43

#2 February 2015

MARKETS Libyan, Iranian, Iraqi supply, which could either rise or fall,” said Morse.

“Sub $80 per barrel Brent would begin to take its toll on OPEC producers, with Venezuela default worries arising and after suffering close to a year of depressed oil prices, a cut in the order of 1 million barrels per day can help relieve some prompt oversupply, clearing some market shorts as well,” he predicted.

Commenting on OPEC’s decision to maintain output at 30 million barrels per day, Sen stressed that some OPEC countries outside the GCC are forced to keep pumping at the same level.

“Outside the GCC, supply losses and decline rates have been high, depleting export revenues and foreign reserves. Venezuela, Libya, Iraq and Iran are all cash-strapped, making it near impossible for them to reduce output,” she said.

Iran’s supply loss has been fluctuating within the 1 million barrels per day – 800,000 barrels per day range since March 2012, and Libya’s output loss has been within the vicinity of 1.5 million barrels per day to 0.5 million barrels per day since April 2013 (Fig. 4).

Iraqi crude exports were staggering over the course of 2014 due to the ISIS onslaught which made Iraqi revenues drop from $8 billion in May 2014 to almost $6 billion by the end of the year.

Although crude output in Iraq hit a record 4 million barrels per day at the end of January, during the recent World Economic Forum in Davos Iraqi Deputy Prime Minister Rowsch Nuri Shaways stressed the necessity to increase oil production “because tumbling global prices have reduced government revenue by about 50 percent.”

Further discussing future of OPEC’s versus non-OPEC’s production output, Sadamori particularly stressed political instability of the Middle East as a major risk to oil markets. ● ●

Fig. 4 Рис. 4

ОАЭ, который в 2014 году оценивался на уровне 4,3%, в 2015 году понизится до 3,8%. «В какой-то момент ОПЕК придется сократить добычу для поддержки цен; в числе “темных лошадок” можно назвать Ливию, Иран и Ирак, которые могут как увеличит, так и снизить объемы своих поставок нефти», – сказал Морс. «Цены на нефть марки Brent ниже $80 начнут отрицательно сказываться на нефтепроизводителях ОПЕК; есть опасения о возможном дефолте Венесуэлы, и после почти годичного падения цен на нефть сокращение ОПЕК добычи примерно на 1 млн баррелей в сутки поможет избежать перенасыщения рынка, убирая также некоторые короткие рыночные позиции», – прогнозирует он. Комментируя решение ОПЕК поддерживать добычу на уровне в 30 млн баррелей в сутки, Сен подчеркнула, что некоторым странам ОПЕК, не входящим в GCC, придется поддерживать добычу на том же уровне. «За пределами GCC высоки потери поставок и скорости падения добычи, что истощает доходы от экспорта и валютные резервы. Венесуэла, Ливия, Ирак и Иран – все они испытывают финансовые трудности, что делает для них почти невозможным снижать добычу», – считает Сен. Снижение иранских поставок колебалось с марта 2012 года в диапазоне от 1 млн баррелей в сутки до 800 тыс. баррелей в сутки, а снижение добычи в Ливии с апреля 2013 года было в пределах от 1,5 млн до 500 тыс. баррелей в сутки (Рис. 4). Иракский экспорт нефти колебался в течение прошлого года в связи с волнениями, вызванными вторжением ИГИЛ, в результате чего доходы Ирака упали с $8 млрд в мае 2014 года до почти $6 млрд в декабре. Хотя в конце января добыча нефти в Ираке достигла рекордного значения 4 млн баррелей в сутки, на недавнем Мировом экономическом форуме в Давосе вице-премьер

Two-tiered OPEC Двухъярусная ОПЕК

OPEC supply losses since 2011 Mb/d Потери поставок в ОПЕК с 2011 г. млн.бар./сутки 0.5

Libya / Ливия

Iraq crude exports and revenues Экспорт нефти и доходы Ирака Export volumes, LHS (mb/d) Объемы экспорта, млн.бар./сутки Revenue, RHS ($ billion) Доходы, млрд. долларов

3.0

Iran / Иран

8.5

0.0

8.0 2.5 7.5

(0.5)

7.0

(1.0) 2.0

6.5

(1.5) (2.0) Feb 11 Фев 11

1.5 Mar 12 Март 12

Apr 13 Апр 13

May 14 Май 14

Outside the GCC, supply losses and decline rates have been high, depleting export revenues and foreign reserves За пределами Совета по сотрудничеству Персидского залива высокими были потери поставок и уровни снижения добычи, что истощало доходы от экспорта и валютные резервы

6.0 Jan Янв

Mar Март

May Май

Jul Июль

Sep Сен

Venezuela, Libya, Iraq and Iran are all cash strapped, making it near impossible for them to reduce output Венесуэла, Ливия, Ирак и Иран – все испытывают финансовые трудности, что делает для них почти невозможным снижение добычи

SOURCES / ИСТОЧНИКИ: JODI, ENERGY ASPECTS

44

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

SOURCE: IEA / ИСТОЧНИК: МЭА

● ●

Fig. 5 Рис. 5

РЫНКИ Ирака Роуш Нури Шавайс подчеркнул необходимость увеличения добычи нефти «так как снижающиеся мировые цены привели к снижению государственных доходов почти на 50%». Рассматривая будущее добычи в странах ОПЕК Middle East и странах, не входящих в Ближний Восток ОПЕК, Садамори особенно подчеркнул политическую нестабильность на Ближнем Востоке, представляющую Brazil / Бразилия основной риск для нефтяных рынков. «Краткосрочная картина Canada / Канада насыщенного рынка не должUSA / США на скрывать будущие риски, когда к 2040 спрос должен увеличиться до 104 млн бар2040 релей в сутки, и будет усиливаться зависимость от Ирака и остальных стран Ближнего Востока», – сказал Садамори. По мнению Садамори, к 2040 году мировой спрос на нефть увеличится на 14 млн баррелей в сутки, 10 млн из которых должен будет обеспечивать Ближний Восток, а остальные 4 млн – Бразилия, компенсируя спад добычи североамериканских производителей (Рис. 5). Что касается ближайшего будущего нефтяного рынка, Мохаммад Садех Мемариан, глава группы ОПЕК по анализу нефтяного рынка и чиновник министерства нефти Ирана, поделился прогнозом, что члены ОПЕК и страны, не входящие в альянс нефтеэкспортеров, могут договориться по вопросу управления рынком «черного золота» и подготовить почву для возврата цены к уровню $80 за баррель. Он также упомянул обновленный недавно прогноз МЭА, в котором предполагалось, что к 2020 году цена на нефть достигнет $73 за баррель. «Прогноз МЭА может быть верным лишь при условии, что ОПЕК не станет частью этого уравнения», – добавил Мемариан, отметив также три события, которые произошли за последние три недели, и которые идут вразрез с предпосылками МЭА: цены на нефть не упали ниже $40 за баррель; спред WTI-Brent нормализовался после того, как котировки стабилизировались в диапазоне $40-45 за баррель; колебания цены составили в среднем около $10 за баррель. Мемариан также подчеркнул важность ценового коридора в районе $50-$40 за баррель нефти на фоне нормализации спреда WTI-Brent. «Как и ожидалось, по мере того как цены на нефть стремились к $40, силы на рынке смогли нормализовать спред WTI-Brent. Более короткий спред WTI-Brent дает понять, что США уже испытывают проблемы из-за низких цен на нефть, также как и другие в Северном море, России, ОПЕК или где-то еще», – заявил эксперт. Как сказал Мемариан, «цены теоретически не могут опуститься ниже $40 за баррель, это может случиться лишь в том случае, если столь низкая цена станет политической целью США и они будут готовы пожертвовать своей экономикой ради этого». «Нефть могла бы гораздо скорее подорожать до уровня $80 за баррель, возможно, даже до конца этого года, при условии, что члены ОПЕК и нефтепроизводители, не входящие в этот альянс, смогут договориться», – подытожил Мемариан.

Oil production growth in the United States, Canada, Brazil and the Middle East Рост добычи нефти в США, Канаде, Бразилии и на Ближнем Востоке

+15 Increase to 2040: 14 million barrels per day Повышение к 2040 году - 14 млн баррелей в сутки

+10

+5

Net decline in output from other producers Спад добычи других производителей

-5 2013 2015

2020

2030

“The short-term picture of a well-supplied market should not obscure future risks as demand rises to 104 million barrels per day by 2040 and reliance grows on Iraq and the rest of the Middle East,” said Sadamori.

According to Sadamori, by 2040 the global oil demand will increase by 14 million barrels per day, with Middle East production output growth accounting for 10 million barrels per day, and the remaining 4 million barrels per day coming from Brazil, offsetting the net decline from the North American producers (Fig. 5).

As far as the near future of the oil market is concerned, Mohammad Sadegh Memarian, head of the Petroleum Market Analysis, OPEC, and an official at Iran’s Petroleum Ministry, has shared a perspective that OPEC and non-OPEC could reach an agreement regarding management of the oil market that would set the course of price recovery toward $80 per barrel. Along with this, he also mentioned that recently updated IEA forecast estimates that the oil prices will reach around $73 per barrel by 2020.

“The IEA forecast can be true only if OPEC is ignored from the market equation,” he went on to say, also pointing out three incidents that occurred on the market during the last three weeks contrary to the IEA’s assumptions: oil prices didn’t fall below $40 per barrel; WTI-Brent spread had normalized when oil prices centered in the range of $40-45 per barrel; oil prices have shifted on average about $10 per barrel.

Memarian emphasized the importance of the oil price corridor $50-$40 per barrel with the emergence of the WTI- Brent spread normalization.

“As it was expected, with the oil prices heading to the heating bottom of $40, the market forces proved to be able to normalize WTI-Brent spread. The shorter WTI-Brent spread indicates that the U.S. have started feeling the pains of low oil prices as much as others in North Sea, Russia, OPEC or elsewhere,” stated the expert.

According to Memarian, “theoretically prices can’t go below $40 per barrel, this could happen only if U.S. has politically targeted for such low price levels and are ready to sacrifice economically for it”.

“Prices could climb to $80 per barrel much sooner, even, may be by the end of this year, provided OPEC and non-OPEC reach an agreement,” he said. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

45

INSTRUMENTATION

Optimizing Diagnostic Surface Monitoring of Artificial Lift Mechanisms for Oil and Gas Wells

Оптимизация диагностического наземного мониторинга механизированной эксплуатации нефтяных и газовых скважин David K. Porter

W

orldwide, 85 percent of oil and gas wells currently use some form of artificial lift, and nearly all wells need stimulation at some point during their production. Common artificial lift mechanisms include beam pumps, gas lift injection, submersible pumps, and hydraulic pumps – all of which require periodic optimization.

To make appropriate adjustments, well operators must record a well’s casing and tubing pressure simultaneously to inform technicians on the characteristics of the well.

This helps determine when to transition from continuous to intermittent stimulation and provides a metric for judging the optimal pressure settings and duration of intervals.

Several downhole techniques exist for taking these and other measurements. However, the use of downhole tools is expensive, and comes with a certain degree of risk to the completion, to field personnel, and to the tool itself.

Meanwhile, only imperfect tools – most commonly a two-pen chart recorder or a standard pressure gauge – have been available for measurements at the surface. A new class of tool, called a reference recorder, makes it easier to take these important measurements at the more desirable surface location.

Safe Surface Monitoring Using a reference recorder for measurements at the surface, in place of downhole equipment, protects the well

Дэвид К. Портер

В

настоящее время в 85% нефтяных и газовых скважин по всему миру используется то или иное оборудование для их механизированной эксплуатации, причем почти все скважины на том или ином этапе их эксплуатации нуждаются в возбуждении (интенсификации притока в скважину). К числу оборудования для механизированной эксплуатации скважин относятся балансирные насосные установки, газлифтные системы закачивания в скважину, погружные скважинные насосы и гидравлические насосы — при этом требуется периодическая оптимизация всех этих видов оборудования. Для того, чтобы производилась надлежащая коррекция параметров, операторы скважин должны информировать технический персонал о характеристиках скважин, одновременно регистрируя давление в обсадных и насосно-компрессорных трубах (НКТ). Такие измерения помогают определять, когда следует переходить от непрерывного к перемежающемуся возбуждению скважин, и позволяют получать показатели, необходимые для оценки оптимальных значений давления и продолжительности интервалов. Существуют несколько скважинных (каротажных) методов производства таких и других измерений. Тем не менее, использование скважинных инструментов обходится дорого и связано с некоторым риском в том, что касается заканчивания скважин, промыслового персонала и инструментов как таковых.

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

46

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

КИП

from damage due to a lost tool, and avoids the increased risk of a blowout or loss of seal. The risk of injury from high pressures or exposure to hydrogen sulfide gas is also lower.

Wells with high deviation, elevated bottom-hole temperatures, or an irregular bore● Fig. 1 Basic connection of a hole are especially wellreference recorder suited to surface mea● Рис. 1 Основной метод surements. A reference подсоединения регистратора recorder is easily porопорных уровней table, allows extended, battery-powered, intrinsically safe measurements without the cost of a wireline and other equipment.

Connecting a Reference Recorder Connecting a reference recorder for surface monitoring is straightforward. As shown in Fig. 1, both the tubing and casing pressure inputs should be connected as close to the well as possible. The casing pressure input should be downstream of the input choke, and the tubing pressure input should be upstream of the choke body and any other restrictions. In this configuration, technicians can use data from a reference recorder, in conjunction with other information, to optimize surface controls, locate surface problems, and identify downhole problems.

Diagnosing Gas Lift Injection Using a Reference Recorder

PRESSURE (PSIG) / ДАВЛЕНИЕ (фунт./кв. дюйм)

The following images demonstrate how output from a reference recorder can help diagnose problems in a stimulated well. Fig. 2 through Fig. 5 show graphs of tubing and casing pressures from gas-lift injected wells. Some are operating properly and some are not. The dual-pressure graphs make the difference obvious.

Fig. 1 shows a normal, continuously flowing well with tubing pressure indicating low backpressure. Provided that production levels and gas-liquid ratios are acceptable, this well needs no further optiCASING / ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ mization.

Fig. 3 shows a well that is similar to that of Fig. 2, but with an injection choke that freezes occasionally, a problem TUBING / НКТ that may easily go unnoticed. An unattended, unmonitored well may operate this way for ● Fig. 2 Normal operation of extended periods before a continuously flowing, gas liftit is detected. Once a operated well technician identifies the ● Рис. 2 Нормальная defect, several known эксплуатация скважины, непрерывно фонтанирующей в solutions are available.

режиме газлифтной эксплуатации Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Тем временем, с целью производства наземных измерений применялись лишь несовершенные приборы — как правило, двухканальные самописцы и стандартные манометры. Приборы нового типа, называемые «регистраторами опорных уровней» (reference recorder), упрощают такие важные измерения и позволяют их осуществлять в более желательных наземных условиях.

Безопасный наземный мониторинг Использование регистраторов опорных уровней вместо скважинного оборудования с целью производства наземных измерений предохраняет скважину от повреждений инструментами, оставленными в скважине, и позволяет предотвращать дополнительный риск внезапного фонтанирования скважины или потери уплотнения. Уменьшается также риск нанесения травм персоналу в связи с опасным повышением давления или воздействием сероводорода. Наземные измерения особенно полезны в отношении очень искривленных скважин, скважин с повышенной температурой в забое и нестандартных скважин. Регистратор опорных уровней — портативный искробезопасный прибор с питанием от аккумуляторной батареи, позволяющий производить долгосрочные измерения, не затрачивая дополнительные средства на прокладку кабелей и установку другого оборудования.

Подсоединение регистратора опорных уровней Подсоединение регистратора опорных уровней с целью наземного мониторинга — очень простой процесс. Как показано на рис. 1, входные линии для измерения давления в НКТ и обсадных трубах следует подсоединять к регистратору как можно ближе к скважине. Входная линия для измерения давления в обсадных трубах должна находиться с выпускной стороны штуцера входной линии, а входная линия для измерения давления в НКТ должна находиться со впускной стороны корпуса штуцера и любых других препятствий. В такой конфигурации технический персонал может использовать данные регистратора опорных уровней в сочетании с другой информацией, оптимизируя параметры наземных систем управления, локализуя наземные источники неисправностей и выявляя причины проблем, возникающих в забое.

Диагностика газлифтной системы закачивания в скважину с использованием регистратора опорных уровней На следующих иллюстрациях демонстрируется, каким образом выходные данные регистратора опорных уровней могут содействовать диагностике проблем, возникающих в возбуждаемой скважине. На рис. 2—5 показаны графики изменения давления в НКТ и обсадных трубах скважин с газлифтными системами закачивания. Некоторые скважины функционируют нормально, другие — нет. На графиках изменения двух параметров давления разница становится очевидной. На рис. 2 показаны параметры нормальной, непрерывно фонтанирующей скважины, в НКТ которой регистрируется небольшое противодавление. Если уровни добычи и газожидкостные соотношения в этой скважине приемлемы, она не нуждается в дальнейшей оптимизации. На рис. 3 показана скважина, сходная с той, характеристики которой продемонстрированы на рис. 2, но в этом случае штуцер газлифтной установки время от времени замерзает

47

INSTRUMENTATION PRESSURE (PSIG) / ДАВЛЕНИЕ (фунт./кв. дюйм)

freeze / замерзание thaw / оттаивание Fig. 4 shows the normal operation of an intermittently flowCASING / ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ ing well. The rapid drawdown and buildup between cycles indicates proper valve operation. The tubing pressure curve records sharp TUBING / НКТ responses in pressure, indicating good slug recovery. ● Fig. 3 An intermittently frozen Fig. 5 shows anoth- choke on a gas lift-operated well er intermittently flow- under continuous injection ing well. This well has ● Рис. 3 Перемежающееся an intermitter cycle that замерзание штуцера газлифтной is too slow. The graph установки скважины, takes an indicative функционирующей в режиме shape that clearly shows непрерывного закачивания the change in pressure when a second valve opens.

#2 February 2015

— проблема, которую легко не заметить. Необслуживаемая и неконтролируемая скважина может функционировать в таком режиме на протяжении длительных периодов времени перед тем, как проблема будет обнаружена. После обнаружения такого дефекта техническим персоналом могут быть применены несколько методов, позволяющих устранить проблему. На рис. 4 показаны параметры нормального режима эксплуатации периодически фонтанирующей скважины. Быстрое снижение и повышение давления между циклами свидетельствует о надлежащем функционировании клапанов. Кривая давления в НКТ отражает резкие ответные изменения давления, то есть эффективный отбор перемежающихся скоплений жидкости и газа. На рис. 5 показаны характеристики другой периодически фонтанирующей скважины. Цикл периодического возбуждения этой скважины чрезмерно замедлен. Кривая на графике принимает характерную форму, однозначно свидетельствующую об изменении давления в тот момент, когда открывается второй клапан.

Требования к инструментам для наземного мониторинга механизированной эксплуатации Requirements for tools in surface monitoring скважин artificial lift operations

PRESSURE (PSIG) / ДАВЛЕНИЕ (фунт./кв. дюйм)

Extended service in an oilfield places significant demands on instruments. They must be rugged enough to operate continuously and accurately in any environment where oil and gas production takes place. The design requirements for a device intended for surface monitoring cannot be compromised. Additionally, operators are trending toward digital devices to satisfy the growing number of ever-changing industry regulations. The ability to provide documentation of performed testing has become paramount.

Chart recorders and pressure gauges have been stock tools of the oil and gas trade for decades. These devices brought several advantages technicians needed, so they became common despite their drawbacks and the necessity to carry individual devices for separate tasks.

Pressure gauges, especially analog gauges, are typically fragile. Field versions exist but, outside the lab, accuracy may degrade with ambient temperature. They are useful as process gauges because they refresh constantly, require no batteries, and provide an intuitive indication of whether a process is within CASING / ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ acceptable parameters.

Beyond this application, analog gauges become more problematic.

Their metal diaphragms make them susceptible to damage from overTUBING / НКТ pressure. Their accuracy is usually low, and resolution is limited by ● Fig. 4 Normal operation of a gas how the dial is printed. lift-operated well under intermittent Moreover, they can only stimulation display readings in one ● Рис. 4 Нормальный режим unit system, and taking газлифтной эксплуатации readings requires time периодически возбуждаемой скважины and training.

48

В связи с длительным сроком их эксплуатации к нефтепромысловым инструментам предъявляются высокие требования. Они должны быть достаточно износостойкими для того, чтобы они функционировали непрерывно и давали точные показания в любых условиях добычи нефти и газа. Необходимо строгое соблюдение требований к проектированию устройств, предназначенных для наземного мониторинга. Кроме того, операторы начинают предпочитать цифровые устройства, удовлетворяющие все большему количеству постоянно изменяющихся отраслевых постановлений. Первоочередную роль стала играть возможность представления документации, отражающей результаты проведенных испытаний. На протяжении многих десятилетий в нефтегазовой промышленности повсеместное применение находили самописцы и манометры. Эти устройства отличаются некоторыми преимуществами, полезными с точки зрения технического персонала, в связи с чем их стали применять повсюду, несмотря на их недостатки и необходимость перемещения и установки индивидуальных устройств, выполняющих различные функции. Манометры (в особенности аналоговые манометры) — как правило, хрупкие приборы. Существуют модели, предназначенные для использования в промысловых условиях, но за пределами лабораторий точность их показаний может ухудшаться по мере изменения температуры окружающей среды. Манометры полезны в качестве технологических контрольно-измерительных приборов, так как их показания постоянно обновляются, они сами не требуют электропитания от батарей, и обеспечивают интуитивное подтверждение того, что параметры процесса не выходят за пределы приемлемого диапазона. В других условиях применения, однако, аналоговые манометры становятся более проблематичными. Металлические диафрагмы делают их подверженными повреждениям, вызванным чрезмерным давлением. Точность их показаний, как правило, недостаточна, а разрешение их показаний ограничено подробностью делений на циферблате. Кроме того, показания таких манометров регистрируются только в одной системе единиц измерения, а для считывания

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

КИП

PRESSURE (PSIG) / ДАВЛЕНИЕ (фунт./кв. дюйм)

Chart recorders use ink pens mounted on pivoting arms to proCASING / ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ duce graphs on moving paper charts. Their primary advantage is their ability to record for extended periods in remote locations. Chart TUBING / НКТ recorders are available in weather-proof enclosures, but their excessive ● Fig. 5 An intermittently injected, size and weight make gas lift-operated well with a slow them cumbersome. intermitter cycle They must be handled ● Рис. 5 Замедленный цикл with care while recordвозбуждения периодически ing, to avoid disturbing возбуждаемой скважины в their mechanical arms. режиме газлифтной эксплуатации The paper chart which records data must be replaced, protected from the elements, and returned to a lab for analysis. To use the recorded data when a chart is full, the graph must either be interpreted manually by a technician or scanned and processed by a computer.

Additionally, the accuracy of a chart recorder depends on changes in ambient conditions, as well as on the thickness of the pens – which may cause an error up to 1 percent of the recorded reading.

Reference recorders – like the nVision Reference Recorder by Crystal Engineering, shown connected to a gas well in the photos – are poised to replace these and other oilfield instruments for some applications. This is part of a growing tendency toward using one multi-purpose device for several tasks.

A reference recorder is typically enclosed in a lightweight, hardened, polyurethane housing that is capable of withstanding impacts, temperature changes, and submersion in water. These devices read the output from modules which may detect pressure, temperature, current, or voltage – and store data in digital memory. The modules are usually interchangeable, and recorders generally accept two inputs at a time. Modern reference recorders can be extremely accurate because they use a proprietary mathematical algorithm to correct for ambient temperature.

Their interchangeable modules permit high accuracy measurements across a wide pressure range, in any unit system, and a menu system allows for customiza- ● An nVision Reference Recorder tion and specialized fea- logging two pressure inputs from a wellhead stimulated by gas-lift tures.

injection Регистратор опорных уровней nVision, подсоединенный к двум входным линиям для измерения давления в устье скважины, Using a reference возбуждаемой газлифтной recorder has several установкой

Advantages of a Reference Recorder

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

●

их показаний требуются затраты времени и обучение персонала. В самописцах используются чернильные перья, смонтированные на поворотных записывающих стрелках и наносящие кривые на движущиеся бумажные ленты. Основное преимущество самописцев заключается в их способности регистрировать данные на протяжении длительных периодов времени в удаленных и труднодоступных пунктах. Изготовляются самописцы в корпусах, устойчивых к атмосферным воздействиям, но большие размеры и вес таких приборов затрудняют их перемещение. С работающим самописцем приходится обращаться очень осторожно, чтобы не повредить механизм записывающих стрелок. Необходимо заменять бумажную ленту, на которой регистрируются данные, защищая эту ленту от атмосферных воздействий и возвращая ее в лабораторию для анализа данных. Для того, чтобы данные, зарегистрированные на ленте, можно было использовать, они либо интерпретируются техническим персоналом визуально, либо сканируются и обрабатываются компьютером. Кроме того, точность регистрации данных самописцем зависит от изменяющихся условий окружающей среды, а также от толщины линий, которые наносятся перьями — изменение толщины этих линий может приводить к погрешности регистрируемых показаний, составляющей до 1%. Регистраторы опорных уровней — такие, как регистратор nVision фирмы Crystal Engineering, подсоединенный к газовой скважине и показанный на фото — в ближайшее время могут заменить манометры и другие нефтепромысловые инструменты, применяемые в некоторых условиях. Это закономерно, так как в последнее время все чаще проявляется тенденция к использованию одного многоцелевого устройства, выполняющего несколько функций. Регистратор опорных уровней, как правило, заключен в легкий прочный корпус из полиуретана, устойчивый к ударным нагрузкам, изменениям температуры и погружению в воду. Такие устройства считывают выходные данные модулей, измеряющих давление, температуру, силу тока или напряжение — и сохраняют данные в цифровой памяти. Измерительные модули обычно взаимозаменяемы, а регистратор, в большинстве случаев, может принимать до двух входных сигналов одновременно. Показания современных регистраторов опорных уровней могут быть исключительно точными, так как в них используется патентованный математический алгоритм коррекции значений с учетом температуры окружающей среды. Их взаимозаменяемые модули обеспечивают возможность чрезвычайно точных измерений давления в широком диапазоне, в любой системе единиц измерения и с использованием меню, которые могут быть индивидуализированы и приспособлены к мониторингу специализированных характеристик.

Преимущества регистратора опорных уровней По сравнению с другими инструментами, регистратор опорных уровней отличается рядом практических преимуществ. Помимо более высокой точности показаний и большей устойчивости к воздействию окружающей среды, регистратор обеспечивает возможность загрузки показаний в централизованную базу данных с целью их анализа, непосредственно в процессе регистрации и передачи информации. Регистратор опорных уровней, отвечающий отраслевой тенденции заменять устаревшие, предназначенные для выполнения лишь одной конкретной функции инструменты устройствами, способными одновременно документировать различные параметры, находит двоякое применение. Вопервых,

49

#2 February 2015

INSTRUMENTATION advantages over other instruments.

Aside from higher accuracy and environmental resilience, data can be downloaded during a recording and transmitted to a central location for analysis.

As part of an industry trend toward replacing outdated, task-specific tools with devices that complete multiple jobs, a ● An nVision Reference Recorder reference recorder logging two pressure inputs from serves two purposa wellhead stimulated by gas-lift es. First, it stores its injection readings continually, ● Регистратор опорных уровней with read rates up to nVision, подсоединенный к двум 10 times per second, входным линиям для измерения allowing the operaдавления в устье скважины, tor to record an entire возбуждаемой газлифтной test from start to finустановкой ish. Second, it acts as a consistent, accurate laboratory-grade reference, even for calibrations performed in the field. Reference recorders usually have an extensive internal memory capacity. It is not uncommon for these units to record up to 1 million data points in a single recording run.

Using a reference recorder, field technicians can perform testing in any weather – and examine or even download their results while still recording. Anywhere long-term recording becomes necessary, a reference recorder readily takes the place of a chart recorder with better accuracy and digital data storage, which exports to Excel from any laptop.

Until now, a technician with a need to document test data as authentic has had limited options. He might use a chart recorder to produce a hard copy of his test results, but a chart is unreliable proof. A chart recorder’s pens can be manipulated to produce a chart without even applying pressure. Digital data loggers require an actual pressure input to record data, but most often, their data only exports into a spreadsheet or a text file. Once exported, there is no way to prove the data remained unaltered.

Because some reference recorders come with dedicated PC-interface and reporting software, there is a greater chance the device can create tamper-proof, digital records, directly from its recorded data. At present, the typical method is to export into an industry-standard, signed PDF. This export method makes it impossible to edit the data recorded by the reference recorder.

Outlook for the Future Worldwide, test equipment inventories are aging.

Reference recorders are positioned as the obvious replacement. They combine the most useful features of chart recorders and pressure gauges, while offering unprecedented logging capacity and calibration lab accuracy in nearly any oil field environment. As battery technology and sensor accuracy improve even more, these devices will take center stage in testing applications all across the industry.

50

он непрерывно загружает в память измеренные значения с частотой, достигающей 10 показаний в секунду, что позволяет оператору записывать все результаты испытаний, с начала до конца. Вовторых, регистратор функционирует как прибор, определяющий последовательные и достоверные значения опорных уровней, качеством не уступающие лабораторным, даже если калибровка осуществляется в промысловых условиях. Как правило, в регистраторах опорных уровней могут быть предусмотрены встроенные запоминающие устройства большой вместимости. Нередко такие регистраторы сохраняют до 1 миллиона точек данных на протяжении одного сеанса записи. Пользуясь регистратором опорных уровней, промысловый технический персонал может проводить испытания в любых погодных условиях — и анализировать и даже загружать результаты испытаний в процессе их регистрации. Везде, где становится необходимой долгосрочная регистрация результатов измерений, регистратор опорных уровней может выполнять все функции самописца, но выполняет их с повышенной точностью, сохраняя цифровые данные, которые можно экспортировать и просматривать в формате Excel с помощью любого портативного персонального компьютера. До сих пор у технического персонала, обязанного документировать результаты испытаний и подтверждать их аутентичность, были ограниченные возможности. Можно было пользоваться самописцем, получая бумажную ленту с кривыми, отражающими результаты испытаний, но кривые на бумажной ленте — ненадежное доказательство. Перьями самописца можно манипулировать даже в отсутствие какого-либо давления таким образом, чтобы они регистрировали кривую. Для регистрации данных цифровым устройством требуется наличие фактического давления во входной линии, но зарегистрированные данные часто экспортируются только в формате электронной таблицы или текстового файла. После такого экспорта данных нет никакой возможности доказать, что данные не подверглись изменению. Так как некоторые регистраторы опорных уровней поставляются в комплекте с предназначенным только для них программным обеспечением интерфейса с персональным компьютером и генерирования отчетов, повышается вероятность того, что такое устройство позволит создавать защищенные от доступа неуполномоченных лиц цифровые записи данных, непосредственно отражающие зарегистрированные результаты измерений. В настоящее время типичный метод экспорта данных заключается в использовании соответствующего отраслевым стандартам подписного файла в формате PDF. Такой метод экспорта данных делает невозможным редактирование данных, записанных регистратором опорных уровней.

Будущие перспективы По всему миру устаревает инвентарь испытательного оборудования. Очевидно, что оно может быть заменено в ближайшее время регистраторами опорных уровней. Эти приборы выполняют самые полезные функции самописцев и манометров, в то же время обеспечивая возможность регистрации беспрецедентного объема скважинных данных с точностью калибровки, не уступающей лабораторной, практически в любых нефтепромысловых условиях. По мере дальнейшего совершенствования технологии производства аккумуляторных батарей и повышения точности показаний датчиков, регистраторы опорных уровней начнут играть ведущую роль при проведении испытаний всеми предприятиями нефтегазовой промышленности.

Oil&GasEURASIA

ARTIFICIAL LIFT

Lufkin Industries’ Oil Production Experience in Venezuela Опыт работы компании Lufkin Industries при добыче нефти в Венесуэле Vitaly Chernikov, GE Oil&Gas, senior sales manager

V

enezuela’s oil market is fairly specific. This is due not only to the economic and political situation in the country, but also to the specific climatic and geological conditions prevailing in the region. Most of the oil produced in the country is classified as heavy oil, and this factor dictates the choice of the oil extraction technology.

Lufkin Industries (a GE Oil&Gas subsidiary) has been operating in Venezuela since the late 1930s – early 1940s and has vast experience in artificial lift operations in the region.

Pumping Units Market Current Status In Venezuela with more than 30 oil-producing companies, the joint pool of pumping units is about 10,000 units. Of these, approximately 3,000 to 3,500 are idle due to technical reasons or a lack of spare parts or components of the pump-jack systems. Recently, electric screw pumps units have also become widespread, especially in the Orinoco basin (Fig. 1), which has a very viscous oil. However, the main and most energy efficient method of oil production in the country is, after all, the use of the pump jacks.

Oilmen Choose Lufkin Equipment

Виталий Черников , GE Oil&Gas, старший менеджер по продажам

Н

ефтяной рынок Венесуэлы является достаточно специфичным. Связано это не только с экономической и политической обстановкой в стране, но и с особыми климатическими и геологическими условиями региона. Большая часть нефти, добываемой в стране, относится к классу тяжелых нефтей, и именно этот фактор диктует выбор технологии для добычи нефти. Компания Lufkin Industries (одно из подразделений GE Oil&Gas) работает в Венесуэле с конца 1930-х – начала 1940-х годов и имеет большой опыт работы в регионе.

Текущее состояние рынка УСШН На территории Венесуэлы работает более 30 добывающих компаний, общий фонд установок скважинных штанговых насосов составляет около 10 тыс. единиц. Из них примерно 3-3,5 тыс. бездействуют по техническим причинам либо из-за отсутствия запасных частей или компонентов системы ШГН. В последнее время установки электро-винтовых насосов также нашли свое применение, особенно в бассейне Ориноко (рис. 1), который характеризуется наличием особо вязкой нефти. Однако основным и наиболее энергоэффективным методом добычи нефти в стране является, все-таки, использование УСШН.

As mentioned earlier, it is the oil viscosity that shaped the trends in the selection of the well operation method.

Considering that the average density of oil is 8-14° API, Нефтяники выбирают оборудование Lufkin which exceeds the standard density of water, and pump setКак уже было сказано ранее, именно вязкость нефти ting depth the plunger depth is 2,000-8,000 feet in the west определила тенденцию в выборе способа эксплуатации and 3,000-4,500 feet in the east of the counскважин. Учитывая, что средняя плотность try, the equipment must be very reliable and нефти равна 8-14° по API, что превышает станable to sustain the required loads. дартную плотность воды, а глубина подвески насосов составляет 2-8 тыс. футов на западе и That is why in eastern Venezuela, 3-4,5 тыс. футов на востоке страны, оборудоваincluding the area of San Tome y Morichal, ние должно быть очень надежным, способным the majority of wells are equipped with обеспечить требуемые нагрузки.

Mark II units manufactured by Lufkin (see Именно поэтому на востоке страны, в том photo, page 27). The fields in these areas числе и в районе San Tome y Morichal, большинprimarily use the M-320D, M-456D, M-640D ство скважин оснащено установками компаand M-912D models of the Mark II series. нии Lufkin модели Mark II (на фото, стр. 27). На The main advantages of the Mark II месторождениях данных районов используютinclude the capability of reducing the peak ся преимущественно модели M-320D, M-456D, loads on the sucker rods and cutting the M-640D и M-912D УСШН системы Mark II. torque on the gearbox shaft. The special Основные преимущества установки geometry of the pump jack provides for dif- ● Vitaly Chernikov Mark II – это возможность снижения пиковых ferent speeds as the rods travel up and down. ● Виталий Черников

52

Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА нагрузок на штанги и уменьшение крутящего момента на валу редуктора. Особая геометрия СК позволяет обеспечить разную скорость при ходе штанг вверх и вниз – снижение скорости хода вверх позволяет обеспечить лучшую работу погружного оборудования, значительно увеличить коэффициент наполнения насоса, улучшить условия работы штанг и снизить вероятность их обрыва, что, в итоге, увеличивает показатели наработки на отказ. Дополнительным преимуществом является то, что ряд скважин на месторождениях Венесуэлы дают дебит около 1,5 тыс. барр./сут (примерно 240 м³/сут), а установка Mark II геометрически спроектирована таким образом, чтобы обеспечить возможность работы на больших скоростях. Это позволяет добывать требуемые объемы нефти без какихлибо сложностей. При этом, часто используемая технология закачки горячего пара для разжижения нефти обеспечивает увеличение скорости работы УСШН, хотя добиться подобного эффекта можно не всегда, в силу высокой вязкости нефти и, зачастую, из-за отсутствия необходимого оборудования и инфраструктуры.

Опыт Венесуэлы 70-х годов

● ●

Рис. 1 Venezuela’s oil map Рис. 1 Нефтяная карта Венесуэлы

Reducing the speed of travel up streamlines the operation of submersible equipment, dramatically increases the efficiency of the pump, improves the working conditions of rods and reduces the likelihood of rod breakage, which, in turn, increases the time between failures.

An additional advantage is that a number of wells in Venezuela’s oil fields provide yields of about 1,500 barrels per day (about 240 cubic meters per day), while the Mark II unit is geometrically designed in such a way as to be able to run at high speeds. This allows production of the required amount of oil without any problems. In this case, an often used technique of hot steam injection to liquefy the oil increases pumping unit performance, although a similar effect cannot always be achieved due to high viscosity of oil and, often, for lack of the necessary equipment and infrastructure.

Past Experience

Еще в 1970-х годах на территории Венесуэлы в районе Costa Oriental del Lago компания Shell Oil (тогда Shell еще работала на территории Венесуэлы) провела ряд исследований, относившихся к оценке различных методов добычи и режимов эксплуатации скважин. В результате, компания остановила свой выбор на оборудовании Lufkin – модели ПШГН с пневмоуравновешиванием (на фото, стр. 28), что позволяло работать с высокими нагрузками – более 21 т – большими длинами хода и малым числом качаний. Основными моделями стали установки серий A-114D, A-160D, A-228D и A-320D. Позднее, другие компании переняли опыт Shell. Например, компания Petroboscan (экс-Chevron) владеет рядом наиболее крупных СК Lufkin с пневмоуравновешиванием (габаритов A-912D, A-1280D, A-1824D и A-2560D). Компактный станок-качалка идеален для испытаний скважин, обладает отличным качеством уравновешивания, прост и дешев в монтаже. При этом, у пневмоцилиндра для уравновешивания (рис. 2) есть ряд дополнительных преимуществ. Эти станки-качалки, вместо грузов на балансире или кривошипе, используют для уравновешивания нагрузки от скважины сжатый воздух. Воздушная система настолько упрощена, что единственными работающими ● ●

Mark II Pumping Unit, Lufkin Industries Система Mark II компании Lufkin Industries

Back in the 1970s, in Venezuela, in area of the Costa Oriental del Lago, the Shell Oil Company (Shell was then present in Venezuela) conducted a number of research efforts relating to the evaluation of various extraction methods and modes of well operation. As a result, the company opted for Lufkin equipment – the air balanced pumping units (see photo, page 28), which enabled operation under heavy loads – more than 21 tons – by longer strokes and fewer swings. The main models included A-114D, A-160D, A-228D and A-320D. Later on, other companies learned from Shell. For example, Petroboscan (ex-Chevron) owns a number of major air balanced units made by Lufkin (the A-912D, A-1280D, A-1824D, and A-2560D sizes).

A compact-size jack pump is ideal for test wells, featuring an excellent balance. It is also, simple and cheap to install. In this case, the balancing air cylinder (Fig. 2) has a number of extra advantages. These jack pumps, instead of Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

#2 February 2015

ARTIFICIAL LIFT loads on the walking beam or bell crank, use compressed air to balance the loads caused by the well. The air system is so simplified that the only working parts are the cylinder and piston. The cylinder capacity is enlarged by a steel tank, which moves along with the cylinder.

The height of the jack pump with pneumatic balancing is approximately 35 percent smaller, and it is 40 percent lighter than the jack pumps balanced the traditional way. The jack pump with air cylinder is ideal for mounting on piles or on special cushions without a concrete base. Changing the balance comes down to adjusting the valve; thereby a jack pump of this type can be a perfect solution.

The service experience for this type of equipment in the fields of Venezuela has shown its high reliability and excellent performance. Many types of equipment have been operating with virtually no maintenance since the 1940s, which confirms their quality.

Currently, Lufkin Industries Inc. works with virtually all companies in the region. About 90 percent of oil well pumps are equipped with Lufkin-made equipment.

Lufkin operates in all areas – both for pumping units and in automation equipment that optimizes production.

Only in the last few years, more than 500 controllers have been sold, and a large number of VSD’s control stations with variable frequency drives.

Lufkin Industries, Inc. has vast experience in producing high-viscosity oil not only in Venezuela but also in other countries throughout the world – including Russia and former Soviet bloc countries, and is willing to share its expertise with the partners. ● ●

Рис. 2 Air balance cylinder for jack pump, Lufkin Industries Рис. 2 Пневмоцилиндр для уравновешивания СК компании Lufkin Industries Self-adjusting roller bearing Саморегулирующийся роликовый подшипник ASME tested receiver Ресивер..

Piston with rod Поршень со стержнем Oil Масло Cylinder sleeve Гильза цилиндра 3 piston rings installed in U-shaped rubber sleeve 3 поршневых кольца..

Oil level gauge УК.ур.масла Valve Вентиль Vessel Резервуар

Lubricating cylinder Цилиндр для смазки

BOV Перепускной клапан Oil drainage valve Клапан для слива масла Compressed air from compressor Сжатый воздух от компрессора Steel bearing with expansion pad Стальной подшипник с эластичной подушкой

54

●

Air Balanced Pumping Unit Manufactured by Lufkin Industries ● УСШН с пневмоуравновешиванием производства Lufkin Industries деталями являются цилиндр и поршень. Емкость цилиндра увеличена за счет стального резервуара, который перемещается вместе с цилиндром. Высота станка-качалки с пневматическим уравновешиванием примерно на 35% меньше, и он на 40% легче, чем станки-качалки с традиционным способом уравновешивания. СК с пневмоцилиндром идеален для установки на сваях или на специальных подушках без бетонного основания. Изменение уравновешивания сводится к регулировке клапана, благодаря чему станок-качалка данного типа может быть отличным решением для освоения скважин. Опыт применения данного оборудования на месторождениях Венесуэлы показал его высокую надежность и хорошие эксплуатационные качества. Многие единицы оборудования работают практически без ремонта с 1940-х годов, что подтверждает их качество. В настоящее время Lufkin Industries работает практически со всеми компаниями в регионе и большая часть фонда скважин ШГН оснащена нашим оборудованием. Компания Lufkin работает по всем направлениям – как по оборудованию для УСШН, так и по оборудованию для их автоматизации. Только за последние несколько лет было продано более 500 контроллеров, а также большое количество станций управления с ЧРП.

Lufkin Industries, LLC обладает огромным опытом добычи высоковязкой нефти не только в Венесуэле, но и в других странах мира – в том числе в России и в странах СНГ – и готова поделиться этим опытом со своими партнерами.

Oil&GasEURASIA

REFINING

European Downstream Sector Era of Big Changes

Европейский сектор переработки

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Эпоха больших перемен

Dmitry Mosienko

A

s a side-effect of America’s shale revolution and the United States’ booming domestic crude oil production, European Union refiners lost U.S. gasoline markets. Lower crude runs led to massive shut downs in EU refineries which in its turn leads to growing fuels, primarily diesel imports to central and northern Europe. How will regional businesses deal with the downturn trends and how will low crude oil prices influence the business?

The Russians Are Coming!

Last June, amid escalation of the conflict in the east of Ukraine and heated talks about sanctions against Russia, Financial Times raised the painful issue of the European Union’s growing dependence on diesel fuel imports from Russia.

This comes, the newspaper explained, as a result of massive refining rationalization in the EU and Russia’s sustainable decade long investment in its refineries upgrading and new export products pipelines and terminals construc-

56

Дмитрий Мосиенко

О

дним из побочных эффектов так называемой американской «сланцевой революции» стал рост добычи легкой нефти в США. В результате европейские переработчики потеряли свою нишу на американском рынке бензина. Поскольку избытки бензина продавать было некуда, нефтеперерабатывающие заводы в ЕС сократили объемы переработки нефти. Это привело к падению производства дизеля и росту импорта этого вида топлива в Центральную и Северную Европу. Как бизнес переработки и поставок сырья и моторных топлив в упомянутых регионах справляется с этими тенденциями, и как на это влияет резкое падение цен на нефть?

Русские идут! В июне прошлого года, в разгар эскалации конфликта на востоке Украины и горячего обсуждения возможных санкций против России, влиятельная британская газета Financial Times подняла весьма болезненную тему Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

ПЕРЕРАБОТКА

tion. Only investments in ultra-low-sulfur растущей зависимости европейских автоdiesel (ULSD) and gasoline production мобилистов от поставок дизельного топлиand other fuels quality improvements ва из России. at Russian refineries in 2010-2015 are Это стало, пояснили авторы, результаsupposed to total an equivalent of some том массовых сокращений перерабатыва$50 billion, Vladimir Kapustin, managing ющих мощностей в ЕС, с одной стороны, director of Russia’s leading engineering и массированной десятилетней инвестициcompany Vnipineft said. онной программы по модернизации НПЗ In 2013, after decades of selling its в России и развития новых экспортных oil products below market prices because нефтепроводов, строительства экспортных of their inferior quality, Russia emerged as терминалов, с другой. Одни только инвестиa major producer and exporter of ULSD. ции в производство современного сверхнизOverall, total Russian diesel exports косернистого дизтоплива и бензинов наряду rose by 7 percent year-on-year in 2013 с другими качественными улучшениями на to just under 900,000 barrels per day российских НПЗ в 2010-2015 годы должны capacity. One-third of these exports was ● Dmitry Mosienko is the publisher составить $50 млрд, отметил генеральный ULSD, with one-third shipped along the and editor-in-chief of the Oilmarket директор одной из ведущих российских most efficient export pipeline to Russia’s trade magazine нефтегазовых инжиниринговых компаний flag-ship export terminal in Primorsk ● Дмитрий Мосиенко – издатель – ОАО «ВНИПИнефть» Владимир Капустин. in the Bay of Finland, and further on to и главный редактор отраслевого В 2013 году, впервые после десятилетий, northwest Europe. According to Russia’s журнала Oilmarket когда российские экспортные нефтепродукDeputy Energy Minister Kirill Molodtsov, ты продавались со скидкой к рыночным in 2014 Russia’s refining volumes grew ценам из-за низкого качества, Россия оказаby 4.5 percent year-on-year, approaching 290 million tons. лась ключевым производителем и экспортером дизтоплива с ультранизким содержанием серы. В целом, в позапрошлому году российский экспорт дизтоплива вырос на 7% по When Small Is Not Beautiful Describing the EU refiners’ troubles, FT quoted MOL сравнению с 2012-м – до 43,8 млн т. В 2013 году уже треть Group Executive Vice President, downstream, Ferenc этих поставок составлял низкосернистый дизель, поставляHorvath, as saying: “Weakening local demand combined емый на терминал в Приморске в Финском заливе и далее в with overcapacity took its toll as refinery runs in Europe hit Северо-Западную Европу. По словам заместителя министра энергетики России Кирилла Молодцова, в 2014 году объa 32-year low during last summer.”

“Without capacity rationalizations, the European емы переработки в РФ возросли по сравнению с 2013 годом refining sector will continue to suffer… especially if we на 4,5% и приблизились к 290 млн т нефти. take in consideration the additional imports coming from Russia, the United States and new refining capacities in Когда мини – это не то, что нужно... the Middle East,” Horvath warned. MOL closed its 55,000 «Падение внутреннего спроса и избыточные перерабаbarrels per day refinery in northern Italy and the threat of тывающие мощности нанесли небывалый удар по нефтеclosure overshadows its two refineries in Croatia. Italy’s переработке в Европе, и объемы загрузки НПЗ прошлым Eni and Spain’s Compania Espanola de Petroleos have shut летом (2013 год – НГЕ) были самые низкие за последние down refineries in 2013, too.

32 года», – цитирует FT исполнительного вице-президента Most importantly, the shutdowns hit smaller land- по переработке венгерской MOL Group Ференца Хорвата. locked plants, with limited markets and supplies/exports «Без устранения избыточных мощностей переработка в flexibility. This in particular was true for Ukraine, where in Европе будет продолжать нести потери… особенно, если 2005-2012 five refineries had been closed including even учесть растущий импорт из России, США и с новых НПЗ the 50,000 barrels per day Odessa plant, formerly owned на Ближнем Востоке», – предупредил Хорват. MOL Group

by LUKOIL. пришлось закрыть свой НПЗ мощностью 55 тыс. баррелей In today’s market realities, the plants with a very low в сутки (2,2 млн т в год) в Северной Италии, тогда как угроза Nelson index in Europe (6.5 on average) find it tough to закрытия продолжает нависать над двумя НПЗ компании в compete with Russia’s giant plants such as the 428,000 Хорватии. Итальянская Eni и испанская Compania Espanola barrels per day Gazprom Neft refinery in Omsk, LUKOIL’s de Petroleos тоже вынуждены были закрыть свои НПЗ в 2013 400,000 barrels per day Norsi refinery in Kstovo, newly году. upgraded Rosneft’s 250,000 barrels per day refinery in the Важно отметить, что закрытия в основном бьют по Black Sea port of Tuapse, as well as giant, globally competi- небольшим НПЗ в удаленных от морских и речных портов tive facilities in the United States and Asia, like India’s 1.25 регионах с ограниченными рынками и возможностями million barrels per day Reliance Industries refinery. Those гибко поставлять сырье и вывозить готовые топлива. Так, plants have very high efficiency rates and their Nelson например, было на украинском рынке, где в течение 2005index tops 10 (Reliance Industries boasts a 12!).

2012 годов закрылись пять НПЗ, включая прежде принадлежавший «ЛУКОЙЛу» перерабатывающий завод мощностью 2,5 млн т в год в Одессе.

Cutting Runs, Sustaining Positive Outlook and В реалиях сегодняшнего рынка такие НПЗ с низким Demand Growth индексом Нельсона (показатель комплексности, и, как The trend of Russia’s growing diesel supply may have следствие, эффективности предприятия), как в Европе (в sounded like a shocking news to some, yet back in late среднем 6,5), испытывают большие затруднения. Они уже 2013 Wood Mackenzie estimated that factors hampering не могут конкурировать с такими российскими гиганНефть и ГазЕВРАЗИЯ

57

#2 February 2015

REFINING

тами как НПЗ «Газпром нефти» мощностью 21,4 млн т в год в Омске, НПЗ Норси «ЛУКОЙЛа» в Кстово (мощность переработки – 20 млн т в год), модернизированный НПЗ «Роснефти» мощностью 12,5 т в год в черноморском порту Туапсе, а также такими глобально конкурентными НПЗ в США и Азии как, скажем НПЗ компании Reliance Industries мощностью 1,25 млн т в год в Индии. Эти НПЗ имеют очень высокую эффективность и индекс Нельсона, превосходящий 10 (в случае с Reliance Industries – и все 12!).

Переработка сокращается, позитивный прогноз роста сохраняется Хотя тенденция растущей зависимости рынка ЕС от поставок российского дизеля шокировала многих читателей, известная британская консалтинговая компания Wood Mackenzie задолго до этой публикации оценила факторы, сдерживающие экспорт бензина из стран ЕС в США. Компания предупреждала, что уже в 2013 году это приведет к резкому спаду объемов переработки в Европе. По данным Wood Mackenzie, к 2015 году эта тенденция приведет к сокращению объемов переработки нефти на НПЗ в странах ЕС на 31 млн т в год (630 тыс. баррелей в сутки) по сравнению с объемами 2011 года, когда переработка составила 635 млн т в год (12,7 млн баррелей в сутки). В то же время, по данным Wood Mackenzie, спрос на газойль/дизель в странах ЕС продолжит расти — с 7,25 млн баррелей в сутки в 2011 году до 7,9 млн баррелей в сутки в 2015 году, включая рост на севере Европы с 3,3 млн баррелей в сутки до 3,9 млн баррелей в сутки. Общая тенденция роста спроса на газойль и дизель стала следствием роста в Средиземноморье, а также принятия конвенции MARPOL, предусматривающей контроль выбросов серы в бункерных топливах.

PHOTO: GAZPROM NEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

gasoline exports from the EU refineries to the U.S. market forced sizable crude oil refinery runs decline in Europe starting from 2013.

According to Wood Mackenzie data, by 2015 this will translate into the EU crude refining capacities cut by 630,000 barrels per day (31 million tons per year) compared to the 2011 rates, when there were over 12.7 million barrels per day (over 635 million tons per year) processed.

Diesel/gasoil demand in the EU is to increase from 7.25 million tons per year in 2011 to about 7.9 million tons per year by 2015 including demand growth in northwest Europe by almost 600,000 barrels per day from 3.3 million barrels per day to 3.9 million barrels per day, the survey suggests.

European diesel/gasoil demand growth basically resulted from the demand growth in the Mediterranean region as well as factored by MARPOL convention implications setting sulfur emissions control zone for bunker fuels.

Diesel/gasoil shortage growth in Northwest Europe comes in line with the massive rationalization of refining capacities utilization, while the increasing shortfall in the Central and Eastern Europe is driven by the demand exceeding supplies build-up. According to Wood Mackenzie, diesel production shortfall in Northwest Europe will increase threefold from 250,000 barrels per day in 2011 to 750,000 barrels per day in 2015.

It’s fair to say that Europe is not alone facing such radical demand/supply changes. It has negative industrial and social implications, but it brings positive changes too.

Massive shifts in fuels blending patterns, biofuels addition to the blending pool, volatility of demand, feedstock/ready products movement changes stimulated storage industry development in many regions of the world.

According to Tank Storage, the industry standard publication, among the EU countries the Netherlands and

● ●

58

Gazprom Neft's Omsk refinery processes over 21 million tons of crude oil per year На Омском НПЗ «Газпром нефти» перерабатывают более 21 млн т нефти в год Oil&GasEURASIA

№2 Февраль 2015

ПЕРЕРАБОТКА

Нехватка газойля и дизеля в Северо-Западной Европе Poland rank in the top 10 fastest storage industry developing countries in the world. And the Dutch storage indus- нарастает как следствие сокращения загрузки перерабатыtry with its ARA hub is following giant China in terms of вающих мощностей в регионе, в то время как в Центральной и Восточной Европе нехватка стала следствием спроса, growth pace.

Meanwhile, lower crude and products prices are likely опережающего рост поставок. По данным Wood Mackenzie, to change petroleum business environment even in such нехватка дизтоплива в Северо-Западной Европе увеличитa stable region as Scandinavia, opening new business ся втрое в период с 2011 по 2015 год – с 250 тыс. баррелей opportunities in the downstream and midstream segment. в сутки до 750 тыс. баррелей в сутки (с 12,17 млн т в год до The three-year-old petroleum and chemical products stor- 35,5 млн т в год). Массовые изменения в методах блендирования топлив, age company, InterTank Nordic AB, well known as just InterTank and headquartered in Gothenburg, Sweden, растущая роль биокомпонентов как элемента современных is an independent storage company that currently has топлив, волатильность спроса, изменения в направлениях about 700,000 cubic meters of storage capacity in the движения сырья и готовых топлив стимулируют развитие Scandinavian market. Its experienced management under- нефтяных и химических хранилищ во многих регионах stands the opportunities opening for storage business dur- мира. По данным ведущего отраслевого журнала Tank Storage, ing the low prices periods.

“Contango prices make oil traders eye floating storage среди европейских стран Нидерланды и Польша находятся options, mainly for crude. However, contango on petro- в десятке мировых лидеров по темпам развития химичеleum products also offers many opportunities for land ских и нефтехранилищ. Характерно, что Голландия с ее based storages too, particularly in the steeper contango огромным хабом АРА (Амстердам-Роттердам-Антверпен) в мировой табели о рангах следуperiods when products can ет сразу за лидирующим мироbe stored at a profit due to вым гигантом — КНР, с ее огромthe low prompt price of the ной и динамично растущей экоproducts,” InterTank manномикой. aging director Fredrik Lilja Тем временем, снижеsays. “We are determined to ние цен на нефть и нефтеgrow InterTank during the продукты вероятно, приведет now low oil prices period, к изменению бизнеса даже в offering our clients relithousand barrels per day – the expected shortage of таком стабильном регионе, ability and trust combined diesel fuel in Northwest Europe in 2015 как Скандинавия, открывая with a flexible organizaновые бизнес возможности в tion. This kind of business is for us additional busi- тыс. баррелей сутки составит нехватка дизтоплива транспортировке и хранении. в Северо-Западной Европе в 2015 году Компания InterTank Nordic AB, ness to our regular indusтакже хорошо известная на trial storage business of petroleum products, bio fuels and chemicals, building and рынке как просто InterTank, с штаб-квартирой в Гетеборге, breaking bulk, as well as compulsory storage for a number работает на рынке уже три года и в настоящий момент имеет порядка 700 тыс. м³ хранилищ на скандинавском of countries.”

Sweden’s energy policy seeks to further increase the рынке. Опытные менеджеры компании понимают возshare of renewable energy sources, including having them можности, которые открываются для владельцев нефте- и provide half of all energy and 10 percent of all transport химических хранилищ в период низких цен. «Когда текущие цены ниже ожидаемых в будущем, и needs by 2020. The share of fossil fuels is also to be further reduced through plans to fully eliminate their use for heat- рынок находится в так называемом контанго, нефтетрейдеing purposes by 2020 and having a vehicle stock in Sweden ры стремятся использовать большие плавучие хранилища, that is “independent” of fossil fuels by 2030. However, at в основном это характерно, для нефтяных грузов, – отмеthe same time, according to IEA the oil demand in Sweden чает генеральный директор компании Фредрик Лилья. will be ever more focused on transport diesel, with demand – Однако, контанго в случае с нефтепродуктами также for the fuel reaching over 110,000 barrels per day by 2020 создает многочисленные возможности и для хранилищ, расположенных на суше, особенно в периоды резкого конcompared to just under 80,000 barrels per day in 2011. танго, когда хранение нефтепродуктов может принести прибыль, из-за слишком низких текущих цен на топлива.

New Winds and Rays of Hope The steep downfall in crude oil prices at the end of Поэтому мы настроены на рост в период низких цен, гаран2014 has provided a source for new business opportuni- тируя нашим клиентам надежность и доверие в сочетании ties for downstream business operators in Central and с гибкой организацией. Эта возможность развития бизнеса является дополнением к нашему регулярному бизнесу – Northern Europe.

After several years of piling multimillion Euro losses, хранению нефте- и биопродуктов, а также химических Orlen Lietuva’s 200,000 barrels per day Mazeikiu refinery продуктов, услугам по укрупнению и уменьшению партий received a slim possibility in the fourth quarter of 2014 to нефтепродуктов, а также принудительному хранению в see a better future, turning profit. Following years of bitter целом ряде стран». Сегодня энергетическая политика Швеции направstruggle, the December slump in crude oil prices brought лена на дальнейшее увеличение доли возобновляемых the Lithuanian refiner the sunlight of hope.

As far as last summer and even in October 2014 источников энергии в общем энергобалансе страны и к Lithuania’s businessmen and politicians appealed to the 2020 году планирует достичь 50% в общем энергобалансе government insisting it provide support to the Mazeikiu страны и 10% во всех видах транспортных топлив. Долю Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

59

#2 February 2015

REFINING refinery, with the government’s rescue effort seen as the ultimate opportunity to save one of Lithuania’s biggest employers.

“Despite the Mazeikiu refinery’s struggles now the plant is unlikely to be closed in the near term. Since 2006 the refinery had been operating under even more difficult conditions than today, following the halt of sup- ● Energy consultant Agnia Grigas ply of crude oil via direct ● Консультант по вопросам pipeline. It survived even энергетики Агния Григас amidst the peaking oil prices of the late 2000s.

Today, lower oil prices offer some respite for the refinery, but hopes that direct oil supply via the Druzhba pipeline (from Russia – OGE) will ever be resumed aren’t realistic,” Lithuanian energy consultant Agnia Grigas said.

Exports from Lithuania and outside the three Baltic states to Ukraine’s market are crucially important for the Mazeikiu refinery’s sustainable economic performance. Traditionally, Lithuania’s ULSD and high quality Ventus gasoline manufacturer has a very good standing in Ukraine, where many operators are using it to prepare their trade mark gasoline and diesel blends. “We are proud to announce that we’ve extended into 2015 our supply contract with Orlen Lietuva, the supplier of quality European fuel which is highly appreciated by motorists in Ukraine,” Elena Khilienko, managing director of one of Ukraine’s leading chains Parallel (73 outlets) said.

ископаемых топлив планируется снижать, исключив их из отопительного баланса к 2020 году, а транспортный парк Швеции планируется сделать «независимым» от ископаемых топлив к 2030 году. Однако, в то же время, по данным Международного энергетического агенства (IEA), рост спроса на нефтепродукты в стране будет проявляться, прежде всего, в росте спроса на дизельное топливо. Спрос на него, как ожидается, вырастет до более чем 110 тыс. баррелей в сутки к 2020 году с менее чем 80 тыс. баррелей в сутки в 2011-м.

Ветер перемен и надежд

PHOTO / ФОТО: ORLEN LIETUVA

Резкое падение цен на нефть в конце 2014 года стало источником новых возможностей для операторов сбытового и перерабатывающего нефтебизнеса в Центральной и Северной Европе. После нескольких лет многомиллионных убытков Мажейкяйский НПЗ компании Orlen Lietuva мощностью 10 млн т в год в IV квартале прошлого года закончил отчетный период с прибылью. Декабрьский обвал цен на нефть подарил надежду выйти на стабильные показатели работы. Еще минувшим летом, и даже в октябре 2014-го, литовские бизнесмены и политики призывали правительство оказать помощь проблемному предприятию, и эта господдержка виделась как единственное спасение для одного из крупнейших работодателей в Литве. В январе этого года литовский эксперт по энергетическим вопросам Агния Григас сообщила, что «несмотря на все проблемы, с которыми сталкивался НПЗ Orlen в Мажейкяе, сегодня речь о закрытии в ближайшем будущем не идет. НПЗ работал в куда более сложных условиях, чем сейчас, когда с 2006 года были прекращены нефтепроводные поставки, что резко ухудшило экономику закупок сырья. НПЗ выстоял даже во время пиковых цен на сырье в конце прошлого десятилетия. Сегодня низкие цены на сырье дают литовским переработчикам некоторую передышку, однако надеяться на то, что когда-нибудь поставки по нефтепроводу „Дружба“ (из России – НГЕ) возобновятся, было бы наивно». Экспорт из Литвы и в целом за пределы трех государств Балтии на рынок Украины является очень актуальным для экономически стабильной работы НПЗ в Мажейкяе. Традиционно поставки малосернистого дизтоплива и бензинов Ventus имеют очень хорошую репутацию в Украине, где многие операторы используют эти поставки для производства своих фирменных марок топлив. «С гордостью сообщаем, что мы продлили контракт на поставки в 2015 году с Orlen Lietuva, производителем высококачественного европейского топлива, которое так высоко ценят украинские автомобилисты», – сообщила Елена Хилиенко, генеральный директор одной из ведущих украинских розничных ● After years of piling losses, Orlen Lietuva's Mazeikiu refinery turned profit last year сетей Parallel (73 АЗС). ● Мажейкяйский НПЗ, годами терпевший убытки, в конце прошлого года показал прибыль

60

Oil&GasEURASIA

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Oil / Нефть Unit of measurement (mln t) / Единица измерения (млн т)

January / Январь 2014

January / Январь 2015

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

44.90 23.21 19.27 24.01

45.07 23.97 20.48 24.32

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +0.4 +3.3 +6.3 +1.3

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

January / Январь 2014

January / Январь 2015

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

3.35 6.65 6.96 0.80

3.57 6.78 6.86 0.70

Year-on-year change (%) Изменение за год (%) +6.5 +1.9 -1.6 -12.9

SOURCE: RUSSIAN ENERGY MINISTRY / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО РОССИИ

Worldwide rig count as of January 2015* Количество буровых установок в мире, январь 2015 года*

World total | Всего в мире 3,309

Europe | Европа 128 Canada | Канада 368

USA | США 1,683

Middle East | Ближний Восток 415

Africa | Африка 132 Latin America | Латинская Америка 351

Asia Pacific | Азиатско-Тихоокеанский регион 232 * excluding Russia * без учета России SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

61

INNOVATIONS

ADVERTORIAL SECTION

Технология плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты углеводородов – ключ к созданию полигона по импортозамещению зарубежных технологий Петр Агеев, Никита Агеев, Анатолий Молчанов

В

ноябре 2013 года Хьюстонский технологический центр на международной конференции огласил результаты конкурсного отбора из 250 технологий в области извлечения углеводородов и методов увеличения нефтеотдачи (МУН), согласно которым лучшей была признана российская технология «Плазменноимпульсного воздействия» (ПИВ) компании «Новас» – резидента фонда «Сколково», что отмечено премией председателя конференции «За выдающуюся инновацию, отвечающую современным и будущим энергетическим вызовам». К этому моменту технология ПИВ хорошо зарекомендовала себя на многих истощенных месторождениях в России, США, Кувейте, Китае, Казахстане. Компания получила семь патентов в России, принята заявка на патент США, а в Хьюстоне зарегистрирована компания Novas USA, которая успешно работает на американском рынке. Институтом Прикладной математики им. Келдыша» была подготовлена математическая модель, утвержденная академиком РАН Борисом Четверушкиным, которая языком цифр доказала способность эффективного воздействия плазменно-импульсной технологии на продуктивные пласты углеводородов и даже на высоко обводненном фонде скважин способна создавать сжимающие и растягивающие напряжения и тем самым развивать аномальную сеть микротрещиноватости, снимать поверхностное натяжение жидкости в порах, капиллярах, микрокапиллярах, увеличивать проницаемость продуктивных пластов, включать в работу непромытые целики нефти, снижать обводненность продукции и увеличивать коэффициент извлекаемости нефти (КИН). Однако необходимо вернуться к истории вопроса, поскольку в течение многих

62

лет внедрение этой технологии в России наталкивалось на сопротивление нефтедобывающих компаний, которые имели сверхобеспеченность запасами легко извлекаемой нефти, не проявляли интереса к МУН вообще и не хотели вкладывать средства в их разработку.

Увеличение отдачи нефтяных месторождений как стратегия оптимального воспроизводства нефтедобычи В статье, которая под таким заголовком была опубликована в «Промышленных ведомостях» № 11, ноябрь 2005 года (авторы Евгений Козловский и Аркадий Боксерман), подчеркивалось: «Степень использования запасов минерального сырья, в частности, нефти в нашей стране в настоящее время является одной из самых низких в мире, однако накопленный в отечественной и мировой практике научно-технический потенциал современных МУН месторождений не востребован». С конца 80-х, и, особенно, начала 90-х годов прошлого столетия «ударными темпами» внедрялась практика отбора нефти из активных запасов, что привело к тому, что всего за 25 лет запасы углеводородов превратились в трудно извлекаемые, а в недрах осталось 70% нефти, что можно

приравнять к 15 млрд т потенциально извлекаемых запасов. В период «технико-экономического разврата» для нефтяного бизнеса нефтеотдача не стала первостепенной целью недропользователя. Главное для него – получение максимальной прибыли для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Решение этой задачи вошло в противоречие с достижением максимально возможного КИН и потерям огромного количества извлекаемых запасов при попустительстве Государства как владельца недр. В 2005 году, в одном из интервью тогда бывший хозяин НК «ЮКОС» Михаил Ходорковский заявил: «Россия обеспечена запасами, позволяющими нарастить добычу до уровня 420-450 млн т в год. В дальнейшем развитие новых технологий приведет к росту коммерческих резервов за счет того, что трудноизвлекаемые запасы будут постепенно переводится в категорию рентабельных». Из чего следовало, что можно снимать сливки, оставляя добычу более дорогостоящих запасов на более позднее время». Таким образом, десятки тысяч скважин стали не рентабельными, а нагнетательный фонд превысил добычной. При этом практически все добывающие компании не вкладывали средства в новые технологии увеличения нефтеотдачи и упорно отказывались или чинили препятствия внедрению отечественных разработок в этой области. Все это группа компаний «Новас» испытала на себе и вынуждена была постепенно уходить за рубеж, где и получила признание.

«Хорошо веселье, тяжело похмелье» Грянул 2015 год с санкциями против России в том числе в отношении предприяOil&GasEURASIA

ИННОВАЦИИ тий ТЭК, с падением цен на нефть на мировом рынке, падением курса рубля, с уходом сервисных иностранных компаний, которым, кстати, в отличие от российских сервисных компаний добывающие российские структуры исправно платили деньги за услуги вне зависимости есть положительный результат или нет. Активный отбор запасов таким способом как ГРП или бурение горизонтальных скважин стал нерентабельным, а скважины на «ранее разорванных пластах», как правило, снизили нефтеотдачу и в большинстве своем переведены в периодический режим эксплуатации. По словам директора департамента экономики и финансов Минприроды РФ Григория Выгона «практически нет инвестиций во внедрение новых технологий в первую очередь по повышению нефтеотдачи и компании крайне неохотно занимаются их внедрением. По большому счету, просто не умеют это делать и во многом не хотят учиться. Практика показывает, что это может быть связано, в том числе, со структурой нашей отрасли, в которой преобладают крупные вертикально-интегрированные компании. В России именно маленькие компании занимаются разработкой методов повышения нефтеотдачи, но на уровне больших компаний этого не происходит». Перед нефтяными компаниями встал вопрос, что делать, как хотя бы сохранить уровень добычи нефти, где брать инновационные технологии. Еще в начале 2000х годов практически все крупные добывающие российские компании вывели активы своих сервисных структур по причине «непрофильности», предпочитая пользоваться услугами зарубежных компаний. Есть надежда, что добывающие углеводороды компании вынуждены будут обращаться к российским сервисным структурам и искать дешевые и эффективные технологии МУН, либо срочно вкладывать деньги в их разработку.

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

а длительность эффектов исчисляется в лучшем случае 2-3 месяцами, при этом на высоко обводненном фонде скважин (7595%) ни одна из традиционных технологий не эффективна. Безусловно, линейные законы и линейные зависимости существуют, но это скорее исключение из правил, чем правило. Современная наука доказала, что нелинейные системы естественного или искусственного происхождения развиваются по одним и тем же алгоритмам. Природа не линейна (академик РАН Р.Ф. Ганеев). Исходя из этого, мы рассмотрели проблему с точки зрения нелинейных физических процессов, благо исследования в области нелинейной волновой механики гидродинамических систем проводили выдающиеся советские (российские) ученые: – Академик РАН Ривнер Ганеев, доказавший, что «за счет точного расчета возможностей создания нелинейных волн в нелинейных средах можно произвести существенное повышение газо- и нефтедобычи. Можно ввести в резонанс тонкие протяженные нефтяные пласты и уменьшить их обводненность»; – Академик РАН Анатолий Алексеев, установивший, что «при механическом воздействии на границе слоистой системы в ней возможен параметрический резонанс»; – Академик РАН Владимир Накоряков, который исследовал «поведение ударных волн в паро-и газожидкостных средах». Можно назвать многих других ученых, которые занимались фундаментальными исследованиями в области «теории нелинейных колебаний и устойчивости движений», что позволило разработчикам технологии ПИВ по новому посмотреть на физи-

Контрольный пульт

Технология ПИВ на продуктивные пласты углеводородов – свежий взгляд на нефтегазовую науку Создавая технологию ПИВ, мы изучили все известные МУН и пришли к выводу, что эти методы основаны на линейных физических законах и линейных зависимостях, поэтому они не могут дать четкого ответа на вопрос, что такое продуктивная залежь, какие процессы в ней происходят и можно ли управлять этими процессами и, как следствие, результаты применения методов не прогнозируются. Как правило, эффективность таких МУН не высока, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ческую сущность продуктивной залежи углеводородов. С точки зрения нелинейных физических процессов, продуктивная залежь это природный многослойный нелинейный модуль объемной упругости, содержащий неравновесную диссипативную динамическую систему, вид и свойство которой определяется самой системой, имеющей стационарную круговую частоту свободных колебаний, зависящую от начальных условий (размах колебаний) и возвратную силу, отнесенную к единице массы, равную силе возмущения. Фактически, это третий закон Ньютона, который рассматривается как «при взаимодействии двух тел, всегда возникают силы, приложенные к каждому из них, которые равны по величине и противоположны по направлению» в его нелинейном выражении, с учетом сил давления и вязкости. Под динамической системой понимается среда (нефть-газ-вода), физические параметры которых – плотность, упругость, жесткость, электромагнитные и физико-химические свойства – изменяются как во времени, так и в пространстве. Названные среды согласно теории «синхронизации динамических систем» взаимно проникают одна в другую и совершают относительно друг друга некоторые движения, в частности колебания. Исследования академика Алексеева показали, что при периодическом воздействии на такую среду, она сама начинает формировать ударные импульсы за счет самомодуляции. Для возбуждения такой среды был разработан, запатентован и внедрен в производство Идеальный нелинейный плазменно-импульсный источник направленных широкополосных управляемых периодических колебаний.

Комплект оборудования

Наконечник Плазменный излучатель

63

INNOVATIONS

ADVERTORIAL SECTION

Давление, КПа

В этом источнике соблю- 250 дены все принципы нелинейности, а именно «малым рас- 200 ходом энергии» – источник питания 220 В, потребляемая мощность 500 Вт, пре- 150 образованием и концентрацией большое количе- 100 ство накопленной энергии (6 000 В) и за счет взрыва 50 калиброванного металлического проводника подаваемого в межэлектродное про0 странство за 55 мкс создает0 20 40 60 80 Водонасыщенность, в % от объема пор ся холодная плазма – пар, газ высокого давления 10 т/см2, До обработки который через перфорационПосле 20 импульсов ные каналы проникает в пласт После 40 импульсов обработки в виде ударной волны, сжимает газожидкостную среду до тех пор, пока давление в ударной волне может доставляться в любую точку земноне сравняется с пластовым давлением, го шара любым удобным для транспортипосле чего происходит расширение среды ровки способом. Для применения технолов направление скважины. Между нелиней- гии необходим обычный каротажный подъным широкополосным источником пери- емник с одножильным или трехжильным одических направленных управляемых геофизическим кабелем и подъемник типа колебаний и нелинейной диссипативной А-50 для извлечения и последующего мондинамической системой устанавливается тажа НКТ. Время обработки одной скважинелинейная зависимость, что усиливает ны зависит от мощности рабочего интернелинейность среды. вала и может занимать несколько часов, Многократное повторение импульсов но не более суток. Длительность эффекта в заданных точках по мощности рабоче- от 12 месяцев до нескольких лет, при этом го интервала скважинным генератором при применении ПИВ в одной скважине, как позволяет при периодическом воздей- правило, положительным дебитом отклиствии равных по силе импульсов, разне- каются соседние скважины, находящиеся сенных на одинаковые промежутки вре- на одном эксплуатационном пласте. мени синхронизировать динамическую Перед применением технологии строится систему и вызвать в пласте резонансные адресная модель воздействия на базе имеколебания, что приводит к снятию поверх- ющихся материалов по объекту разработностного натяжения в порах капиллярах, ки и легенде скважины. Модель предусмамикрокапиллярах, кавитации и тепломас- тривает конкретное количество импульсов в сообмену. Все это позволяет увеличить рабочем интервале скважины в зависимости проницаемость в пласте усилить капилляр- от геолого-технических характеристик проное давление для нефти больше чем для дуктивного коллектора, а также геофизичеводы (нефть замещает воду) и тем самым ских данных по профилю притока в добычсоздать благоприятные условия для филь- ных скважинах и профилю приемистости трации нефтяной фазы к скважине при в нагнетательных скважинах. Технология снижении обводненности продукции. ПИВ может применяться на любом этапе Лабораторные исследования, проведен- эксплуатации скважин, начиная с ее освоные к.т.н. Александром Максютиным под ения и кончая поздним этапом при любой руководством д.т.н. Анатолия Молчанова обводненности (кроме конуса) скважины. показали, что при плазменно-импульс- Хорошо зарекомендовала для восстановленом периодическом воздействии меняют- ния работы скважин, вывода их из периодися тиксотропные и реологические свойства ческого режима в постоянный режим экснефти, снижается ее вязкость. плуатации после падения эффективности от применения ГРП. Может применяться как Практика применения при капитальном плановом ремонте скваТехнология ПИВ успешно применяет- жин, так и текущем, например замене насося как на добычном, так и на нагнетатель- са, что не требует дополнительных инвестином фонде скважин в реальных геологи- ций и не влияет на простой скважин. ческих условиях без добавок химических Как показала практика наших работ, в реагентов, проста и удобна в эксплуатации, отличие от западных технологий, разрабо-

64

танная нами модель применения позволяет заранее, на основе представленных заказчиком материалов по скважине прогнозировать результат воздействия и согласовывать его с заказчиком.

Перспективные разработки С целью повышения эффективности и оптимизации расходов компания «Новас» разрабо100 тала генератор ПИВ диаметром 42 мм, что позволяет на нагнетательном фонде скважин осуществлять «бесподходные операции», т.е. производить воздействие через лубрикатор и НКТ без демонтажа оборудования. С учетом большого числа скважин с горизонтальным окончанием, которые вопреки ожиданиям эффективны всего на 20-30% из-за кольматации участков горизонтальных окончаний, компания «Новас-СК» в рамках утвержденного проекта фонда «Сколково», с привлечением инвестиций фонда «Сколково» и канадской компании «ТехноВита» разработала технологию ПИВ в таких скважинах и методику доставки генератора к участкам, которые будут очищены от кольматанта. Пилотные работы запланированы до конца текущего года.

Перспективы создания полигона для импортозамещения Для решения проблемы импортозамещения компания «Новас» прорабатывает вопрос о создании в 2015 году первого в стране полигона на базе участка и выведенных из эксплуатации скважин, находящихся на балансе одного из нефтедобывающих регионов. Это позволит привлечь и испытать различные отечественные инновационные разработки в области нефтеотдачи, в том числе и трудно извлекаемых запасов из низко проницаемых пластов и тяжелых высоковязких нефтей, провести фундаментальные геолого-технические, геофизические исследования и в конечном итоге создать биржу инновационных технологий. Кроме того это позволит создать рабочие места и дополнительные финансовые поступления в казну региона. Политические, экономические и технологические вызовы произошедшие в последнее время в области нефтедобычи заставляют менять стратегию нефтедобычи и осваивать более дешевые и эффективные методы увеличения нефтедобычи, что повысит рентабельность работ и конкурентоспособность компаний.

Oil&GasEURASIA

Инвестиции сегодня. Строительство на завтра. Мы надеемся на тесное и долгосрочное сотрудничество с вами. Открытием нового завода в Костроме, мы хотим подчеркнуть наше стремление оказать поддержку местному населению и буровым компаниям в этом регионе. Наше передовое, высоконадёжное буровое оборудование без сомнения позволит вам добиться успеха. Познакомьтесь с нами. Зайдите на сайт NOVkostroma.com

©2014 National Oilwell Varco | All Rights Reserved